INFORME FINAL V_6x - Pontificia Universidad Católica de Chile

Transcripción

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
IEE3372 MERCADOS ELÉCTRICOS
REGULACIÓN INTERNACIONAL SOBRE
PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE
PANELES FOTOVOLTAICOS
Alumnos: Felipe Cuevas M.
Juan Pablo Ramírez T.
Para: Cristina Loreto Lemus Manzur.
Fecha: Lunes 25 de Mayo del 2009
TABLA DE CONTENIDO
1.
ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................... 3
2.
ÍNDICE DE TABLAS ...................................................................................... 4
3.
RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................ 5
4.
INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 8
5.
OBJETIVOS ..................................................................................................... 9
6.
LOS PANELES FOTOVOLTAICOS ............................................................ 10
6.1
ASPECTOS TÉCNICOS................................................................................ 10
6.2
CONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA ......................................................... 14
7.
ESQUEMAS REGULATORIOS A NIVEL INTERNACIONAL ................ 19
7.1
ESPAÑA......................................................................................................... 19
7.2
ESTADO DE CALIFORNIA ......................................................................... 26
7.3
ALEMANIA ................................................................................................... 30
7.4
CANADÁ ....................................................................................................... 36
7.5
ITALIA ........................................................................................................... 42
8.
CONCLUSIONES GENERALES ................................................................. 49
9.
PROPUESTA PARA CHILE ......................................................................... 51
10.
REFERENCIAS ............................................................................................. 54
11.
ANEXO .......................................................................................................... 56
2
1. ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1: Radiación Solar en la Tierra. .............................................................................. 10
Figura 2: Estructura de un panel solar. ............................................................................... 11
Figura 3: Ángulo de Inclinación del panel solar. ................................................................ 12
Figura 4: Aplicaciones de la Energía Solar Fotovoltaica como suministros eléctricos. .... 14
Figura 5: Sistema Fotovoltaico conectado a la red eléctrica. ............................................. 16
Figura 6: Compra y Venta de energía eléctrica para un titular de una instalación de
paneles fotovoltaicos en un día común. ................................................................................ 16
Figura 7: Costos de una planta solar................................................................................... 17
Figura 8: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en España. ................................. 19
Figura 9: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en Estado de California. ........... 27
Figura 10: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en Alemania. ........................... 31
Figura 11: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en Canadá. .............................. 37
Figura 12: Proyección Capacidad Instalada Fotovoltaica en Italia. .................................. 43
Figura 13: Módulos Solares No Integrados según Normativa Italiana............................... 44
Figura 14: Módulos Solares Parcialmente Integrados según Normativa Italiana. ............. 44
Figura 15: Módulos Solares Completamente Integrados según Normativa Italiana. ......... 44
Figura 16: Niveles de Radiación Solar en Santiago, Chile. ................................................ 61
Figura 17: Niveles de Radiación Solar en Valparaíso, Chile. ............................................. 61
3
2. ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1: Tarifas para instalaciones fotovoltaicas según el Real Decreto 661 del sector
eléctrico Español. ................................................................................................................. 22
Tabla 2: Tipo de Instalaciones según el Real Decreto 1578 del sector eléctrico Español. . 23
Tabla 3: Tarifas para los diferentes tipos de instalaciones según el Real Decreto de 1578
del sector eléctrico Español. ................................................................................................ 25
Tabla 4: Reajuste a las Tarifas según Normativa Alemana. ................................................ 35
Tabla 5: Tarifas para las distintas versiones de la EEG según Normativa Alemana. ......... 36
Tabla 6: Las tasas de incentivo el tamaño y el tipo de integración según Normativa
Italiana. ................................................................................................................................ 45
Tabla 7: Tarifas de acceso y participación en el mercado de la electricidad según
normativa Italiana. ............................................................................................................... 47
Tabla 8: Tasas por cada transacción según normativa Italiana. ........................................ 47
Tabla 9: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en
España. ................................................................................................................................. 56
Tabla 10: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en el
Estado de California............................................................................................................. 57
Alemania. .............................................................................................................................. 58
Canadá. ................................................................................................................................ 59
Italia. .................................................................................................................................... 60
4
3. RESUMEN EJECUTIVO
El gobierno Español, a través del Real Decreto 661/2007, regula la generación a
través de la generación fotovoltaica, con la finalidad de tener una capacidad instalada de
400 MW. El incentivo consiste, en una retribución de primas justas por la actividad de
producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica. Sin embargo,
debido al éxito que tuvo los incentivos por parte del gobierno, hubo una sobre instalación
de sistemas fotovoltaicos (se supero el 85% de la meta del RD 661/2007), lo que llevó al
gobierno a modificar la legislación vigente a través del Real Decreto 1578 de 2008. Los
titulares de las plantas fotovoltaicas pueden vender la energía en el mercado, la cual es
controlada por un operador, más una cierta bonificación; sin embargo, puede vender todo a
través de la distribuidora, donde esta última por ley, está obligada a comprar toda la
producción. El nuevo Real Decreto, crea un nuevo sistema de tarifas según el tipo de
instalación que exista, además de incluir un proceso de convocatorias, donde se realizan 4
al año definiendo los cupos de potencia por tipo y subtipo.
