Comentarios sobre el proceso de descarbonización de la

matriz de generación

Agosto de 2020

Comisión de M

inería y EnergíaCám

ara de Diputados de Chile

Rodrigo QuinterosSocio de Moray Energy Consulting

Retirada6%

Retiro Anunciado

26%

Sin Anuncio68%

Menos de 5 años7%

Entre 5 y 15años

58%

Entre 15 y 30años

19%

30 o más años16%

Ubicación geográfica

• El parque generador a carbón alcanzaba originalmente a 5,012MW netos (de los cuales ya se han retirado 294 MW), según seindica en la Cuadro 1.

Antigüedad del parque a carbón

• La gran mayoría (62%) de las centrales a carbón tiene menosde 15 años de vida (fueron desarrolladas para superar la crisisde gas argentino).

• Un 6% de las centrales ya fueron retiradas y se ha anunciado elretiro de un 26% adicional a 2024, alcanzando una reducciónde 32%.

2

Parque Generador a Carbón

Figura 1. Distribución del parque generador a carbón según

antigüedad (%)

Moray Energy Consulting

5.0 TW 5.0 TW

Figura 2. Distribución del parque generador a carbón según

condición de retiro (%)

Cuadro 1. Capacidad instalada a carbón (sin retiros)

760 MW

884 MW

850 MW

2.889 MW

158 MW

Fuente: Moray en base a información del Coordinador Eléctrico Nacional

Propietario Central COD Cap. MWb Cap. MWn RegiónEngie Tocopilla (U12) 1983 (Ret) 83 77 AntofagastaEngie Tocopilla (U13) 1985 (Ret) 84 78 AntofagastaEnel TARAPACÁ (CTTAR) 1999 (Ret) 148 139 TarapacáAES Gener Ventanas 1 1964 115 106 ValparaísoEnel Bocamina 1970 130 122 Del BiobioEngie Tocopilla (U15) 1987 130 122 AntofagastaEngie Tocopilla (U14) 1987 136 127 AntofagastaAES Gener Ventanas 2 1977 208 193 ValparaísoEnel Bocamina II 2012 350 322 Del BiobioEngie Mejillones (CTM2) 1998 164 149 AntofagastaEngie Mejillones (CTM1) 1995 162 147 AntofagastaAES Gener Norgener (NTO1) 1995 141 122 AntofagastaGuacolda Guacolda U1 1995 154 142 AtacamaGuacolda Guacolda U2 1996 144 132 AtacamaAES Gener Norgener (NTO2) 1997 138 118 AntofagastaGuacolda Guacolda U3 2009 154 141 AtacamaGuacolda Guacolda U4 2010 154 142 AtacamaAES Gener Nueva Ventanas 2010 267 244 ValparaísoAES Gener Angamos 1 (ANG1) 2011 277 249 AntofagastaAES Gener Angamos 2 (ANG2) 2011 281 253 AntofagastaEngie Hornitos (CTH) 2011 170 154 AntofagastaEngie Andina (CTA) 2011 177 161 AntofagastaColbún Santa María 2012 370 342 Del BiobioAES Gener Campiche 2013 272 249 ValparaísoGuacolda Guacolda U5 2015 156 143 AtacamaAES Gener Cochrane (CCH2) 2016 275 245 AntofagastaAES Gener Cochrane (CCH1) 2016 275 245 AntofagastaEngie IEM 2019 377 348 Antofagasta

Total bruto 5,491 5,012

Infraestructura del gas naturalParque con acceso a gas natural

• El sistema cuenta con más de 5,000 MW de capacidad “neta”con acceso asegurado o factible a gas natural.Aproximadamente 3,300 MW corresponden a CC y 1,400 MW aCA. Adicionalmente se estima factible convertir al menos 365MW actualmente operando en diésel.

