Inversión

Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 6 Año 5 Año 4 Año 4 Año 3 Año 2 Año 1 Año 0

Ingreso VentaEnergíaDemanda Costos Venta

Energía

VAN (US$)

0

250.000

500.000

1.000.000

1.250.000

- 250.000

- 500.000

- 1.000.000

- 1.250.000

Inversión

Año 0Año 1

Año 2Año 3

Año 4Año 5

Año 6Año 6

Año 5Año 4

Año 4Año 3

Año 2Año 1

Año 0

Ingreso VentaEnergíaDemanda

Costos VentaEnergía

VAN (US$)

0

250.000

500.000

1.000.000

1.250.000

- 250.000

- 500.000

- 1.000.000

- 1.250.000

EjemploVan negativo

Inversión

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 6

Año 5

Año 4

Año 4

Año 3

Año 2

Año 1

Año 0

Ingreso VentaEnergíaDemanda

Costos VentaEnergía

VAN (US$)

0

250.000

500.000

1.000.000

1.250.000

- 250.000

- 500.000

- 1.000.000

- 1.250.000

EjemploVan Positivo

Mercado Eléctrico

G1

G2

G3

GN

C1

C2

C3

C4

CN

Ecn(t)Egn(t)

Egn(t)= Ecn(t)

1

2

3

4

5

10

116

13

14

15

16

17

18

9

7 12

Mercado de Generación

Mercado de transmisión

Mercado de Distribución

Bienes que se Tranzan en los Mercados de Energía Eléctrica Energía Eléctrica medida en kWh:

Es un costo variable que es función del uso del combustible energético usado para generar energía.

Demanda Eléctrica medida en kW: Es un costo fijo que es función de la disponibilidad de las instalaciones eléctricas para suministrar energía

eléctrica

Demanda de energía diaria

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

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

Horas del Dia

En

erg

ia (

kWh

)

kwh

hura

GeneradorEnergíaEléctrica

ConsumidorEnergía Eléctrica

kWh

kW

Tipos de Mercado Eléctrico

Mercados Regulados Mercados Precio Libre Mercado Precio Spot

G1

G1

G1

C1

C2

C3

50

25

75

100

US$

5 15 20

125

Generador Costo Precio venta Clinte Tipo Potencia Factor VentaUS$/MWH US$/MWH MW

Hidráulico 35 45 1 Regulado 500x0,5 MW 0,4Carbón 55 55 2 Libre Precio Spot 3 X 45 MW 0,5Gas natural 45 60 3 Libre Precio Fijo 2 X 80 MW 0,6

Caso N°1

Separación Despacho Físico/Negocio Venta de energía

Proveedor de energía

Mercado de Energía eléctrica

Consumidores De

Energía

Energía

RemuneraciónEconómica

Energía

RemuneraciónEconómica

G1

G2

G3

GN

C1

C2

C3

C4

CN

Ecn(t)Egn(t)

Egn(t)= Ecn(t)1

2

3

4

5

10

116

13

14

15

16

17

18

9

7 12

Mercado de Generación

Mercado de transmisión

Mercado de Distribución

Descripción Ley ERNC La nueva ley de fomento a las energías renovales no convencionales aprobada en Chile exige que a partir

del año 2010 las empresas generadoras de nuestro país con capacidad instalada superior a 200 MW deberán acreditar que una cantidad de energía equivalente al 10% de sus retiros en cada año haya sido inyectada por medios de generación renovable no convencional, pudiendo ser estos medios propios o contratados.

Esta obligación será aplicada de manera gradual siendo de un 5%  para los años 2010 a 2014, y aumentándose anualmente un  0,5% a partir del año 2015 para alcanzar así el 10% previsto en el año 2024. Es importante recalcar que este aumento progresivo no aplica respecto de los retiros de energía asociados al suministro de empresas de distribución eléctrica para satisfacer consumos de clientes regulados, a quienes se les exigirá cumplir con el 10% a partir del 2010.

La ley permite que una empresa eléctrica traspase sus excedentes a otra empresa eléctrica, pudiendo  realizarse incluso entre empresas de diferentes sistemas eléctricos.