El Estado de California a promovido la instalación de sistemas fotovoltaicos a
través de un programa llamado “La Iniciativa Solar de California”, con la finalidad de
diversificar el suministro de electricidad, aliviar la demanda en la redes de suministro y
para mejorar la calidad del aire. Para poder lograr su objetivo, cuenta con un programa para
viviendas existentes y otro para las viviendas nuevas. El incentivo consta de un pago al
rendimiento esperado (Watts) y otro incentivo basado en el rendimiento (kWh), más un
incentivo en efectivo para la instalación del sistema solar por parte de la Comisión de
Servicios Públicos. Los titulares pueden hacer venta de la energía, ya sea por la bolsa o
mediante la distribuidora correspondiente a la región que se encuentra.
La normativa eléctrica alemana para la generación fotovoltaica, se encuentra en la
Ley de Preferencia de las Energías Renovables “Erneuerbare-Energien-Gesetz-EEG”, la
cual regula las Energías Renovables no Convencionales para su correcta planificación e
inyección a la red. La generación fotovoltaica en Alemania, desde el año 2004, lleva un
plan incremental para asegurar la obtención de energía por este medio renovable. En la
actualidad, la entrada al mercado fotovoltaico no tiene más barreras que el costo de
financiamiento de las instalaciones de la central de generación, además de todos los costos
relacionados con la medición y conexión a la red de distribución. Por parte de la autoridad
5
eléctrica, ésta asegura al usuario una entrada liberada y prioritaria. A su vez, se garantiza
que la totalidad de la energía que pueda ofrecer una central FV será transportada,
distribuida y retribuida preferencialmente y sin demora. La venta en este mercado, se puede
realizar en forma total, parcial o de preferencia con un autoconsumo, donde existe una
tarifa regulada menor, pero que aún premia la utilización de la generación fotovoltaica.
Posterior a la construcción de las instalaciones de generación, el cliente debe inscribirse en
el registro de centrales e informar a la Agencia Federal de Redes el lugar físico y la
potencia nominal de la central.
En la actualidad, la provincia de Ontario, Canadá, no posee una ley sobre las
energías renovables, tal como algunos países europeos que sin duda se encuentran
adelantados en esta materia. Sin embargo, existe un proyecto de ley que pretende ser el
nuevo marco regulatorio en este tema, a través del Green Energy Act, el cual aún se
encuentra en el parlamento canadiense para su aprobación. A pesar de que este proyecto de
ley aún no entra en rigor, el gobierno canadiense ha creado un programa de desarrollo
denominado SOP (Standard Offer Program) que ofrece una alternativa regulatoria para el
mercado eléctrico, en especial para la generación fotovoltaica en la provincia. La intención
del programa, es permitir la contribución al suministro de electricidad de Ontario por medio
de la compañía local de distribución y recibir un pago por la potencia que proporcionan las
instalaciones a un precio regulado, pero atractivo. La postulación a este programa se hace a
través de la Ontario Power Authority (OPA), quien exige el cumplimiento de ciertos
requisitos. La venta de energía al sistema eléctrico se puede hacer de manera total, parcial o
de auto-consumo. No existen requisitos en cuanto a la configuración de las instalaciones y
existe una tarifa única independiente de la potencia nominal de la central.