3

Parque Generador a Gas Natural

Moray Energy Consulting

Santiago

Figura 3. Infraestructura para gas natural en Chile

Citigate gasoductoTerminal GNL

Zona Centro

Zona Norte

Zona Sur

Zona Norte MWCC 1,598CA 232Diésel* 0Cogeneración 0

1,831

Zona Sur MWCC 0CA 511Diésel* 235Cogeneración 0

747

Zona Centro MWCC 1,711CA 649Diésel* 130Cogeneración 0

2,490

Cuadro 2. Capacidad instalada basada en gas natural

(*) Probable conversión

Fuente: Moray en base a información pública.

Central Empresa Estado Tipo central Cap. MWb Cap. MWn Zona.San Isidro I Enel Existente CC 358 319 CentroSan Isidro II Enel Existente CC 388 362 CentroNehuenco I Colbún Existente CC 347 327 CentroNehuenco II Colbún Existente CC 411 385 CentroNueva Renca G. Metropolitana Existente CC 339 318 CentroU16 Engie Existente CC 362 304 NorteCTM3 Engie Existente CC 246 232 NorteKelar Samsung/BHP Existente CC 533 455 NorteGas Atacama 1 Enel Existente CC 378 309 NorteGas Atacama 2 Enel Existente CC 354 298 NorteTaltal 1 Enel Existente CA 116 113 NorteTaltal 2 Enel Existente CA 122 120 NorteQuintero 1 Enel Existente CA 128 124 CentroQuintero 2 Enel Existente CA 129 127 CentroNehuenco 9B Colbún Existente CA 93 90 CentroCoronel SAGESA Existente CA 46 43 SurYungay 1 Inkia Existente CA 52 52 SurYungay 2 Inkia Existente CA 52 52 SurYungay 3 Inkia Existente CA 54 53 SurCandelaria 1 Inkia Existente CA 125 123 CentroCandelaria 2 Inkia Existente CA 129 128 CentroColmito Inkia Existente CA 58 57 CentroHorcones Arauco Bioenergía Existente CA 50 47 SurLos Guindos 1 Los Guindos Existente CA 135 132 SurLos Guindos 2 Los Guindos Existente CA 135 132 SurLos Pinos Colbún Existente Diésel 104 95 SurSanta Lidia AES Gener Existente Diésel 142 141 SurLos Vientos G. Metropolitana Existente Diésel 132 130 CentroSubtotal CC 3,716 3,310Subtotal CA 1,423 1,393Subtotal Diésel 379 365Total 5,518 5,068

Máximo despacho estimado

• El máximo despacho posible en base a gas natural alcanzaría a33,604 GWh (con aumento de capacidad de regasificación).

4

Utilización de Gas NaturalDespacho Histórico

• La generación termoeléctrica en 2019 representó un 55% deldespacho, con un 37% de carbón y 18% de gas natural.

• La generación a gas en 2019 superó los 14,000 GWh, lo quecorresponde a la más alta cantidad desde 2011. Por su parte, lageneración a carbón superó los 28,000 GWh (ver Figura 4).

Moray Energy Consulting

Figura 4. Despacho de generación a carbón y gas natural (TWh/año)

-

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

TWh/año Despacho Histórico SEN

Otros

Carbón

Gas

GNLQ

Propietario Planta Conf.Cap. (MWn)

Cesp. dm3/mwh

Días de Mant. TSF (%)

Gen (GWh) MMm3/d Regasificación

CV_Est.@7 US$/MMBTU

Enel San Isidro I CC 318.94 0.20 20 8.1% 2,427 1.5 Disponible 57.4Enel San Isidro II CC 362.27 0.19 20 5.2% 2,844 1.6 Disponible 53.9Colbún Nehuenco I CC 327.04 0.19 20 3.7% 2,608 1.5 Disponible 52.3Colbún Nehuenco II CC 385.30 0.19 20 5.0% 3,031 1.8 Disponible 51.4Metropolitana Nueva Renca CC 317.85 0.20 20 3.4% 2,543 1.5 Disponible 55.0Inkia Colmito CA 57.38 0.26 20 0.6% 472 0.4 Expansión 78.2Metropolitana Los Vientos CA 129.8 0.26 20 0.2% 1,072 0.8 Expansión 68.1Colbún Nehuenco 9B CA 90.4 0.32 20 1.6% 736 0.7 Expansión 84.4Colbún Candelaria 2 CA 127.8 0.32 20 0.1% 1,058 1.0 Expansión 85.0Colbún Candelaria 1 CA 122.7 0.32 20 1.6% 999 0.9 Expansión 85.0Enel Quintero 1 CA 123.7 0.32 20 2.7% 997 0.9 Disponible 86.1Enel Quintero 2 CA 127.3 0.32 20 0.6% 1,047 1.0 Disponible 86.1

