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Energías Renovables en Chile

Marcelo Castillo Agurto

Director de Regulación Endesa Latinoamérica

Director de Regulación Chile

16 | 06 | 11endesalatinoamérica

V Convención Internacional APREAN

Jornada Hispano-Chilena

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• Proinfa I y II

• Subastas por tecnología con precio techo, y contratos a 20 años.

• Descuento de peajes, y exención de impuestos.

• Incentivos de prima para eólico por 15 años.

• Ley de Renovables (Abr 2008). A partir del 2010

• Exención de peajes.

• Obligación para Gx de construir o contratar (5-10% de la energía).

• Penalizaciones: 28,5 – 42 US$/MWh

• Decreto Ley de Renovables (May 2008). Subastas con precio techo – 1 era Ene. 2010

• Subastas por tecnologías, Prima: garantiza los ingresos, contratos 20 años.

• Beneficios tributarios y arancelarios

• Pago por Confiabilidad para plantas menores, y exención de impuestos

Perú

Colombia Brasil

Argentina

A pesar del alto componente hidráulico en América Latina, los reguladores están desarrollando políticas de renovables no convencionales

5%5%

10%10%

8%8%

10%10%------

Chile

Meta a 2023Sin Meta definida

Meta a 2016

Meta a 2024

Meta a 2013

~20 GW

~2,8 GW

~0,5 GW

~0,5 GW

~2,9 GW• Minihidro < 20MW

• Minihidro < 40MW





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El desarrollo renovable más eficiente y de mayor recurso disponible en Latinoamérica es la hidráulica

69%

70%

22%75%

33%7%

Brasil: ~ 260.000Colombia: ~ 93.000

Perú: ~ 60.000Mexico: ~ 53.000

Venezuela: ~ 46.000Argentina: ~ 44.500

Chile: ~ 25.000Ecuador: ~ 24.000

---------------Total Latam: ~ 640.000

Fuente: IHA White Paper Febrero 2003 y OLADE. Cifras del año 2002, salvo Sudamérica+ Centroamérica + Caribe que es 2006Fuente: IHA White Paper Febrero 2003 y OLADE. Cifras del año 2002, salvo Sudamérica+ Centroamérica + Caribe que es 2006

Chile 19%

(*) Sobre potencial técnica y económicamente factible(*) Sobre potencial técnica y económicamente factible

El 67% del recursos restantes permitiría producir unos 1.600 TWh/año

Potencial MW HidráulicoPorcentaje de recursos Hidráulicos Desarrollados (*)


Minihidro: ~ 1.400Geotérmica: ~ 16.000

Eólica: ~ 30.000Solar-fotovoltaica: ~ 228.000

Mareomotriz: ~ 240.000---------------

Total Chile: ~ 515.400

Potencial MW ERNC Chile

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Aspectos claves para la promoción de las renovables en Chile

50% del aumento progresivo del 0,5% anual de la obligación debe venir a través de un

proceso competitivo con terceros.

Dada la actual política del gobierno en Chile, de promover precios más bajos, la entrada podría ser gradual y competitiva comparado con los precios de expansión (gas, carbón, e hidráulicas).

Competencia

Política de precios bajos

En la medida que la inserción de las ERNC es eficiente, y bien remunerada por el mercado, los consumidores no tendrán que pagar más

de lo que realmente cuesta la energía.

Tecnologías Eficientes

En discusión: Subir la meta de 10% (2024) a 20% (2020).

Enmienda que aumenta de 20 a 100 MW el límite de calificación como ERNC para proyectos hidráulicos.

Actualmente esta es la tecnología disponible más eficiente y limpia en Chile.

Iniciativas del Gobierno

Cualquier empresa eléctrica que exceda la cuota obligada podrá convenir el traspaso de sus excedentes a otra empresa eléctrica, incluso con otro sistema eléctrico.

Mercado de acreditación

Metas obligatorias graduales: 5% de 2010 a 2014 (con aumento anual +0,5%

a partir 2015) hasta 10% en 2024.

Incentivo a la inversión: las cuotas tienen una vigencia de 25 años.

