pontificia universidad católica de escuela de ingeniería...
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DESARROLLOS DEL MERCADO ERNC SEGÚN LA VARIACIÓN DE LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES.
Francisco Bas Gonzales
Esteban Robles Quiroga
Profesor Hugh Rudnick
Profesional Guía Ignacio Urzúa
ABSTRACTO
Suele pensarse que la relación de los proyectos renovales no convencionales están fuertemente ligados solo a los precios de los combustibles fósiles, pero se olvida que hay otros factores más importantes que determinan el incentivo al desarrollo de esta estas tecnologías. En el estudio presentado a continuación se evalúan estos incentivos y se comparan con los propios precios de los combustibles para concluir su papel en el desarrollo de estos proyectos.
Pontificia Universidad Católica de Escuela de Ingeniería Departamento de Ingeniería Eléctrica IEE 3372 Mercados Eléctricos
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ÍNDICE
DESARROLLOS DEL MERCADO ERNC SEGÚN LA VARIACIÓN DE LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES. 1
ABSTRACTO 1
ÍNDICE 2
ÍNDICE DE FIGURAS 3
GLOSARIO DE TÉRMINOS 4
INTRODUCCIÓN 5
CAPÍTULO 1 6
CONTEXTO HISTORICO 6
1.1 Contexto histórico Nacional 6
1.2 El marco regulatorio para las Energías Renovables 8
1.2.2 Alternativas de comercialización para una central de Energía Renovable 12
1.3 Contexto histórico Internacional 14
1.3.1 Alemania 14
1.3.2 España 16
CAPÍTULO 2 18
BARRERAS ACTUALES EN EL DESARROLLO DE ERNC EN CHILE 18
2.1 Dificultad de proyectos ERNC para obtener financiamiento 19
2.2 Dificultad para estructurar contratos de ventas de energía 19
2.3 Necesidades de capital humano especializado para el desarrollo y aplicación de ERNC 19
2.4 Dificultad para establecer servidumbre eléctrica para el paso de líneas de transmisión 19
2.5 Dificultad de coordinación para proyectos ERNC para acceder a una solución común en transmisión 20
2.6 Dificultad de conexión a las redes de transmisión de acceso abierto 20
CAPÍTULO 3 22
RELACIÓN ENTRE DESARROLLO ERNC Y PRECIO DE COMBUSTIBLES 22
CONCLUCIÓN 30
BIBLIOGRAFIA 31
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1-1 Evolución Generación por combustibles SIC. ............................................ 7
Figura 1-2 Evolución Generación por combustibles SING. ......................................... 7
Figura 1-3 Alternativas de interacción comercial que posee un ERNC. ................... 13
Figura 1-4 Generación Bruta año 2012 Alemania. .................................................. 14
Figura 1-5 Sistema Eléctrico Alemán. ...................................................................... 15
Figura 1-6 Generación Bruta año 2012 España. ....................................................... 16
Figura 3-1 Comportamiento del precio de la energía. ............................................. 22
Figura 3-2 Comportamiento CMg entre bandas de precio. ..................................... 23
Figura 3-3. Ejemplo CMg entre bandas. ................................................................... 24
Figura 3-4 Ampliación CMg entre bandas. ............................................................... 24
Figura 3-5 Comportamiento CMg después de un aumento en el precio del carbón. ...................................................................................................................... 25
Figura 3-6 Comportamiento CMg después de un aumento en el precio del carbón y del diesel. .................................................................................................................. 25
Figura 3-7 Evolución CMg SIC. .................................................................................. 26
Figura 3-8 Evolución Matriz Energética SIC 2010-2014............................................ 27
Figura 3-9 Precio del carbón US$/TON. .................................................................... 28
Figura 3-10 Precio Crudo US$/BARRIL. ..................................................................... 28
Figura 3-11 Precio GNL US$/TON. ............................................................................ 29
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GLOSARIO DE TÉRMINOS
ERNC: Energía Renovable No Convencional
SEC Superintendencia De Electricidad y Combustible
CNE: Comisión Nacional de Energía
EIA: Estudio de Impacto Ambiental
DIA: Declaración de Impacto Ambiental
CDEC: Centro de Despacho Economico de Carga
SIC : Sistema Interconectado Central
SING : Sistema Interconectado Central del Norte Grande
PMG: Pequeños Medios de Generación
PMGD: Pequeños Medios de Generación Distribuida
CMg: Costo Marginal
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INTRODUCCIÓN
En todo mercado eléctrico desregulado los inversionistas se encuentran en un ambiente de incertidumbre y riesgos principalmente debido a la volatilidad de los precios de la energía y los combustibles, y los altos costos de inversión, junto a los cambios regulatorios.
Desde otra perspectivas, muchos países han visto el potencial de este tipo de energía, por sobre sus costos. Que los ha llevado a crear incentivos y mecanismos para incrementar su desarrollo, esta apreciación se ha originado por unas series de motivos entre las que se destacan:
La evolución de los precios del petróleo y la distribución geográfica de las reservas de energía.
Preocupaciones ambientales por los métodos tradicionales de generación.
Independencia estratégica de otros países para la obtención de combustibles.