El Gobierno Italiano ha promovido la instalación de fuentes de energía fotovoltaica
a través de un programa llamado “Conto Energía”, en donde la energía generada por el
titular de la planta, puede ser consumida por él o ser entregada a la distribuidora local a
través de un precio regulado. Sin embargo, al igual que España, hubo un exceso de
solicitudes por lo que el gobierno tuvo que modificar la legislación. Las tarifas para las
plantas fotovoltaicas en Italia, dependen de la potencia nominal y del tipo de instalación
que hay, en donde la normativa italiana reconoce 3 tipos de instalaciones. Las tasas se
reducen un 2% cada año a partir del 2008, en donde el precio se aplica a toda la energía
6
generada durante 20 años. Para aquellas instalaciones menores a 20kW, el titular tiene dos
opciones, una de ellas es no pagar por la energía consumida y recibir una bonificación por
el aporte que haga al sistema, la otra opción es la venta directa de la energía a precio de
mercado mas una bonificación. Para aquellas instalaciones mayores a 20kW, la única
manera de vender es a través del mercado o a través de un mayorista.
En cuanto a nuestra propuesta para Chile, creemos que una entidad del Ministerio
de Economía, debe promover la instalación de sistemas de generación fotovoltaica, por
medio de un sistema adecuado de tarifas, las cuales deben ser determinadas por la CNE.
Para postular a estos incentivos, cualquier persona natural debe presentar una solicitud y
participar en una convocatoria efectuada por la entidad del correspondiente Ministerio,
donde creemos que realizar una convocatoria anual, es suficiente. En caso de adjudicarse
un proyecto, debe cumplir con ciertos requisitos mínimos, estipulados por la
Superintendencia de Energía y Combustibles (SEC). Así, el titular de una instalación
fotovoltaica, según el segmento de potencia al cual pertenezca, puede vender la energía a la
distribuidora o bien venderla en el mercado; incluyendo al igual que Alemania, Italia y
España, la obligación por ley por parte de las distribuidoras, de comprar toda la energía a
los titulares, en caso que éstos decidan inyectar a través de la red de distribución. Para
determinar los segmentos de potencia, se tomo como referencia el marco regulatorio de
Italia.
7
4. INTRODUCCIÓN
La continua preocupación que existe actualmente por el tema medio ambiental, ha
llevado a los países, principalmente del continente Europeo, a una incansable búsqueda por
la diversificación del suministro eléctrico por aquellas fuentes energéticas que minimicen el
impacto que se está viviendo hoy en día, sobre todo por el aumento del uso de recursos
fósiles que han aumentado el nivel de los gases de invernadero.
Esta ha sido la principal razón que ha motivado una investigación, respecto a qué se
ha estado haciendo en materia de energías renovables y más específicamente, qué han
estado haciendo los países más desarrollados en la explotación de una de estas fuentes,
como lo es la energía solar.
Permitir un desarrollo sostenible del suministro energético, sobre todo en beneficio
de la protección del clima y del medio ambiente, ha sido la premisa planteada en algunos
territorios prominentes en esta tecnología donde enfocamos ésta búsqueda, como son
España, Alemania, el Estado de California, la provincia de Ontario (Canadá) e Italia.
En términos generales, la investigación fue exitosa, ya que se pudo rescatar
información precisa y actualizada acerca del marco regulatorio fotovoltaico en los
territorios ya mencionados, encontrándose diferencias en lo que respecta al incentivo que
existe hacia los usuarios para ingresar al negocio PV y el mecanismo de ingreso a este
mismo.
A continuación, se presentan las distintas disposiciones, incentivos y regulaciones
para las regiones ya mencionadas. Se procede a analizar el marco regulatorio de cada
territorio, los incentivos hacia sus participantes y la forma en que éstos son retribuidos.