Subtotal CC 1,711 13,452 7.9Subtotal CA 779 6,382 5.7Total 2,490 19,834 13.6

GNLM

Propietario Planta Conf.Cap. (MWn)

Cesp. dm3/mwh

Días de Mant. TSF (%)

Gen (GWh) MMm3/d Regasificación

CV_Est.@7 US$/MMBTU

Engie U16 CC 303.7 0.19 20 4.0% 2,414 1.4 Disponible 56.1Engie CTM3 CC 231.8 0.21 20 2.3% 1,875 1.2 Disponible 58.2BHP Kelar CC 455.5 0.18 20 3.0% 3,658 2.0 Disponible 49.1Enel Gas Atacama 1 CC 309.3 0.20 20 2.3% 2,502 1.5 Expansión 56.9Enel Gas Atacama 2 CC 298.2 0.20 20 2.3% 2,412 1.5 Expansión 56.9Enel Taltal 1 CA 112.8 0.30 20 2.7% 909 0.8 Expansión 82.2

Subtotal CC 1,598 12,861Subtotal CA 113 909Total 1,711 13,770

GNLQ+GNLMSubtotal CC 3,310 26,313Subtotal CA 892 7,290Total 4,202 33,604

Cuadro 3. Estimación de despacho máximo de unidades a gas natural

Renegociaciones y Término de PPA a carbón

• Desde el año 2017 se vienen desarrollando negociacionesentre los principales clientes libres que contrataron suministrobasado en carbón y están evolucionando hacia el reemplazo otérmino anticipado, lo que dejará paulatinamente a las plantasa carbón en una condición “merchant”.

• La Figura 5 indica que – al día de hoy – a 2025 esperamos unareducción de 60% en volúmenes contratados en base a plantasa carbón y de 90% a 2035. Negociaciones en curso podríanacelerar aún más esta perspectiva.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

Ejemplos:

• Acuerdo entre AES Gener y BHP para el prepago y término delPPA por 430 MW asociado a la central Angamos (558 MW). AESGener indicó que a partir de 2022 podría ser retirada si elsistema no la requiere por confiabilidad. Lo que se sumaría alos anuncios de Ventanas 1 y 2 (328 MW).

• Por su parte Engie ha anunciado a sus accionistas la extensiónen forma de contratos renovables por 700 MW y la intenciónde retirar 773 MW a carbón a 2024.

5

Retiro de Centrales a Carbón

2025-60%

2030-72%

2035-90%

Figura 5. Volumen de PPA vinculados a plantas a carbón (MW).

Fuente: Estimación Moray con base en información pública a Agosto de 2020.

Moray Energy Consulting

• Enel finalizó su contrato a carbóncon Collahuasi y retiró la centralTarapacá en 2019 (158 MW), a loque se sumó el anuncio del retirode Bocamina I y II (480 MW entotal).

68%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Coordinador (2018)

Moray PPA (2020)

Anunciado (2020)

6

Retiro de Centrales a CarbónPlan de Retiro de Centrales

• En una condición merchant (sin PPA) dominado por unaexpansión renovable, las plantas a carbón recuperan sus costosvariables y tendrán dificultad en cubrir costos fijos, lo que hacedudar de su viabilidad. Al considerar este efecto, se observaríaun retiro de centrales a carbón mucho más rápido que el quese ha contemplado en los análisis del Coordinador basado envida útil. En base a este criterio (PPA) proyectamos unareducción en torno al 60% al año 2026, según se aprecia en laFigura 6.