En la actualidad, la problemática energética es uno de los principales desafíos del país, considerando la estrecha correlación entre la demanda y la oferta de energía. Además, Chile es un fuerte y potencial consumidor de energéticos, debiendo importar más de tres cuartas partes de éstos, para poder cubrir las necesidades totales de consumo nacional. Por lo que lo hace altamente dependiente de combustibles fósiles importados como el petróleo diesel cuyos precios, han aumentado continuamente. Asimismo, a ello se suma el desabastecimiento de suministro de gas natural desde Argentina. A esto se le suma que el país se encuentra actualmente en una situación de estrechez energética, la cual ha sido provocada por diversos factores. En particular, situaciones hidrológicas adversas han afectado la generación de energía a través de centrales hidroeléctricas (representando estas, más del 50% de la matriz de generación).
De acuerdo a lo anterior, es que se busca la existencia de una correlación entre las alzas en los precios de los combustibles y el desarrollo de proyectos de ERNC. De modo de detectar si actualmente o a futuro dichos precios de combustibles, afecten la inversión de dichas tecnologías en nuestro país.
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CAPÍTULO 1
CONTEXTO HISTORICO
1.1 Contexto histórico Nacional
Al 31 de marzo de 2015, el Sistema Interconectado Central (SIC) posee una potencia instalada de generación de 15.278 MW predominantemente hidrotérmicos, de los cuales un 94% tiene su origen en fuentes convencionales y un 6% proviene de ERNC. Por su parte, SING posee 4.785 MW, siendo en un 96% de origen térmico y un 4% en Energías Renovables. En conjunto, ambos sistemas poseen 20.063 MW los que corresponden a más del 99% de la capacidad instalada nacional (sistemas medianos como Aysén y Magallanes y sistemas aislados son menos del 1%). En la Figura 1-1 y Figura 1-2, se muestra la evolución de la energía y los costos marginales para SIC y SING. El mercado eléctrico en Chile se ha diseñado de forma tal que la inversión y la operación de la infraestructura energética la realicen operadores privados, promoviendo la eficiencia económica a través de mercados competitivos en todos aquellos segmentos no monopólicos. Es así que en el mercado de electricidad se han separado las actividades de generación, transmisión y distribución, las cuales tienen un tratamiento regulatorio diferenciado. Los segmentos de distribución y parte de la transmisión son regulados y tienen obligatoriedad de servicio y precios fijados conforme costos eficientes. En el segmento de generación se ha instaurado un sistema competitivo basado en la tarificación a costo marginal, en donde los consumidores pagan un precio por energía y un precio por capacidad (potencia) asociado a las horas de mayor demanda. Esto asegura que, cuando la estructura del parque generador está adaptada a la demanda, los ingresos por venta de energía a costo marginal de la energía, más los ingresos por venta de potencia a costo de desarrollo de la potencia de punta, cubren exactamente los costos de inversión más los costos de operación de los productores considerados en su conjunto.
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hPasada Embalse Eólico Carbón Gas GNL Otro Diesel Solar Costo Marginal (US$/MWh)
Figura 1-1 Evolución Generación por combustibles SIC.
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US$
/MW
h
GW
h
Hidro Cogeneración Solar Gas Natural
Carbón + Petcoke Carbón Fuel Oil Nro. 6 Diesel + Fuel Oil
Diesel Eólico Costo Marginal (US$/MWh)
Figura 1-2 Evolución Generación por combustibles SING.
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1.2 El marco regulatorio para las Energías Renovables
Las modificaciones de la ley general de servicios eléctricos (LGSE), oficializadas en marzo de 2004 mediante la Ley 19.940, modificaron un conjunto de aspectos del mercado de generación eléctrica que afecta a todos los medios de generación, introduciendo elementos especialmente aplicados a las ERNC. Se abre el mercado spot y se asegura el derecho a conexión a las redes de distribución a pequeñas centrales, tamaño en el que normalmente se encuentran muchas ERNC, con lo que aumentan las opciones de comercialización de la energía y potencia de dichas centrales.
i) Ley 19.940 (Ley corta I)
La Ley 19.940, oficializada en marzo de 2004 que, entre otras materias, perfeccionó el marco regulatorio de acceso a los mercados de generación eléctrica para pequeñas centrales de generación. Esto mejoró la viabilidad técnica y económica de proyectos pequeños con ERNC.
La certeza jurídica del acceso al mercado eléctrico mayorista para cualquier generador eléctrico, independientemente de su tamaño.
El derecho de los proyectos menores a 9[MW] de capacidad instalada, a conectarse a las redes de distribución, así como los procedimientos y requisitos que deberán cumplir tanto las empresas de distribución de energía eléctrica como los proyectos de generación.
Un mecanismo de estabilización de precios para la remuneración de la energía en el mercado mayorista al cual pueden optar los proyectos menores a 9 [MW] de capacidad instalada.
La excepción del pago de peajes de transmisión troncal para aquellos proyectos cuyos excedentes de potencia suministrados a los sistemas eléctricos sean menores a 20 [MW] y cuya fuente de energía sea no convencional, esto es ERNC y cogeneración. Para centrales no superiores a 9 [MW] la excepción es total; entre 9 y 20 [MW] de capacidad instalada, se deberá pagar entre un 0 y un 100% del peaje, en forma proporcional a sus excedentes de potencia.