El cargo asociado al no cumplimiento de la obligación dictada por ley será de de 0,4 UTM por cada MW/hora de déficit respecto de su obligación. En caso de que dentro de los tres años siguientes a un incumplimiento la empresa volviese a no cumplir lo exigido el cargo aumentará a 0,6 UTM por cada MW/hora de déficit. Al valor del tipo de cambio actual (cerca de $ 450 por dólar) y de la UTM, este cargo de 0,4 UTM implica un valor de aproximadamente 30 US$ por cada MW/h de déficit. Si este valor lo comparamos con los precios de nudo de energía actualmente vigentes, alrededor de 80 US$ por MWh, tenemos que el valor de este recargo asciende a casi un 40% por sobre el precio de venta de energía a empresas distribuidoras. 

Para cumplir con lo señalado anteriormente las empresas pueden ocupar cualquiera de los medios de generación renovable no convencional incluidos en la ley y que se encuentran detallados en la primera parte de este trabajo

Descripción Ley ERNC las inyecciones provenientes de centrales hidroeléctricas cuya potencia máxima (PM) sea

igual o inferior a 40 MW, las que se corregirán por un factor proporcional igual a FP = 1 - ((PM – 20 MW)/20 MW) instalaciones de cogeneración eficiente en donde  se genera energía eléctrica y calor en un

solo proceso de elevado rendimiento energético cuya potencia máxima suministrada al sistema sea inferior a 20 MW.

medios de generación renovables no convencionales, que encontrándose interconectados a los sistemas eléctricos con anterioridad al 1 de enero del 2007 amplíen su capacidad instalada de generación con posterioridad a dicha fecha y conserven su condición de medio de generación renovable no convencional una vez ejecutada la ampliación. Las inyecciones provenientes se corregirán por un factor proporcional igual a FP = PA / PM , donde 

PA = potencia adicionada con posterioridad al 1 de enero del 2007  PM =  potencia máxima del medio de generación luego de la ampliación.

Finalmente es importante destacar que las empresas eléctricas deberán acreditar que, a lo menos el cincuenta por ciento del aumento progresivo de 0,5% anual de la obligación ha sido cumplido con inyecciones de energía de medios propios o contratados, elegidas mediante un proceso competitivo, transparente y que no implique una discriminación arbitraria.

La obligación de esta ley estará vigente a partir del 1 de enero de 2010, se extenderá por 25 años y será aplicable a los contratos de energía firmados a partir del 31 de agosto de 2007.

Ingresos Central ERNC Los ingresos que recibe una central de ERNC  están dados

por:

I = ET*PELP + Pfirme*Ppot + Bono carbono + ERNC

ET: Energía producida por la central ERNC. PELP : Precio de la energía en el largo plazo. Pfirme: Factor que pondera la energía para el cálculo de la potencia

firme. Ppot : Precio de la potencia en el largo plazo. Bono Carbono: Precio de los bonos de carbono en el largo plazo. ERNC: Incentivo por ley a las ERNC.

Precios Para la evaluación económica se utilizaron los

precios que se muestran .

    US/MW

Pelp Energía 102

Ppot 8 US$/kW-mes 10,96

Bonos carbonos 20 US$/Ton 0,909

Ley ERNC 0,6 UTM/MWh 37,99

  0,4 UTM/MWh 25,32

Costos Para la evaluación económica se utilizaron los

Costos que se muestran .

TecnologíaCostos

Inversión Factor de

Planta

Cotos Variable

sCostos

Medios

  US$/MW S/U US$/MWH US$/MWH

Hidroeléctrica menor 40 MW 1,9 0,6 2 44,5

Eólica 2,2 0,3 2 100,3

Geotermia 3,5 0,9 5 57,1

Solar 6 0,25 2 323,8

Biomasa 2 0,85 45 76,5

Wave Energy 5 0,4 62 229,6

Potencia a Firme El cálculo del factor de potencia firme presenta gran complejidad por lo que se prefirió realizar una

simplificación que correspondió a  ponderar por  0.7 el factor de planta de cada tecnología.

Los pagos por potencia firme se muestran en la tabla 32. hay que tener presente que energías como la eólica, la solar, la energía de las olas son energías que en la practica es muy difícil que tengan remuneración por remuneración de demanda por esto la estimación para estas energía es aun más baja..