Figura 6. Evolución de capacidad instalada a carbón (% relativo a 2018)

Moray Energy ConsultingPlan de Expansión a Corto Plazo

• En consistencia con la transformación de los PPA, a 2025 seespera un significativo aumento (+6.000 MW) de la capacidadinstalada en tecnologías renovables, superando los 19,000 MW(hidro, solar y eólica).

• Más del 90% de la nueva capacidad renovable está asociada aPPAs (nuevos o renegociaciones).

Fuente: Estimación Moray con base en información pública a Agosto de 2020.

6,827 7,625

3,791 6,3792,501

5,188

-5,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,0002020 2025

Retiro de Carbón

Otros

Eólica

Hidro

Diésel

Gas Natural

Carbón

Solo considera retiro anunciado por las empresas.

x 1.1

x 1.7

x 2.0

Figura 7. Evolución de capacidad instalada del SEN por tecnología 2020-2025 (MW)

Fuente: Caso base 1S-2020 – Moray.

7

Retiro de Centrales a CarbónImpacto en Costos Marginales

• Se compararon algunos escenarios:

- Retiro por VU (BAU): Anuncios + retiros por según vida útil- Retiro por PPA: Según término de PPA a carbón- Retiro 2025 +CSP: Con inversión en CSP- Retiro 2025 sólo GN/Diésel: Sin inversiones adicionales al BAU.

• Los efectos sobre el costo marginal promedio anual seobservan en la Figura 7.

Figura 7. Costo Marginal Promedio Anual - Polpaico 220 kV (US$MWh)

Moray Energy ConsultingEfecto en el Despacho

• La hidroelectricidad se acomodará hacia las horas no-solares.Se requeriría todo el parque a gas natural y aporte diésel por almenos 1.000 MW (salvo que se desarrollen conversiones a gasnatural).

Fuente: Moray.

Figura 8. Caso Retiro 2025 – sólo GN/Diésel promedio diario (MW)

Fuente: Moray.

Promedio Abril 2027 Hidrología Seca

Promedio anual 2027 Hidrología Seca

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23Horas del día

DiéselGasEólicaSolarCarbónBiogas/BiomasaCSPCogeneraciónGeotérmicaHidroeléctrica

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23Horas del día

DiéselGasEólicaSolarCarbónBiogas/BiomasaCSPCogeneraciónGeotérmicaHidroeléctrica0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Retiro por VU

Retiro por PPA

Retiro 2025 +CSP

Retiro 2025 sólo GN/Diésel

Promedio anual Hidrología Seca

8

Retiro de Centrales a CarbónImpacto en la Expansión

• Para el caso de retiro acelerado del carbón, la inversión ennueva capacidad apuntaría al desarrollo de más de 3.000 MWen soluciones renovables incluyendo plantas gestionables (CSP,hidro-bombeo) acompañadas de un mayor desarrollo solarfotovoltaico con un costo de inversión aproximado de US$5.000 millones (para el escenario modelado).

• Sin embargo, su incorporación sería gradual debiendo el gasnatural mantenerse como pilar de la operación, lo que implicainversión en extensión de vida útil, acceso a capacidad deregasificación y flexibilidad.

Figura 9. Expansión para el escenario BAU y Retiro 2025 +CSP (MW).

Moray Energy ConsultingEfecto en Emisiones

• Se produce una reducción de emisiones de CO2 en torno a 10millones de toneladas anuales.

Fuente: Moray .

Figura 10. Emisiones de CO2 por año y escenario (Millones de TonCO2).

02468

10121416

Retiro por VU

Retiro por PPA

Retiro 2025 + CSP

Retiro solo Diesel/GN

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

DiéselCSPOtrosEólicaSolarHidroeléctrica

Caso Retiro 2025 + CSPCaso BAU

9

Respaldo del Gas NaturalDespacho de Centrales a Gas natural

• El retiro de centrales a carbón acelerado implicará un aumentoen la utilización de las centrales que utilizan gas natural segúnse aprecia en la Figura 11.