Mecanismos simplificados para la coordinación de la operación en el sistema eléctrico de los proyectos de ERNC menores a 9 [MW] de capacidad instalada cuando estos opten por participar en el mercado eléctrico mayorista.
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ii) Ley 20.018 (Ley corta II)
Promulgada el 19 de mayo de 2005 por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, surge debido a la incertidumbre respecto a la disponibilidad del gas natural argentino, lo que dificultaría estimar niveles de precios futuros y niveles de ingresos por ventas de energía. A continuación, siguen los aspectos centrales de la Ley 20.018:
Permite la licitación de contratos a largo plazo por parte de las empresas distribuidoras y precios superiores al precio de nudo y no sujetos a la variación de éste.
Amplía la banda de ajuste de precios regulados con respecto a precios libres. Creación de un mercado que permita a las generadoras dar incentivos para que los
clientes que consumen menos de 2 [MW] regulen su consumo. La falta de suministro de gas argentino no constituye causa de fuerza mayor.
iii) Decreto Supremo N° 244
Debido a la creciente demanda de energía que ha experimentado Chile en los últimos años y a la necesidad de aprovechar algunos medios de generación de electricidad que representan una alternativa de ampliación de las fuentes de generación de energía, surgió la idea de regular las condiciones de generación de los Pequeños Medios de Generación cuya fuente de energía inyectada no supere los 9[MW] y de los Medios de Generación No Convencionales, cuyos excedentes de potencia no superen los 20 [MW], hecho que fue enfrentado por medio de la aprobación del Decreto Nº 244, “Reglamento para Medios de Generación No Convencionales y Pequeños Medios de Generación”. Con la publicación del Decreto Supremo Nº 244, las autoridades han abordado la regulación de las actividades de los pequeños medios de generación, en cuanto a sus precios y condiciones de conexión, lo cual busca generar un ambiente estimulante para ellos.
Adicionalmente, con este nuevo reglamento se complementó lo establecido en la ley eléctrica en sus modificaciones 19.940 del año 2004 y 20.018 del 2005, abordando los siguientes elementos:
Incorporación de los agentes anteriormente mencionados a un sector de generación libre y competitiva, que opera en un mercado mayorista.
Acceso a precios y condiciones similares a las que optan las energías tradicionales. Incentivos para la instalación, excluyendo de pago por sistema de transmisión.
Lo anterior mejoró las condiciones de acceso al financiamiento para este tipo los proyectos ERNC. Adicionalmente, el aumento del costo de la energía en Chile, sumado al descenso continuo de las inversiones en nuevas tecnologías, podría mejorar las expectativas para el desarrollo y la conexión de estos pequeños medios de generación.
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Las disposiciones del presente reglamento se aplicarán a las empresas que posean medios de generación conectados y sincronizados a un sistema eléctrico y que se encuentren en alguna de las siguientes categorías:
Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD): Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9[MW], conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público.
Pequeños Medios de Generación (PMG): Medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a 9[MW], conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o adicional.
iv) Ley de Energías Renovables No Convencionales (Ley 20.257)
El 1 de abril de 2008 entró en vigencia la Ley 20.257 que establece una obligación para las empresas eléctricas que un porcentaje de la energía comercializada provenga de fuentes ERNC. Las disposiciones principales de la ley son:
Cada empresa eléctrica que efectúe retiros de energía desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 [MW] (es decir, el SING y el SIC) para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, deberá acreditar que una cantidad de energía equivalente al 10% de sus retiros en cada año calendario haya sido inyectada a cualquiera de dichos sistemas, por medios de generación renovables no convencionales, propios o contratados.
Entre los años 2010 y 2014, la obligación de suministrar energía con medios renovables no convencionales será de 5%. A partir de 2015, este porcentaje se incrementará en 0,5% anual, hasta llegar al 10% en el año 2024. Este aumento progresivo se aplicará de tal manera, que los retiros afectos a la obligación el año 2015, deberán cumplir con un 5,5%, los del año 2016 con un 6% y así sucesivamente, hasta alcanzar el año 2024 el 10% provisto.
La empresa eléctrica que no acredite el cumplimiento de la obligación al 1 de marzo siguiente al año calendario correspondiente, deberá pagar un cargo, cuyo monto será de 0,4 [UTM] por cada [MWh] de déficit respecto de su obligación. Si dentro de los tres años siguientes incurriese nuevamente en incumplimiento de su obligación, el cargo será de 0,6 [UTM] por cada [MWh] de déficit.
Esta obligación regirá a contar del 1 de enero del año 2010, y se aplicará a todos los retiros de energía para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales cuyos contratos se suscriban a partir del 31 de agosto de 2007, sean contratos nuevos, renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar naturaleza.
Las obligaciones pueden acreditarse con indiferencia del sistema interconectado en que se realicen las inyecciones (SIC o SING), es decir, una empresa que suministra
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energía en el SIC puede usar ERNC producida en el SING para fines de acreditación, para lo cual la ley establece la coordinación necesaria de los CDEC.
