Con el fin de identificar las principales barreras existentes para desarrollo de la energía geotérmica, el Ministerio de Energía, conjuntamente con el Banco Mundial, llevaron a cabo una asistencia técnica para el desarrollo del sector geotérmico en Chile, que tuvo como principales objetivos analizar el status de la energía geotérmica, identificar los proyectos vigentes, los progresos y desafíos existentes para entender la dimensión del reto pendiente, las principales barreras para su desarrollo y contribuir al diseño de un marco que favorezca la dinamización del sector.
Como parte de esta asistencia técnica el Ministerio de Energía ejecutó una instancia público-privada, denominada Mesa de Geotermia, cuyo objetivo fue evaluar el potencial y las oportunidades que plantea el desarrollo de la geotermia en el país, analizando el impacto sistémico que el desarrollo de esta fuente energética puede causar en los sistemas eléctricos interconectados, sus potenciales beneficios, co-beneficios y elementos beneficiadores en el corto y largo plazo, así como la justificación de los instrumentos de política que pudieran ser necesarios para su desarrollo. Actuaron como secretaría técnica la Fundación Chile, en coordinación con el Centro de Energía de la Universidad de Chile.
Conclusiones
La Mesa de Geotermia se implementó en tres etapas consecutivas, en donde cada una dependía de los resultados de la etapa previa:
Etapa 1: Identificar, validar y consensuar por parte de la industria geotérmica los costos de desarrollo de proyectos geotérmicos en Chile, y establecer el costo medio de la energía para un proyecto geotérmico;
Etapa 2: Identificar el impacto sistémico que puede introducir el desarrollo de la geotermia en el sistema eléctrico interconectado, analizando los eventuales beneficios, co-beneficios y elementos diferenciadores de la geotermia;
Etapa 3: En función de los resultados anteriores, analizar la pertinencia de intervenciones políticas para el desarrollo de la energía geotérmica en Chile, incluyendo instrumentos de fomento si se justificasen.
La Mesa, liderada por el Ministerio de Energía, inició sus actividades en diciembre de 2016 y finalizó en julio del 2018, en donde se realizaron 11 talleres plenarios, 2 reuniones de trabajo técnico llamados Petit Comités, junto con el análisis y procesamiento de información técnica y modelación numérica. En total se analizaron 216 escenarios de CAPEX y 648 escenarios para el costo nivelado de electricidad (LCOE por sus siglas en inglés), en donde se caracterizaron diferentes tipologías de desarrollo de proyectos geotérmicos en Chile, y se modelaron 12 matrices energéticas, estudiando en cada una de ellas su comportamiento en el corto y largo plazo, con diferentes condiciones de ingreso de la generación geotérmica en el mercado eléctrico.
1) El rango medio del potencial geotérmico desarrollable en Chile para el periodo 2017-2050 se estima en alrededor de 2.100 MW, con un potencial del orden de 600 MW enel periodo 2017-2030 y de 1.500 MW para el periodo 2031-2050.
2) El CAPEX unitario promedio en Chile para una planta geotérmica de 20 MW alcanza actualmente USD 8,8 millones por MW, mientras que para una planta de 50 MW y 100 MW alcanza USD 6,5 millones por MW y USD 5,7 millones por MW, respectivamente. Se identificaron economías de escala relevantes a medida que el tamaño de planta aumenta de 20 a 50 y 100 MW, observándose que el costo unitario disminuye en 25% y 33%, respectivamente.
3) El LCOE para un proyecto geotérmico de 50 MW, de CAPEX medio y una tasa de
descuento de 10% varía entre 100 USD/MWh y 140 USD/MWh, mientras que se
mantiene en el rango 85-125 USD/MWh en caso de considerar una tasa de descuento de 8%. El costo baja a 75-110 USD/MWh para el caso de un segundo proyecto de 50 MW ubicado en el mismo campo geotérmico que una planta geotérmica existente.
4) Bajo las condiciones simuladas la geotermia no modifica de forma significativa los costos totales del sistema, para el año 2037 (en 20 años). Con un parque generador basado en tecnologías actuales, podría disminuir el costo operativo (14,6%) y las emisiones de gases de efecto invernadero (4,7%), mientras que en el año 2047 (en 30 años), con un parque generador con un mayor aporte de flexibilidad, podría aumentar el costo operativo (3,7%) y las emisiones de gases de efecto invernadero (0,8%).