Se presentan cuadros resúmenes (Anexo) que ayudan a vislumbrar las diferencias
más significativas entre los distintos países, para así al disponer de suficiente información
respecto de la experiencia internacional, poder plantear una política de generación PV que
se adecúe a la realidad en Chile, donde actualmente no existe un sistema que estimule y
regule este tipo de actividad.
8
5. OBJETIVOS
•
Investigar sobre los avances que han tenido los Paneles Fotovoltaicos a lo largo de
la historia y la importancia de éstos ante el cambio climático.
•
Estudiar el funcionamiento técnico de los paneles fotovoltaicos, ya sea los tipos de
paneles que existen, el modo de operar, etc.
•
Investigar sobre las distintas formas en que pueden conectarse a la red y los
aspectos técnicos que esto implica.
•
Investigar los distintos esquemas regulatorios a nivel internacional en materia
fotovoltaica, específicamente en países como España, Italia, Alemania, provincia de
Ontario (Canadá) y el Estado de California; observar los pros y los contras que han
tenido estos esquemas a nivel internacional.
•
Luego de hacer una revisión detallada del punto anterior, elaborar una propuesta
para Chile que cumpla con los requerimientos que se necesitan en este caso.
•
Como punto final, poder concluir esta tarea que se nos ha sido asignada, de tal
manera que cumpla con las condiciones de la Srta. Cristina Lemus.
9
6. LOS PANELES FOTOVOLTAICOS
6.1 ASPECTOS TÉCNICOS
El sol es una fuente importante de energía, la cual debido al constante
calentamiento global, ha tomado gran importancia en el último tiempo. Con la cantidad de
radiación solar que llega a la tierra diariamente, se puede cubrir la demanda mundial de
todo un año, sin embargo, no toda la radiación puede ser utilizada eficientemente, ya que
una gran parte de ésta es absorbida por la atmósfera. La radiación solar depende del
momento del día, del lugar y de las condiciones climáticas. En la Figura 1, se aprecia los
niveles de radiación solar en el mundo (Fondear, 2007).
Figura 1: Radiación Solar en la Tierra.
Para poder captar esta radiación se necesita un panel fotovoltaico. El efecto
fotovoltaico fue descubierto en 1838 por el físico experimental francés Edmund Becquerel,
mientras efectuaba experimentos con una pila electrolítica de dos electrodos sumergidos en
una sustancia electrolítica, en donde esta pila aumentaba su generación de electricidad
cuando era expuesta a la luz solar. A fines del siglo XIX, se descubre la fotoconductividad
del selenio y se construye la primera celda experimental hecha de una oblea de selenio. En
el año 1941 se construye la primera celda, la cual fue fabricada de selenio y tenía una
10
eficiencia del 1%. La compañía Western Electric, fue la primera en comercializar celdas
solares en 1955. Las celdas solares fueron utilizadas para construir fuentes de poder para
satélites espaciales, donde estos estudios fueron hechos por la U.S. Signal Corps, la cual
comenzó con celdas que tenían una eficiencia del 4,5%, hasta lograr
lograr, luego de 3 años,
años una
eficiencia del 9%.
La celda solar es un dispositivo que convierte la radiación solar en energía
eléctrica de manera directa, es decir, no requiere de piezas móviles o procesos de
combustión. El efecto fotovoltaico, es decir, conver
convertir
tir la luz solar en electricidad se produce
en materiales conocidos como semiconductores, las cuales son materiales cuya
conductividad puede ser modificada, y además generar una corriente eléctrica con cargas
negativas, positivas o ambas.
La Figura 2, presenta
esenta un panel solar.
1. luz (fotones)
4. capa de desviación
2. contacto frontal
5. capa positiva
3. capa negativa
6. contacto posterior
Figura 2: Estructura de un panel solar.
El funcionamiento de un panel solar (Pereda, Isidro, "Celdas Fotovoltaicas
en Generación Distribuida", Pontificia Universidad Católica, 2005) consiste en que algunos
de los fotones de la radiación solar, al impactar sobre la primera capa del panel, logran
penetrar para luego ser absorbidos por materiales semiconductores, tales como el silicio.