Cualquier empresa eléctrica que exceda su obligación de inyecciones de energía renovable no convencional podrá convenir el traspaso de sus excedentes a otra empresa eléctrica, los que podrán realizarse incluso entre empresas de diferentes sistemas eléctricos.
Es importante notar que el cumplimiento de esta ley sólo es válido para ERNC producida por instalaciones que se hayan conectado al sistema a partir del 1 de enero de 2007.
Sólo para los efectos de la acreditación de la obligación establecida en la ley, se reconocen también parte de las inyecciones provenientes de centrales hidroeléctricas cuya potencia máxima sea igual o inferior a 40 [MW], aun cuando los proyectos hidroeléctricos superiores a 20 [MW] no son definidos como ERNC en la ley. Este reconocimiento corresponde a un factor proporcional que es nulo para potencias iguales o mayores a la potencia señalada.
v) Ley 20/25
El 19 de Junio de 2013 entró en vigencia la Ley 20/25, la cual aumenta la obligación desde un 10% (exigida en la ley 20.257) a un 20% para el año 2025. Las disposiciones principales de la ley son:
Cada DP realizará una liquidación mensual del balance de ERNC inyectada, considerando el promedio mensual de los costos marginales instantáneos en el punto de inyección y el precio licitado.
Si la energía inyectada, valorizada al costo marginal promedio, es mayor a la energía inyectada valorizada al precio licitado, las empresas eléctricas que efectúen retiros del sistema recibirán la diferencia, a prorrata de sus retiros, hasta un valor máximo de 0,4 UTM por MWh, percibiendo el exceso de dicha cifra el respectivo generador renovable no convencional.
Si la energía inyectada, valorizada al promedio mensual de los costos marginales, es inferior a la energía inyectada valorizada al precio licitado, las empresas eléctricas que efectúen retiros del sistema deberán pagar la diferencia, a prorrata de sus retiros, hasta un valor máximo de 0,4 UTM por MWh.
En caso que la energía mensual inyectada por un proponente que se haya adjudicado la licitación sea mayor o igual al bloque mensual comprometido, el excedente de energía se valorizará a costo marginal instantáneo de cada sistema eléctrico.
La energía inyectada mensualmente correspondiente a bloques adjudicados y comprometidos en alguna de las licitaciones se empleará para el cumplimiento de la obligación. Cada mes se asignará esta energía a todas las empresas que realicen
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retiros, a prorrata de los montos de energía retirados en el mes por cada una de ellas.
Los planes de expansión de las instalaciones de generación de cada sistema mediano deberán contemplar proyectos de medios de generación renovables no convencionales, los que deberán priorizarse en relación a otras fuentes de energía primaria considerando una expansión eficiente del sistema.
1.2.2 Alternativas de comercialización para una central de Energía Renovable
La Figura 1-3 muestra en términos generales las diferentes alternativas de interacción comercial que posee un ERNC. De igual manera, se muestra el tipo de acuerdo que se logra, por ejemplo, con clientes libres se establecen contratos acordados entre las partes mientras que en el caso del mercado spot, las transacciones se realizan a costo marginal o precio estabilizado.
Lo anterior da lugar a distintos modelos de negocio para proyectos ERNC en el mercado eléctrico chileno, los que consideran:
Venta de energía y potencia, a través del CDEC, en el mercado spot (al precio marginal instantáneo para energía y al precio de nudo de la potencia) a otras empresas de generación.
Venta de energía y potencia, a través del CDEC, en el mercado spot a precio estabilizado (corresponde al precio de nudo de las inyecciones) para energía y al precio de nudo de la potencia a otras empresas de generación.
Venta de energía y potencia a una empresa distribuidora que participa en una licitación, donde el precio de energía corresponde al estipulado en el contrato y el precio de potencia, al precio de nudo de la potencia vigente en el momento de la licitación.
Venta de energía y potencia a una empresa generadora en un contrato de largo plazo a precios a convenir para energía y potencia.
Venta de energía y potencia a un cliente libre en un contrato de largo plazo a precios a convenir para energía y potencia.
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Figura 1-3 Alternativas de interacción comercial que posee un ERNC.
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1.3 Contexto histórico Internacional
A continuación se analizan los países que han representado en los últimos años el mayor crecimiento de energías Renovables.
1.3.1 Alemania
En la actualidad Alemania es el principal promotor de energías renovables, destacando la energía Eólica, Biomasa y Solar Fotovoltaica (FV).
Actualmente las energías renovables poseen incentivos llevados por la Ley de Energías Renovables (EEG; Erneuerbare Energien Gesetz). Creada el año 2000 y reformada el año 2009. La cual fija como principal objetivo, incentivar a los inversionistas a un desarrollo acelerado de sistemas de energías renovables.
La aplicación de esta ley, busca alcanzar que un 35% de la energía generada sea atreves de Energías renovables para el año 2020.
Figura 1-4 Generación Bruta año 2012 Alemania.