Tecnología Potencia Firme Pagos Potencia Firme

  (0,7 FP) US$/MWH

Hidroeléctrica menor 40 MW 0,42 4,6032

Eólica 0,21 2,3016

Geotermia 0,63 6,9048

Solar 0,175 1,918

Biomasa 0,595 6,5212

Wave Energy 0,28 3,0688

Calculo de Costos e Ingresos Con los datos anteriores analizaremos el caso de la energía tipo dos para el caso particular de

la energía eólica. Para lo cual consideraremos los siguientes datos de entrada para la evaluación económica que se muestran en la tabla número 33, en esta se aprecia que se ha considerado el ingreso por concepto de la ley corta

Descripción Unidad Cantidad P/Unitario P/TotalNumero S/U 1Ingres Energía US$ 2.496.600 55 137.313.000Ingreso Demanda $/KWH 210 4.200 10.584.000Bonos carbono US$/TON 2.471 10 24.710ERNC $/KWH 2.496.600 14.688 36.669.062Costos marginales US$/MWH 2.496,60 4 9.986Costos administrativos US$/kWH 236.746,55 0,03 5.918,66

Energía = 1000 kW x 356 días x 24 horas x 0,3 x 0,95 = 2.496.600 kWhIngreso Energía = 137.313.000 7580 = US$ 236.743 Bonos carbono = 2.496.600 kWh x 990 (gr/kWh) x Kg /(1000 gr) x Ton/(1000kg) = 2..471 TonIngreso Bono Carbono = 2.471 Ton x 10 US$ /tona = US$ 24.710ERNC = 2.496 MWH x 0,4 (UTM /MWH) x 36.719 ($/UTM) /580 = US$ 63.223

Evaluación Central Eólica 1,5 MW Estos datos serán usado para hacer tres evaluaciones económicas para el caso de una central eólica:

1.- El caso financiado considerando ingreso por ERNC 2.- El caso financiado sin considerar ingresos por ERNC 3.- El caso base si financiamiento

Estos casos son comparados con la aplicación de la teoría de los semiconsumidores, es interesante mostrar que las evaluaciones económicas son realizadas con muchos supuestos que son muy ventajoso para la evaluación y que representan una distorsión de la evaluación misma, pero como son los que están en la literatura el autor ha preferido no hacer diferencia para no confundir al lector, pero para un inversionista este tipo de evaluaciones no representan una modelación real del negocio. En primer lugar , solo el escenario financiado es rentable, es decir se parte del supuesto que un inversionista esta dispuesta a sacrificar su capacidad económica para ingresar a este tipo de negocio, también para poder hacer rentable los negocios se establece que la central eólica vende el total de su producción los doce meses del año , por un periodo de 20 años sin considerar las mantenciones y reparaciones mayores que en un periodo tan extenso es seguro que se originarán. Esta ultima suposición es muy severa y es de verdad una gran restricción que en la evaluación afecta a dos variables, la cantidad de energía despachada durante la reparación es menor que lo que se ha considerado en la evaluación y no se han provisionada costos por estas reparaciones. En teoría económica esto se le denomina riesgo y el riesgo es una variable que tiene precio y si se introduce en la evaluación los negocios bajo el marco de la ley numero dos no son rentables.

Evaluación económica Central Eólica con ingreso ERNC

0 1 2 3 4 5 6Año 2008 Año 2009 Año 2010 Año 2011 Año 2012 Año 2013

Ingresos Energía 236.747 236.747 236.747 236.747 236.747 236.747Ingresos Demanda 18.248 18.248 18.248 18.248 18.248 18.248Bonos de Carbono 24.716 24.716 24.716 24.716 24.716 24.716ERNC 63.223 63.223 63.223 63.223 63.223 63.223Inversión inicial -2.000.000 0 0 0 0 0 0Costos compañías de Tipo dos -9.986 -9.986 -9.986 -9.986 -9.986 -9.986Costos administrativos -5.919 -5.919 -5.919 -5.919 -5.919 -5.919Costos Intereses Préstamo Bancario 0 0 0 0 0 0Valor Libro 0 0 0 0 0 0Depreciación Inversión -200.000 -200.000 -200.000 -200.000 -200.000 -200.000Utilidades antes de impuestos 127.029 127.029 127.029 127.029 127.029 127.029Impuestos sobre las utilidades (nivel 15%) -19.054 -19.054 -19.054 -19.054 -19.054 -19.054Utilidades después de impuesto 107.974 107.974 107.974 107.974 107.974 107.974Depreciación Inversión 200.000 200.000 200.000 200.000 200.000 200.000Valor Libro 0 0 0 0 0 0Valor Residual 0 0 0 0 0 0Amortización Crédito Préstamo Bancario 0 0 0 0 0 0Gastos de InversiónCapital de trabajo -5.302 0 0 0 0 0 0Flujo Neto $ -2.005.302 307.974 307.974 307.974 307.974 307.974 307.974