Debido a la penetración, los fotones golpean a los electrones de los átomos de silicio, lo que
provoca que sean liberados de los átomos a los que estaban originalmente confinados. Lo
anterior, les permite a los electrones circular por el material y producir electricidad, debido
11
a que las cargas positivas complementarias que se crean en los átomos que pierden
electrones, denominadas huecos, permiten que exista un flujo de electrones en el panel
solar. Este flujo, es el responsable de la existencia de una corriente continua.
La conversión de radiación solar en energía eléctrica, es directamente
proporcional al ángulo de inclinación que hay en el panel solar con respecto a los rayos
solares incidentes. Por lo tanto, a medida que el panel se encuentra perpendicular a estos
rayos, la conversión es máxima. Lo anterior se puede apreciar en la Figura 3.
Figura 3: Ángulo de Inclinación del panel solar.
La eficiencia de los paneles fotovoltaicos, es el porcentaje de la luz solar
total absorbida que es capaz convertir en energía eléctrica. El valor de Punto de Máxima
Potencia, el cual corresponde a la potencia máxima que puede entregar el panel solar para
un nivel de radiación determinado, se divide entre la luz que llega a la celda (E, en W/m2) y
el área superficial de la célula solar (Ac en m2) con lo que se obtiene el valor de eficiencia
del panel solar.
Existen
4
generaciones
de
paneles
fotovoltaicos
(Wikipedia
Panel
Fotovoltaico, 2009):
1. 1ra Generación: Los cuales consisten en una superficie de cristal simple,
están usualmente fabricadas usando un proceso de difusión con obleas de
silicio. Actualmente, corresponde a la tecnología dominante en la producción
12
comercial y constituyen, aproximadamente el 86% del mercado de células
solares terrestres.
2. 2da Generación: esta tecnología se basa en el uso de depósitos muy delgados
de semiconductores sobre obleas con concentradores. Existen dos tipos, las
espaciales tiene una eficiencia entre 28% y 30%, pero tienen un elevado costo
y las terrestres con una eficiencia de 7% a 9%, con un bajo costo. La segunda
generación de células solares constituye un pequeño segmento del mercado
fotovoltaico terrestre, y aproximadamente el 90% del mercado espacial.
3. 3ra Generación: son muy diferentes a los dispositivos de las generaciones
anteriores. Para aplicaciones espaciales, se están estudiando dispositivos de
huecos cuánticos y dispositivos que incorporan nanotubos de carbono, lo cual
eleva la eficiencia a un 45%. Para las aplicaciones terrestres, se encuentran
todavía en investigación.
4. 4ta Generación: Esta constituye una tecnología hipotética, la cual está
compuesta en las que se mezclan conjuntamente nano partículas con polímeros
para fabricar una capa simple. Es una tecnología que se ha probado y usado en
las misiones a Marte por parte de la NASA.
Sin embargo, a pesar de que los paneles solares ayudan a disminuir la
contaminación que existe en nuestros días, hay que tener presente que también su uso
incluye un impacto dentro del medio ambiente, ya sea por el desecho de los módulos
solares al final de su vida útil como también por los elementos químicos que se necesitan
durante su fabricación. Por ejemplo, en Europa buscan crear una visión para la reparación,
recuperación y reciclado de las celdas solares, donde se incluye el diseño de sistemas de
reciclaje, los cuales permitan un desmontaje que sea fácil y rentable, con una alta
recuperación de las células solares de silicio cristalino y la sustitución de sustancias
peligrosas como es el plomo y el cadmio (20th European Photovoltaic Solar Energy
Conference, 2005).
Para evitar posibles daños ambientales, las industrias de módulos solares,
han iniciado algunas actividades para promover la recogida y posterior reciclado de estos
componentes. Por ejemplo en Alemania, la empresa Deutsche solar ha ejecutado un plan
13
piloto para el reciclaje de las células solares de silicio cristalino y de los módulos. El
proceso parte con un proceso de recuperación, donde se queman los polímeros de la lámina
del módulo, para luego ser sometidos a un proceso de grabado químico para eliminar la
metalización, de revestimiento anti-reflexión y unión pn. El producto resultante puede ser
reprocesado en los procesos estándares de células solares.