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Los principales incentivos instaurados por la ley de Energías Renovables (EEG):
a) Obliga al operador del sistema a conectar las ERNC a la red eléctrica a su costo y a comprar toda la energía pagando una feed-in-tariff. Este costo es traspasado a los consumidores, quienes pagan tarifas más altas por la electricidad. De esta forma, los generadores de ERNC no pagan por la transmisión y reciben un pago fijo por kWh generado.
b) Obliga al operador de red a conectar preferentemente e inmediatamente toda la central de generación de energías renovables, a un punto de conexión más próximo en línea recta al lugar donde se encuentra ubicada la central. De modo de asegurar el costo mínimo para la central. Siendo el operador, el que asume todos los costos de generación para la central.
Figura 1-5 Sistema Eléctrico Alemán.
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1.3.2 España
España ocupa el segundo lugar a nivel mundial, en producción de energía eléctrica a través de Energías Renovables. Estos medios de generación han experimentado un fuerte crecimiento, en especial en las áreas eólica, solar fotovoltaica, y más recientemente en solar termoeléctrica, área que se encuentra en pleno crecimiento.
Contabilizando la evolución de todas las áreas renovables, la contribución de estas fuentes al balance nacional de energía primaria es de un 13,2%. La Directiva establece como objetivos generales, conseguir una cuota mínima del 20% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía de la Unión Europea.
Figura 1-6 Generación Bruta año 2012 España.
El sistema de apoyo a la generación de electricidad a partir de energías renovables, en instalaciones conectadas al sistema eléctrico, está fundamentado sobre dos pilares:
Un marco jurídico que prioriza el aprovechamiento de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables.
Un marco económico estable y predecible que incentiva la generación a partir de tales recursos, al tiempo que permite que las inversiones asociadas obtengan unas tasas razonables de rentabilidad.
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En la actualidad la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables tiene la consideración de producción en régimen especial, en los términos establecidos en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. Este régimen especial se basa en un sistema de apoyo directo a la producción, que contempla la percepción de retribuciones superiores al régimen ordinario, mediante el establecimiento de un sistema de tarifas reguladas y primas específicas, que tienen la consideración de internalización de beneficios medioambientales, diversificación y seguridad de abastecimiento. Este sistema ha demostrado un alto grado de eficacia en el desarrollo de la generación de electricidad con renovables, tanto en España como internacionalmente. Actualmente el marco regulatorio esta desarrollado por el Real Decreto 661/2007. Los titulares de instalaciones renovables pueden escoger, por periodos no inferiores a un año, entre dos alternativas de retribución para la energía evacuada:
a) Venta a tarifa regulada, diferente para cada tecnología.
En este caso la autoridad se basa en los costos de instalación y mantención del generador. Esta tarifa depende del tamaño de la central de modo que no exista un beneficio que provenga de las economías de escala que se producen a estos niveles de generación.
b) Venta libre en el mercado de producción de energía eléctrica.
Su retribución es el precio que resulta en el mercado organizado (o el precio libremente negociado), complementado por un bono, específico para cada área tecnológica renovable. Estos están compuestos de un premio por participar en el mercado más un incentivo.
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CAPÍTULO 2
BARRERAS ACTUALES EN EL DESARROLLO DE ERNC EN CHILE
Actualmente, en el sistema eléctrico chileno existe una cantidad importante de proyectos de ERNC, sin embargo muy pocos se concretan en centrales de generación. Un punto a considerar es que, aunque existiesen condiciones económicas favorables para la implementación de ERNC, igualmente no se realizarán todos los proyectos sometidos a evaluación ambiental. Esto se debe a que dicho proceso de calificación ambiental representa sólo uno de los requisitos (costos de transacción) para la realización del proyecto, pero existen también otros requerimientos que pueden retrasar o cancelar un proyecto (por ejemplo, disponibilidad de capital, rentabilidad, conexión eléctrica).
Cabe entonces plantear la pregunta del porqué se tiene una tasa tan baja de implementación efectiva de proyectos ERNC. Una primera hipótesis podría plantear una falta de respaldo o convencimiento de los propios desarrolladores, pero el hecho de postular a calificación ambiental, que es un proceso largo (6 meses a 1 año) y con un costo asociado (del orden de unos 50 a 200 mil dólares, dependiendo del tamaño del proyecto), implica una voluntad de avanzar con los proyectos, que desestimaría la hipótesis planteada.
Las actuales barreras se explican por imperfecciones de mercado o sesgos de los mecanismos de regulación y tarificación existentes, los cuales fueron diseñados y perfeccionados en una época distinta, donde el sistema tenía prioridades diferentes de las actuales, y donde el desarrollo de las energías renovable no se veía ni importante a nivel país, ni factible a gran escala. La existencia de estas barreras no solo impide el desarrollo de energías renovables no convencionales en la actualidad, pero también se presentan como la principal amenaza a la diversificación de la matriz y a la disminución efectiva de las emisiones provenientes de la generación de energía en el futuro.
A continuación se mencionan barreras relevantes que afectan el desarrollo de proyectos de ERNC, en el país.