5) Según los resultados obtenidos, en la matriz resultante para el año 2037 la flexibilidad requerida por el sistema eléctrico, se puede obtener con el parque de generación tradicional existente. Atendiendo a que el parque térmico (en especial el carbón) reduzca su participación en la matriz, ya sea por obsolescencia, baja competitividad, políticas públicas o decisiones privadas, se requerirá reemplazar paulatinamente con tecnologías que tengan capacidad de aportar a la flexibilidad operacional. Por otra parte, y para un horizonte próximo, el aumento en la demanda del sistema y el incremento de participación de las energías renovables con variabilidad horaria significativa generará a necesidad de aumentar los niveles de flexibilidad del sistema eléctrico acional,independiente de la situación futura del parque térmico ya instalado, sentando una oportunidad para la geotermia de proveer flexibilidad al sistema.
6) La brecha en CAPEX entre los proyectos geotérmicos de 100 MW para el sistema
eléctrico simulado es de 243 USD/kW y 63 USD/kW para los años 2037 y 2047 respectivamente. La brecha en LCOE es de 3,5 USD/MWh y 1,0 USD/MWh en las
matrices resultantes de los años de evaluación.
7) Las simulaciones de la operación de corto plazo dan cuenta que la provisión de servicios de control de frecuencia por parte de unidades geotérmicas se produciría en horas con presencia de recorte solar, donde la valorización de la provisión de este tipo de recursos podría ser más bien baja (altos excedentes de reserva para regulación de frecuencia producto de una operación cercana a mínimo técnico por parte de las unidades hidráulicas y térmicas).
Bajo los supuestos considerados en el escenario seleccionado en la Mesa de Geotermia para la simulación del sistema eléctrico (escenario Base 1.0, ver Tabla 1), la geotermia podría lograr una condición de competencia al alcanzar un CAPEX en torno a los 4.800 USD/kW instalado, frente a otras tecnologías de similares atributos, como el gas natural (GNL) y la concentración solar (CSP). Esto, tomando en cuenta que dichas tecnologías también exhiben incertidumbre, ya sea en su estructura de costos (CSP) y/o disponibilidad y precio de su insumo primario (GNL). Tal nivel de competitividad puede ser alcanzado disminuyendo sus costos mediante el desarrollo del mercado 53 local de la industria y servicios, y también mediante posibles mejoras tecnológicas u operacionales.
Se levantaron propuestas de medidas de distinta índole para profundizar su penetración. Algunas de las propuestas realizadas por los actores han sido ya implementadas o estánen proceso de implementación, mientras que otras requieren de un consenso técnico y político. Éstas son:
1. Modernizar el pago por capacidad, abriendo la discusión respecto al mecanismo de pago por potencia.
2. Incorporar criterios para diferenciar ofertas con atributos específicos en Licitaciones de Suministro a Clientes Regulados.
3. Incluir informe de evaluación de recursos geotérmicos de terceros para optar
al mecanismo de cancelación anticipada del contrato o extensión en el plazo de
suministro en Licitaciones de Suministro a Clientes Regulados.
4. Disposiciones tributarias de interés para la geotermia.
5. Incorporación de áreas geotérmicas como potenciales candidatos de polos de
desarrollo en el marco de la Ley de Transmisión.
6. Búsqueda de fondos de cooperación internacional para mantener un instrumento de Mitigación de Riesgo de Exploración Geotérmico de forma permanente.
7. Creación de un comité experto para la descarbonización de la matriz eléctrica.
8. Creación de un Comité CORFO con dedicación exclusiva para la geotermia.
9. Elaborar un Plan de desarrollo de usos directos de la Geotermia.
10. Desarrollar un programa de impulso a la geotermia andina.
11. Modificación de la Ley N° 19.657 sobre concesiones geotérmicas. Las evaluaciones realizadas respecto a las posibilidades de inserción de la geotermia dentro de la expansión del sistema eléctrico, los resultados obtenidos respecto a las brechas económicas existentes para el desarrollo del potencial geotérmico en la matriz de generación eléctrica en el largo plazo, las conclusiones extraídas respecto de los beneficios y ventajas de la incorporación de la geotermia en la operación del sistema eléctrico y las medidas propuestas para profundizar su penetración, son los principales productos del trabajo de la Mesa de Geotermia y se presentan en este documento para la ponderación y evaluación en su mérito por las autoridades.
Reporte, Comunicaciones ACHEGEO AG