Otra manera de facilitar la recuperación de las células solares, consiste en
añadir una capa adicional de polímero con una baja adhesión tanto para la célula como para
el laminado. La única desventaja, consiste en que se aumentan los efectos ópticos
disminuyendo la eficiencia del modulo solar (20th European Photovoltaic Solar Energy
Conference, 2005).
6.2 CONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA
Un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica, está formada básicamente por
un generador fotovoltaico acoplado a un inversor que opera en paralelo con la red eléctrica
convencional. El concepto de inyección a red tiene un amplio margen de aplicaciones,
desde pequeños sistemas de pocos kilowatt pico (kWp) de potencia instalada hasta centrales
de varios megawatt pico (MWp). En la Figura 4 se puede apreciar los diferentes usos en
los que puede ser aplicado la energía solar fotovoltaica, tanto en aplicaciones conectadas o
aisladas de la red.
Figura 4: Aplicaciones de la Energía Solar Fotovoltaica como suministros eléctricos.
14
Inicialmente, los sistemas fotovoltaicos conectados a la red se desarrollaron para
centrales fotovoltaicas de gran tamaño. Posteriormente, al comprobarse que trabajaban
correctamente y al avanzar la tecnología en el desarrollo de sistemas de menor tamaño, se
comenzaron a instalar en residenciales a modo de pequeñas centrales domésticas solares
(Pereda, Isidro, "Celdas Fotovoltaicas en Generación Distribuida", Pontificia Universidad
Católica, 2005).
El sistema fotovoltaico comprende alguno o todos los siguientes subsistemas:
•
El subsistema fotovoltaico, el cual está formado por la conexión serie-paralelo de
las celdas solares y sus protecciones, el cual debe entregar un voltaje y corriente
adecuada para la aplicación que se requiera. La vida de una celda solar debe
exceder los 20 años cuando se encuentra en condiciones normales. Lo anterior
depende de la encapsulación que tenga la celda para evitar que entre agua, no
fatigue ante resistencia térmica, ni la absorción mecánica.
•
El subsistema de almacenamiento, el cual es formado por la conexión serieparalelo de acumuladores o baterías. En el caso de instalaciones residenciales que
se requiere capacidades de almacenamiento mayores, los acumuladores más usados
son los de plomo-ácido.
•
El subsistema de regulación de carga, el cual consiste en circuitos electrónicos
destinados a mantener la carga correcta en los acumuladores junto con las
protecciones de sobrecarga y descarga excesiva de estos. Por lo tanto, estos circuitos
electrónicos permiten conocer el estado de carga de la batería de los acumuladores
poniendo en marcha eventualmente una protección de sobrecarga. Para determinar
el estado, se mide la tensión de la batería y se compara con una tensión de
referencia.
•
El subsistema de conversión, el cual está formado por equipo electrónicos
(inversores y rectificadores) que convierten la corriente continua producida por los
paneles, en corriente alterna para proporcionar al usuario una línea de 220V.
•
El subsistema de monitorización y registro, el cual está formado por equipos
destinados a medir y a registrar el correcto funcionamiento del conjunto entero.
En la Figura 5, se muestra estos subsistemas interconectados.
15
Figura 5: Sistema Fotovoltaico conectado a la red eléctrica.
Las estaciones de energía que alimentan la red, por lo general tienen generadores de
salida de energía entre 100 kWp y algunos MWp, los cuales son operados por las
compañías de electricidad. Toda la energía producida es inyectada a la red.
En el caso de consumidores normales de electricidad conectados a la red que poseen
sistemas fotovoltaicos, pueden comprar o vender electricidad. Lo anterior se puede apreciar
en la Figura 6 para un día común (Pereda, Isidro, "Celdas Fotovoltaicas en Generación
Distribuida", Pontificia Universidad Católica, 2005).
Figura 6: Compra y Venta de energía eléctrica para un titular de una instalación de
paneles fotovoltaicos en un día común.