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2.1 Dificultad de proyectos ERNC para obtener financiamiento
En general, los mercados financieros locales y extranjeros tienden a mostrar resistencia a tecnologías nuevas como las ERNC debido a la incertidumbre que genera su rendimiento y operación. El riesgo e incertidumbre en la potencia producida frecuentemente por las tecnologías, genera problemas también en la evaluación de los proyectos, lo que se traduce en mayores niveles de riesgo financiero, y de aquí mayores tasas de interés. Este es un problema clave de Project Financing, que comparten los proyectos de ERNC, y puede ser considerada como una importante barrera financiera.
2.2 Dificultad para estructurar contratos de ventas de energía
Las bases para licitaciones de suministro, que se definen según los lineamientos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), especifican “Proyecciones de energía y potencia”, donde cada segmento de energía, tiene su respectiva potencia asociada de punta (según la definición del sistema) (Comisión Nacional de Energía (CNE), 2006). Esto hace que la oferta de plantas renovables no se adapte al perfil de generación, con potencia de punta, dificultando el acceso a contratos de licitación.
2.3 Necesidades de capital humano especializado para el desarrollo y aplicación de ERNC
En el ámbito de las ERNC se requiere desarrollar recursos humanos especializados tanto para la gestión, operación y mantenimiento de estas tecnologías como para la innovación y adaptación a condiciones locales. Inicialmente la inexistencia de este capital humano se puede constituir en una falla de coordinación que aumente el costo de impulsar algunas tecnologías. A modo de ejemplo, para la implementación del primer proyecto eólico Canela del Sistema Interconectado Central (SIC) se utilizaron empresas y capital humano extranjero, que encarecieron el proyecto. Es de interés entonces formar ese capital humano localmente para su participación en la formulación e implementación de proyectos ERNC.
2.4 Dificultad para establecer servidumbre eléctrica para el paso de líneas de transmisión
Actualmente el proceso tiene dos alternativas para establecer el derecho de paso en transmisión: acuerdo con los dueños de predio y tramitación de concesión eléctrica a través de Ministerio de Energía. La primera alternativa enfrenta dificultades en el proceso de ubicar a los dueños de múltiples predios y las posibilidades de no llegar a acuerdo económico. La segunda alternativa enfrenta plazos inciertos en las etapas de notificaciones a las partes interesadas del proyecto de concesión, la realización del
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informe de dicho proyecto por parte de la SEC y la determinación de los montos de la indemnización para los propietarios de los predios. En general, todo el sistema eléctrico nacional, enfrenta costos crecientes (y prohibiciones) a la hora de ampliar la capacidad de transmisión, esto producto de los mayores estándares ambientales, y la decidida participación pública tanto de las partes involucradas como de grupos de presión. En este contexto, en términos relativos los costos y problemas de transmisión pueden llegar a ser mucho más importantes para las ERNC que las tecnologías convencionales, ya que usualmente las primeras se encuentran a distancias considerables de los centros de consumo, y presentan mucha menor escala que proyectos convencionales de gran tamaño. En este contexto, las ERNC no pueden competir con proyectos, como las centrales a carbón, que pueden procurar una localización óptima desde el punto de vista de la transmisión.
2.5 Dificultad de coordinación para proyectos ERNC para acceder a una solución común en transmisión
La habilitación de un acceso al sistema interconectado, a través de una línea de transmisión, es una tarea difícil para proyectos de generación menores. La implementación de la línea incluye la definición del trazado de la línea, obtención de servidumbre por múltiples predios, obtención de la aprobación ambiental, realización de estudios de impacto sistémico, junto con una inversión considerable en la línea y el paño de llegada a la subestación. Todas estas tareas agregan un alto costo al proyecto, pero más importantemente, un riesgo considerable a la factibilidad del proyecto completo. De ahí que sea interés plantear mecanismos que separen la implementación de la transmisión del proyecto de generación permitiendo la coordinación entre desarrolladores de proyectos para impulsar un corredor único de transmisión. La barrera se presenta por las dificultades de coordinación para el desarrollo de líneas de transmisión por sus altos costos de transacción involucrados, lo que lleva a construcción de líneas independientes (una por central) para proyectos rentables y a la no realización de los proyectos menos rentables.
2.6 Dificultad de conexión a las redes de transmisión de acceso abierto
Actualmente la conexión a la infraestructura pública en transmisión (redes troncales, subtransmisión, adicional usando bienes públicos) no cuenta con sus reglamentos respectivos que regule dicho acceso, pudiendo el titular de los activos demorar de manera indefinida la conexión. Esto se ve acrecentado por la integración vertical entre generadores y transmisores, donde las empresas pueden tener incentivos a bloquear la entrada de nuevos participantes al mercado.
En el ámbito de la subtransmisión la barrera de acceso se ve acrecentada debido a la tarificación a las cuales son afectas las centrales ubicadas en zonas de concesión. Este
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mecanismo, establecido en la ley 19940 (ley corta I), establece que los generadores serán íntegramente responsable de los tramos en que el flujo sea hacia el sistema troncal (Artículo 71-37), y no basa el pago en el uso efectivo del tramo (que es compartido por los generadores y distribuidoras). Este peaje puede alcanzar una porción importante de la facturación del proyecto, haciéndolo no rentable.
