Medición del impacto de la penetración de energías renovables no convencionales intermitentes en los costos del Sistema Interconectado Central
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2014
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Abstract
En Chile se ha aprobado recientemente una meta de generación eléctrica con Energías Renovables no Convencionales (ERNC) para el año 2025 de 20% (Congreso Nacional, 2013). Se espera que una fracción importante de los aportes de ERNC se realizarán mediante la incorporación a los sistemas eléctricos nacionales con fuentes intermitentes: Eólica y Solar. En efecto, de 8.663 MW en proyectos que cuentan con aprobación ambiental de ERNC un 45,5% corresponde a generación eólica y un 49,8% a generación solar (Centro de Energías Renovables,CER, 2013). La incorporación de ERNC intermitentes en los sistemas eléctricos produce una serie de beneficios como, por ejemplo, la reducción de los gases de efecto invernadero y contaminantes locales, la utilización de recursos locales, la producción de energía a costo variable cero y la diversificación de la matriz energética, entre otros. Sin embargo, su incorporación a los sistemas eléctricos convencionales no está exenta de desafíos, debido a su característica de intermitencia. En las condiciones del desarrollo tecnológico actual, estas ERNC intermitentes deben coexistir con energías convencionales. En Chile la principal generación eléctrica se concentra en dos grandes Sistemas: el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC), con capacidades de 4.600 y 13.585 MW respectivamente, y que dan cuenta de un 98,47% del consumo total de energía del país (Centro de Despacho Económico de Carga Sistema Interconectado Central, CDEC-SIC, 2013a).En esta tesis se analizan los efectos de la incorporación de ERNC intermitentes en el SIC, principal sistema eléctrico de Chile; para ello se modela matemáticamente la incorporación de ERNC intermitentes en un período de 9 años a partir del año 2017 hasta el año 2026, considerando cuatro escenarios de penetración de ERNC total al año 2024: 10 %, 15 %, 20% y 30 %. Los datos de entrada corresponden a aquellos que normalmente se emplean en el país para modelar los sistemas eléctricos. Se agregan además variables independientes necesarias para este trabajo. Los datos de entrada son: planes de obra de generación y transmisión, precios futuros de combustibles, estadística de hidrologías, previsión de demanda, etapas simuladas, y niveles de penetración de ERNC. Se analiza un escenario sensibilizado en el que se instala capacidad hidroeléctrica de gran tamaño (2.390 MW) en la provincia de Aysén entre el año 2022 y el año 2026. La modelación se realizó con el sistema PLEXOS R , que resuelve utilizando algoritmos de optimizacioó y programación dinámica estocástica. Se incorporaron metodologías novedosas para la modelación de centrales térmicas y de fuentes ERNC. Las simulaciones se realizaron en un equipo Pentium Intel i7-4770k 3.50 GHz con 16 GB de memoria RAM y en promedio tardaron un tiempo de 10 horas. Los resultados producto de las simulaciones y analizados en la tesis son: costos marginales, costos del SIC, emisiones de CO2, capacidad de reserva necesaria, factores de planta y ciclos de operación de embalses hidroeléctricos.El costo marginal esperado en los cuatro escenarios de penetración es estadísticamente igual y se encuentra en la vecindad de los 90 US$/MWh. Esto implica que la operación de venta y compra spot de energía no se vería significativamente afectada por una mayor penetración de ERNC intermitente, es decir, los ingresos de todas las unidades del SIC (nuevas o existentes) no disminuirían por el efecto del costo marginal. Respecto a los factores de planta de las unidades térmicas, sólo se mantienen constantes los de nuevas unidades térmicas, mientras que las ya instaladas disminuyen con mayor penetración de ERNC intermitente. Los costos totales (inversión en generación y transmisión más costo de generación) aumentan con una mayor penetración de ERNC intermitente. Se calcula un costo incremental de integración (por sobre el costo de desarrollo) promedio igual a 65,8 US$ por cada MWh de generación ERNC intermitente. Al año 2024, por cada 100 MW de generación eólica adicional instalada, la capacidad de reserva necesaria aumenta en 1,7 MW aproximadamente, mientras que por cada 100 MW de generación solar adicional instalada, la capacidad de reserva necesaria aumenta en 4,0 MW. El aumento de 1% de penetración ERNC produce una disminución promedio de 537.000 Toneladas de emisión CO2 en los 9 años estudiados.En base a los resultados del trabajo se proporcionan las directrices que debería incluir una política pública de generación eléctrica con relación a la incorporación de centrales ERNC intermitentes: una matriz de generación ERNC sustentable y diversificada, y un sistema que transparente e incorpore los costos de la penetración de fuentes de ERNC intermitente de tal manera que las decisiones de inversión estén bien orientadas. Por último, se indica la necesidad de profundizar estos análisis incluyendo otras restricciones que no fue posible incluir, a objeto de afinar con más detalle el efecto de las ERNC intermitentes en el SIC.
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Tesis (Magíster en Ciencias de la Ingeniería)--Pontificia Universidad Católica de Chile, 2014