energías renovables en chile
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16 | 06 | 11. endesa latinoamérica. Energías Renovables en Chile. V Convención Internacional APREAN Jornada Hispano-Chilena. Marcelo Castillo Agurto Director de Regulación Endesa Latinoamérica Director de Regulación Chile. 10%. 10%. 5%. 8%. ---. Energías Renovables en Chile. - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
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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
• Minihidro < 20MW
• Minihidro < 30MW
• Minihidro < 30MW
Energías Renovables en Chile
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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 (*)
Energías Renovables en Chile
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
Energías Renovables en Chile
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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
Energías Renovables en Chile
20% ?
20% ?
4,5%
4,5%
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Conexión a la red
•Seguridad
•Necesidad
•Suficiencia
•Eficiencia Económica
•Seguridad
•Calidad de servicio
•Eficiencia Económica
•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
•Eficiencia Económica
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.
Energías Renovables en Chile
(*) “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.
Energías Renovables en Chile
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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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Energías Renovables en Chile
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Energías Renovables en Chile
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 …