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CAPÍTULO 3
RELACIÓN ENTRE DESARROLLO ERNC Y PRECIO DE COMBUSTIBLES
Afirmar o negar que los precios de los combustibles fósiles afectaran el desarrollo de las ERNC no es una tarea fácil, y pese a que indirectamente puede estar relacionado hay muchos factores que pueden influir en esta ecuación.
Al momento del desarrollo de un proyecto de generación todo inversionista busca tener un retorno esperado acorde a sus expectativas, para lo cual se realiza una evaluación de proyecto en la cual se suman todos sus ingresos menos los costos de inversión y operación. En el caso de los proyectos ERNC las tecnologías presentan problemas de irregularidad en la generación. Es por esto que se requiere de un precio mínimo de energía, que permita asegurar la rentabilidad del proyecto.
Figura 3-1 Comportamiento del precio de la energía.
Debido a la volatidad de los precios de la energía, las políticas gubernamentales, los cambios regulatorios y los bajos factores de planta que caracterizan a este tipo de tecnología. Existe un gran riesgo para este tipo de proyectos dado que en algunos casos pueden incluso no llegar a cubrir sus costos de instalación.
De lo anterior es posible asegurar que un proyecto puede ser desarrollado cuando resulta rentable, lo que ocurre cuando el precio de la energía promedio alcanza al costo de desarrollo del proyecto. Costo que debería pagarse por cada MWh producido durante la vida útil del proyecto para recuperar la inversión y costear la operación de dicha central.
El costo dependerá principalmente del tipo de tecnología y la disponibilidad de recursos en la zona, ya que a mayor producción se podrá vender más energía, permitiendo financiar el proyecto con mayor facilidad. Por otra parte se esperaría que un aumento en los costos de los precios de combustibles, implicaría un aumento en los costos de generación dado que este es el principal insumo para un generador, pero esto no es del todo cierto, dado que el mercado no es perfecto y el precio de la energía no será determinado siempre por la misma tecnología.
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Considerando el mercado marginalista en Chile, el precio de la energía está dado por el costo variable de la unidad generadora más cara que se encuentre operando para abastecer la demanda en un instante determinado, el cual es llamado Costo Marginal de Energía (CMg). De esta manera, distintos tipos de combustibles con precios considerablemente diferentes, pueden determinar el precio de la energía. El cual puede variar entre el costo variable de una planta ERNC con unos cuantos USD/MWh y el costo variable de una unidad diesel, la cual puede alcanzar valores hasta los 700 USD/MWh.
De las afirmaciones anteriores, se desprende que existe un precio mínimo y máximo en el cual se encontrará el precio de la energía, formando bandas de precios. Esta banda está limitada inferiormente por la unidad de menor costo variable y superiormente por la unidad de mayor costo variable.
Figura 3-2 Comportamiento CMg entre bandas de precio.
A modo de ejemplo si consideramos los precios mostrados en la Figura 3-3 se observa que el precio más bajo está dado por una unidad ERNC con 0 USD/MWh hasta los 700USD/MWh (SING), lo que implica una gran diferencia entre los CMg desde un instante a otro. Generalmente los precios están marcado por la tecnologías que rodean los 50USD/MWh hasta los 200USD/MWh, por lo que normalmente puede haber una diferencia de hasta 4 veces entre un instante y otro.
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Figura 3-3. Ejemplo CMg entre bandas.
Por otra parte un aumento en los precios de los combustibles para este tipo de generación solo implicaran un aumento en los costos de producción para esta tecnologías, dejando el resto de los combustibles al mismo valor, es decir solo se desplazara el costo variable de esta tecnología dentro de la banda o incluso la modificara en los extremo superior o inferior de la banda, desplazando la curva del precio del CMg solo para las unidades que generan con este combustible, tal como se pude ver en la Figura 3-4.
Figura 3-4 Ampliación CMg entre bandas.
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Figura 3-5 Comportamiento CMg después de un aumento en el precio del carbón.
Como se observa en la Figura 3-6, un aumento en el precio de todos los tipos de combustibles, provocara el aumento de los costos variables de todas las tecnologías del sistema asociadas a estos combustibles, desplazando las bandas de precios.
Figura 3-6 Comportamiento CMg después de un aumento en el precio del carbón y del diesel.
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Al ver este desplazamiento observamos que solo es posible asegurar que las alza del precio de la energía a corto y mediano plazo solo fijara las bandas entre las que se mueve el precio de la energía, pero “no fijara el precio de la energía en si” dado que este lo fija la operación diaria del sistema. Tal como se observa en la Figura 3-7, la cual contiene la evolución del CMg del SIC.
Figura 3-7 Evolución CMg SIC.
En el cual se observa que el precio de la energía está ligado a la capacidad instalada por tecnología, al porcentaje de generación por tipo de combustible y por las bandas de precios.
Se observa que en el 2007 y el 2008 el costo marginal llega al tope de la banda, lo que demuestra que está limitada superiormente por el costo variable más alto asociado a una tecnología con disponibilidad de operar en el sistema.