Costos Totales US$ -15.905,06 -15.905,06 -15.905,06 -15.905,06 -15.905,06 -15.905,06

Tasa de Descuento 12%Tasa Interna de Retorno -TIR- 0%Valor Actual Neto -VAN- US$ -263.471

Inversión

Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 6 Año 5 Año 4 Año 4 Año 3 Año 2 Año 1 Año 0

Ingreso VentaEnergíaDemanda

Costos VentaEnergía

VAN (US$)

0

250.000

500.000

1.000.000

1.250.000

- 250.000

- 500.000

- 1.000.000

- 1.250.000

EjemploVan negativo

Evaluación económica Central Eólica Sin ingreso ERNC

Año 2008 Año 2009 Año 2010 Año 2011 Año 2012Ingresos Energía 271.862 271.862 271.862 271.862 271.862Ingresos Demanda 6.207 6.207 6.207 6.207 6.207Bonos de Carbono 2.602 2.602 2.602 2.602 2.602ERNC 0 0 0 0 0Inversión inicial -2.000.000 0 0 0 0 0Costos compañías de Tipo dos -5.256 -5.256 -5.256 -5.256 -5.256Costos administrativos -6.797 -6.797 -6.797 -6.797 -6.797Costos Intereses Préstamo Bancario 0 0 0 0 0Valor Libro 0 0 0 0 0Depreciación Inversión -200.000 -200.000 -200.000 -200.000 -200.000Utilidades antes de impuestos 68.618 68.618 68.618 68.618 68.618Impuestos sobre las utilidades (nivel 15%) -10.293 -10.293 -10.293 -10.293 -10.293Utilidades después de impuesto 58.325 58.325 58.325 58.325 58.325Depreciación Inversión 200.000 200.000 200.000 200.000 200.000Valor Libro 0 0 0 0 0Valor Residual 0 0 0 0 0Amortización Crédito Préstamo Bancario 0 0 0 0 0Gastos de InversiónCapital de trabajo -4.018 0 0 0 0 0Flujo Neto $ -2.004.018 258.325 258.325 258.325 258.325 258.325

Costos Totales US$ -12.052,55 -12.052,55 -12.052,55 -12.052,55 -12.052,55Venta energia kWh 2.628.000,00 2.628.000,00 2.628.000,00 2.628.000,00 2.628.000,00

Costos medios US$/MWH -4,59 -4,59 -4,59 -4,59 -4,59Ingresos Venta Energía US$/MWH 106,80 106,80 106,80 106,80 106,80

Tasa de Descuento 12%Tasa Interna de Retorno -TIR- 0%Valor Actual Neto -VAN- US$ -128.631

Inversión

Año 0Año 1

Año 2Año 3

Año 4Año 5

Año 6Año 6

Año 5Año 4

Año 4Año 3

Año 2Año 1

Año 0

Ingreso VentaEnergíaDemanda

Costos VentaEnergía

VAN (US$)

0

250.000

500.000

1.000.000

1.250.000

- 250.000

- 500.000

- 1.000.000

- 1.250.000

EjemploVan negativo

Resumen En la última columna se incluye el efecto que tiene la ley de fomento a las

energías tipo dos sobre los precios. El precio total de energía (con ley ERNC) corresponde al máximo que se pagará por la generación mediante energías tipo dos, por sobre este precio será más atractivo pagar la multa establecida por la ley que cumplir la obligación de generación con energías tipo dos que esta establece

Tecnología Medios

Precio Energía

Precio Energía(0,4UTM)

Precio Energía(0,6

UTM) Precio Energía

  US$/MW

US$/MWH (sin Ley)

US$/MWH (con Ley)

US$/MWH (Con Ley)

US$/MWH (Semi)

Hidroelectrica menor 40 MW 48,5 109,4 134.5 147,38 366,38

Eólica 102,38 107,41 132,74 145,5 366,38

Geotermia 54,49 112,37 137,7 150,36 366,38

Solar 228,1 106,92 132.24 144,9 366,38

Biomasa 77,94 111,38 137,2 149,86 366,38

Wave Energy 187,28 107,21 133,23 145,9 366,38