Penetración gradual


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Meta ERNC en ChileDescripción genérica

Ventas SIC+SING

2010 2020

Energía Considerada(1)

Cuota ERNC (2)

TWh

%

55

13

(1) De acuerdo a Ley actual para el cálculo de la cuota se considera la energía comercializada a partir de 2007(2) Renovables instalados = 283MW,

0,7

TWh

TWh

5%

55 TWh

13

Meta 5%

98 TWh

90

Meta 8%

Ley actual

98

90

7,1

8%

MW - 2.430Ejemplo Adicional EÓLICO Requerido (Fc 30%)

2024

116 TWh112

Meta 10%

Ley actual

116

112

11,2

10%

3.970

CAGR de crecimiento de las ventas, estimación

Meta Real 2010 = 1,0 TWh (equivalente a 8%).

MW - 1.340Ejemplo Adicional HIDRO Requerido (Fc 50%) 2.270


20% ?

20% ?

4,5%

4,5%

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Conexión a la red

•Seguridad

•Necesidad

•Suficiencia

•Eficiencia Económica

•Seguridad

•Calidad de servicio


•Medio ambiente

DSO/TSO

Generador

Si, salvo el caso de peligro para la

seguridad de la red o restricciones de

capacidad

• Las ERNC tienen una prioridad de conexión en términos de corto plazo para la licencia

• In HV/VHV el coste es descontado exclusivamente para las plantas ERNC

No

•Seguridad

•Calidad de servicio


DistribuidorSi, sin perjuicio del cumplimiento de las exigencias de

seguridad y calidad de servicio

vigentes

• si LV/MV Los generadores pagan un coste estándar definido por la Autoridad

• si HV/VHV Los generadores pagan una tarifa de conexión con descuento

• Costes de conexión: balance entre los costes adicionales en las zonas adyacentes y los ahorros por la operación de la planta Generador

• “Shallow charges”* generador

• “Deep charges”: para distribución generador; para transmisión sistema

Criterios PlanificaciónObligación de

conectarAsignación de Costes

Incentivospara conexión de

renovables

Italia

Chile

España

• <9 MW→ exentas del pago total de peaje troncal;

• >9 MW y <20 MW→ parcialmente exentas del pago de peaje troncal hasta un máx del 5 % del peaje total del sistema.


(*) “Shallow charges” o “costes de conexión superficiales” - únicamente los costes de conexión a las redes. El resto de costes (p. ej., de refuerzo de redes, etc.) se recuperan a través de las tarifas generales por uso de las redes (que, a su vez, pueden repartirse entre generación y demanda). Este tipo de tarifas favorece en general el desarrollo de las instalaciones de generación.(*) “Deep charges” o “costes de conexión profundos” Recuperan todos los costes incrementales asociados a la conexión de nuevas instalaciones de generación (en general, conexión y refuerzo de las redes) a través de los costes de conexión.

(*) “Shallow charges” o “costes de conexión superficiales” - únicamente los costes de conexión a las redes. El resto de costes (p. ej., de refuerzo de redes, etc.) se recuperan a través de las tarifas generales por uso de las redes (que, a su vez, pueden repartirse entre generación y demanda). Este tipo de tarifas favorece en general el desarrollo de las instalaciones de generación.(*) “Deep charges” o “costes de conexión profundos” Recuperan todos los costes incrementales asociados a la conexión de nuevas instalaciones de generación (en general, conexión y refuerzo de las redes) a través de los costes de conexión.

Si, salvo el caso de peligro para la seguridad de la

red

Fuente: Enel RES CompendiumFuente: Enel RES Compendium VHV: 150-380 kV; HV: 35-150 kV; MV: 10kV-30kV; LV: 380-420 V y 220-240 V VHV: 150-380 kV; HV: 35-150 kV; MV: 10kV-30kV; LV: 380-420 V y 220-240 V

LGSE DFL Nº 4DS 244LGSE DFL Nº 4DS 244

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Modelos de Remuneración de Renovables

Feed-in tariffs Subvención a la Inversión

Subastas Cuotas o Certificados Verdes

• Se fijan los Incentivos administrativamente por el regulador.

• Se asume el riesgo de retribuir en exceso algunas tecnologías.

• No se traspasan las eficiencias a los clientes finales.

• En ocasiones sólo pueden beneficiarse empresas.