La gran variabilidad en los CMg antes observados, se debe a las diferentes unidades que marcan el CMg con una diferencia de hasta 10 veces entre el precio de un motor diesel y una unidad carbonera. Por lo que en el instante en que este valor es determinado por una central a carbón, el aumento del precio del diesel no afectara el CMg. Ahora bien si este precio es determinado por una central diesel el aumento o disminución en el precio del carbón no modificará los CMg. De modo que el cambio en el precio del combustible solo modificara el precio de venta de la energía cuando se modifica el precio del insumo de la unidad que determina el valor del CMg.
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Al analizar en profundidad la generación del SIC por tipo de combustibles entre los años 2010 y 2014, como se muestra en la Figura 3-8. Se observa que el comportamiento del sistema es el siguiente:
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400
500
600
0
500
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1.500
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2.500
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3.500
4.000
4.500
5.000
2010 2011 2012 2013 2014
GWn
Pasada embalse carbon eolico gas GNL OTRO Diesel Solar CMg Alto Jahuel US$/MWh CV Max US$/MWh CV Min US$/MWh
Figura 3-8 Evolución Matriz Energética SIC 2010-2014.
- En el año 2010 se presentan fluctuaciones del CMg que están directamente relacionado con la generación hidráulica y no con el aumento en la banda superior de los CV de los combustibles que afectan ese año.
- En el año 2011 se aprecia un aumento de los CMg debido a la disminución abrupta de la generación hidráulica que hace que los CMg están más relacionados con las bandas de los precios de los combustibles.
- El 2012 se caracteriza por una disminución y aumento de la generación hidráulica que es seguida por el CMg.
- Finalmente el año 2013 y 2014 se caracterizan por fluctuaciones continuas de la generación hidráulica seguidos directamente por los CMg, los cuales no siguen la banda de los precios del combustible que están a la baja.
De lo anterior se desprende que el CMg, fluctúa entre las bandas de precios fijadas por los costos variables de la unidad más económica y la unidad más cara del sistema. El cual es determinado principalmente por la generación necesaria para abastecer la demanda del sistema, según el tipo de tecnologías disponibles, la capacidad instalada y los insumos disponibles de cada unidad.
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En la Figura 3-9, Figura 3-10 y Figura 3-11, se visualiza que la evolución en los costos de combustibles fósiles no posee una relación directa con el Costo Marginal mostrado. De modo que se concluye que las variaciones que estos pueden sufrir, solo alteraran las bandas que limitan superior e inferiormente el CMg, pero no el valor de este mismo.
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2010 2011 2012 2013 2014
US$
/MW
h
US$
/TO
N
Carbon Termico US$/TON CMg Alto Jahuel US$/MWh
Figura 3-9 Precio del carbón US$/TON.
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0
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2010 2011 2012 2013 2014
US
$/M
Wh
US
$/B
AR
RIL
Crudo US$/BARRIL CMg Alto Jahuel US$/MWh
Figura 3-10 Precio Crudo US$/BARRIL.
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300
0
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800
2010 2011 2012 2013 2014
US$
/MW
h
US$
/TO
N
Gas Natural Licuado US$/TON CMg Alto Jahuel US$/MWh
Figura 3-11 Precio GNL US$/TON.
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CONCLUCIÓN
A nivel internacional existe un desarrollo creciente de las tecnologías asociadas a las
ERNC que han permitido la integración a la matriz energética mundial de forma
importante, y más aún en el futuro.
En chile el aumento de proyectos ERNC, se ha visto incrementado por los incentivos
gubernamentales, los cuales proponen como principal objetivo el aumento de la
participación de ERNC en la matriz energética.
Sin embargo los altos costos de inversión y los bajos factores de planta que estas
tecnologías presentan, son una de las barreras más grandes que persisten en la
actualidad.
Para llevar a cabo un proyecto ERNC, se requieren de muchos factores externos que
incentiven al inversionista a tomar la decisión. Uno de estos factores es un valor del CMg
que permita obtener un ingreso acorde a los flujos necesarios para que el proyecto sea
rentable. Este CMg puede estar influenciado por varios elementos entre los que se
destacan las condiciones propias del sistema y en cierto grado los precios de los
combustibles.
Tras analizar la evolución del precio de la energía durante los últimos años en el SIC. Se
visualizo que el CMg es limitado por bandas de precios, las cuales están conformadas
horariamente por el costo variable más alto y más bajo de las unidades disponibles que
pueden operar. Estos costos dependen en un gran porcentaje del precio del combustible
que utilizan estas unidades.
Sin embargo las condiciones propias del sistema, la demanda a abastecer, y la capacidad
instalada de cada tecnología, son las variables que, en nuestro mercados marginalista,
determinan el CMg. Lo cual permite concluir que no existe una relación directa entre el
precio de la energía y los precios de los combustibles, que solo fijan las bandas de
precios que limitaran superior e inferiormente el valor del CMg.
Considerando las conclusiones obtenidas anteriormente, es de gran interés estudiar a
futuro la evolución de los CMg tras la interconexión de ambos sistemas. Dado que las
condiciones propias del nuevo sistema interconectado, traerá consigo nuevos precios
que podrán incentivar o desmotivar la inversión de proyectos.
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BIBLIOGRAFIA
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