Moray Energy ConsultingAspectos a Considerar

• La generación a gas natural será el pilar del despacho degeneración de retiro acelerado de centrales a carbón.

• Vida útil de ciclos combinados próxima a su fin y se acelerarácon el despacho flexible.

- Trámite de RCA para extender vida- Inversiones para extender vida útil (¿incentivos?)- Inversiones en capacidad de regasificación (sistema muy

justo y criterio n-1 importante) (¿incentivos?)- Costos de operación flexible (¿incentivos?)

• La estrategia de flexibilidad es una alternativa para clarificarestas señales.

• La confiabilidad del suministro quedará respaldada por el gasnatural y el petróleo diésel. En consistencia, se debierapromover el cambio de combustible hacia gas natural parabajar costo, reducir emisiones y mitigar riesgos logísticos deconsumo masivo de diésel.

Fuente: Moray – Hidrología Seca (2017)

Figura 11. Despacho horario del gas natural para un día promedio (MW netos)

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

Horas del día

Retiro por VU

Retiro por PPA

Retiro 2025 + CSP

Retiro 2025 solo GN/Diésel

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

Horas del día

Retiro por VU

Retiro por PPA

Retiro 2025 + CSP

Retiro 2025 solo GN/Diésel

Mes de abril – 2027Hidrología Seca

Promedio año 2027Hidrología Seca

Fuente: Moray.

10

ComentariosComentarios para consideración1. ¿Descarbonización natural versus forzada? El retiro de

carboneras es inevitable, es sólo un tema de gradualidad.2025 parece muy encima para un 100% de retiro, pero elsistema debiera estar preparado para un 60% de retiro“natural” por renegociaciones de PPA (ritmos de inversión noson instantáneos).

2. El gas natural juega un rol clave para reemplazar el aportedel carbón pero se requieren incentivos “oportunos” paraextender la vida útil de plantas y expandir la capacidad deregasificación para manejar la transición hasta que existanalternativas (hoy no existen). RCA requieren extensión.

3. La estrategia de flexibilidad debe agilizarse para entregarincentivos para que se desarrollen tecnologías gestionablesflexibles (unidades a gas natural, CSP, hidro-bombeo u otras).

4. El efecto en costos de operación dependerá de la capacidadde los agentes para desarrollar inversiones, de la evolución delos commodities y del nivel de impuestos a las emisiones deCO2 entre otras variables. Se recomienda estudiar losescenarios de riesgo con más detalle en este sentido.

5. El traspaso de mayores costos a contratos existentes esdiscutible (condiciones previas a las licitaciones no eran tanauspiciosas como las actuales) y los efectos netos podríanresultar menores.

Moray Energy Consulting

6. Los nuevos contratos de suministro podrían tener unacomponente de mayor costo en la medida que susuministro dependa del respaldo del sistema y no seacubierto completamente con fuentes renovablesdiversificadas (que definen costo marginal de largo plazo).

7. Los efectos económicos sobre algunos inversionistasrenovables y termoeléctricos podrían existir (recuperación deinversiones). Tratados internacionales (revisar).

8. El ERE es una herramienta clave para el operador delsistema, de modo tal que permita recurrir a centrales acarbón si se producen problemas operacionales o se elevanlos costos de operación en una evaluación de largo plazo.

9. El Coordinador del SEN tiene un rol clave en determinar silos retiros son factibles. Es posible que algunos lugares nopermitan el retiro de unidades a carbón por problemas detransmisión, voltaje, estabilidad. Los análisis que actualmentese solicitan podrían resultar insuficientes y deben ser muyprofundos para asegurar la calidad de servicio.

10. El Coordinador debe tener una facultad de postergar lasalida en un plazo razonable para gestionar soluciones (sinafectar al dueño de la instalación).

@morayenergy

Rosario Norte 555 office 703, Las Condes – Santiago, Chile. Tel +56 2 3245 1205. http://www.morayenergy.com