• Es la medida que menos éxito ha conseguido en la penetración de las renovables.

Es común en Latinoamérica los esquemas de Subastas

• Se fija administrativamente los volúmenes de cada tecnología.

• Competencia entre los promotores.

• Se traspasan las eficiencias a los clientes finales (para ello la necesidad de que haya muchas subastas)

• El mercado selecciona los proyectos.

• Es neutro en términos de tecnología (se incorporan aquellas maduras y de menor coste).

• Se traspasan las eficiencias a los clientes finales.

• No se traspasan las eficiencias a los clientes finales.


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El desarrollo regulatorio debe acompañar a la Política de Renovables del País

Razonable cuota definida antes que primas.

Penetración gradual y ordenada de las renovables.

Apuesta por tecnologías renovables maduras en línea con el desarrollo progresivo de la industria local.

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Regulación Sostenible Argumentos

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Que compitan con su coste de expansión.2

Una política energética cuya tarifa pueda ser pagada por el cliente final.1

• Limita el incremento tarifario al clientes (menor grado de recursos de los cliente)

• Disponibilidad de otros recursos renovables (potencial de desarrollo en hidro).

• Chile y Perú con metas anuales.

• Subastas de Eólicas /Biomasa /Minihidro desarrolladas con éxito.

• Precio de las renovables incluidas en el coste del sistema (Chile/Perú).

• Brasil separa por tecnología.

• Tarifa eficiente para el cliente.

Coordinarse con otras políticas: eficiencia energética, cambio climático, smart grids, etc.6

• Latam ya está desarrollando la política coordinada.

Resumen

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AnexoNormativa vigente

Ley General de Servicios Eléctricos

Artículo 79º.- Los propietarios de los medios de generación renovable no convencionales y de las instalaciones de cogeneración eficiente, <…>, que se encuentren conectados al sistema eléctrico respectivo y cuyos excedentes de potencia suministrada al sistema sea inferior a 20.000 kilowatts, estarán exceptuados del pago total o de una porción de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación hacen de los sistemas de transmisión troncal, conforme a los criterios establecidos en los incisos siguientes.

Los peajes a pagar serán determinados ponderando los peajes que correspondería pagar conforme a las normas generales de peajes por un factor proporcional igual al exceso por sobre 9.000 kilowatts de los excedentes de potencia suministrada al sistema dividido por 11.000 kilowatts. En caso que dichos excedentes de potencia sean inferiores a 9.000 kilowatts, el factor será nulo.

Si la capacidad conjunta exceptuada de peajes excede el 5% de la capacidad instalada total del sistema eléctrico, los propietarios de los medios de generación señalados en el inciso primero de este artículo deberán pagar además un peaje equivalente a los montos de los peajes exceptuados en virtud de la aplicación del inciso segundo de este artículo <…>.

Reglamento para Generación No Convencional

Artículo 7°: Sin perjuicio del cumplimiento de las exigencias de seguridad y calidad de servicio vigentes, las empresas distribuidoras deberán permitir la conexión a sus instalaciones de los PMGD cuando éstos puedan acceder a dichas instalaciones mediante líneas propias o de terceros.

Artículo 8°: Las obras adicionales que sean necesarias para permitir la inyección de los excedentes de potencia de los PMGD deberán ser ejecutadas por las empresas distribuidoras correspondientes y sus costos serán de cargo de los propietarios de los PMGD.

Para el cálculo de estos costos se considerarán tanto los costos adicionales en las zonas adyacentes a los puntos de inyección, como los ahorros de costos en el resto de la red de distribución, conforme a los criterios y procedimientos establecidos en el Capítulo 3 del presente título. <…>

Artículo 29º: Los costos de conexión con cargo al propietario de un PMGD que desea conectarse a las instalaciones de una empresa distribuidora, se determinarán mediante un balance entre los costos adicionales en las zonas adyacentes al PMGD y los ahorros por la operación del PMGD respectivo.

1111

“..En una economía el riesgo solo puede trasladarse, no eliminarse..”

Frases Memorables …

1212

“..Es mas fácil subirse a la ola del pensamiento reinante, que hacer un estudio profundo de la situación..”

Frases Memorables …

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