Las superficies externas de los edificios son muy aptas para la instalación de
paneles solares, donde se incluyen techos inclinados, fachadas, estacionamientos,
claraboyas, etc. Además, los paneles solares pueden cumplir con un rol adicional como
16
proveer sombra, aislamiento del ruido, etc. Estos sistemas tienen un tamaño menor que
20kWp, los cuales usan inversores auto sincrónicos con una alta frecuencia de corte. Sin
embargo, algunas conexiones a la red eléctrica sufren de problemas de calidad se
suministro, producido por la capacidad limitada de la línea en relación a la demanda. Para
resolver el problema anterior, lo que se utiliza es un sistema de paneles solares, un inversor
y una batería recargable. El sistema en su conjunto entrega energía en el día por los paneles
solares y por la noche por la batería recargable cuando el consumo es alto. La batería
puede ser recargada desde el generador fotovoltaico durante el día o desde la red cuando la
demanda es pequeña. De esta manera, la carga a la red durante las horas punta se reduce. La
mejora resultante en la calidad del suministro puede darle más valor a la energía inyectada
a la red, haciendo el sistema fotovoltaico más conveniente. En la Figura 7, se presenta la
variación de los costos que han tenido las instalaciones fotovoltaicas a partir del año 1980.
Figura 7: Costos de una planta solar.
Gracias al carácter modular de la tecnología fotovoltaica, permite a diferencia de la
mayoría de las fuentes convencionales, un costo unitario y una eficiencia independiente del
tamaño o la escala de la instalación, por ello que los pequeños sistemas son de gran interés
para la producción de energía descentralizada o independiente del usuario o consumidor. La
gran ventaja de estos sistemas es (Ihosvany Cabrera Martínez, 2005):
•
Debido a que se genera en el mismo punto que se consume, se eliminan las perdidas
en transmisión y distribución.
17
•
Son de instalación relativamente simple y rápida.
•
No producen contaminación ni efecto nocivo
•
Son sistemas modulares: permiten inversiones de forma progresiva.
•
Los costos de operación y mantenimiento son incomparablemente inferiores a los de
las termoeléctricas.
18
7. ESQUEMAS REGULATORIOS A NIVEL INTERNACIONAL
7.1 ESPAÑA
La normativa eléctrica española para la generación fotovoltaica, se encuentra en el
Real Decreto 661/2007, el cual regula las Energías Renovables no Convencionales para
garantizar estabilidad y seguridad en las inversiones, con una política de primas justas y
razonables. El RD 661/2007, tenía como uno de sus principales objetivos tener una
capacidad instalada de 400 MW, sin embargo el cambio que produjo en las tarifas, hizo
que la instalación de grandes plantas de producción fotovoltaica fuera muy rentable. Por lo
tanto, en agosto del 2007 la Comisión Nacional de Energía de España, informo que se había
superado el 85% del objetivo y se preveía que para el 2008 la potencia instalada llegaría a
los 1000MW (Real Decreto 661 de España, 2007). En la Figura 8, se puede apreciar la
capacidad instalada acumulada que ha tenido España en el los últimos tiempos.
Figura 8: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en España.
Según la normativa española, la autorización administrativa para la
construcción, explotación, modificación, transmisión y cierre de las instalaciones son de
potestad de la Administración General del Estado, la cual lo hace a través de la Dirección
General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio de
España, en donde se deben cumplir con ciertos procedimientos, requisitos y registros que se
encuentran estipulados en el Capítulo II de este Decreto.
19
La normativa exige ciertos derechos y obligaciones para las instalaciones
fotovoltaicas, en donde tenemos específicamente que (Real Decreto 661 de España,
Capitulo III, 2007):
•
El titular de la instalación de producción y la empresa distribuidora, suscribirán un
contrato fijo, en donde se deben reflejar los puntos de conexión y medida;
características cualitativas y cuantitativas de la energía cedida; causas de rescisión o
modificación del contrato; condiciones de explotación de la interconexión.
•
El titular de la instalación de producción tiene derecho a conectar en paralelo su
grupo o grupos generadores a la red de la compañía eléctrica distribuidora y a
transferir al sistema su producción neta de energía vendida a través de ésta; percibir
por la venta, total o parcial, de su energía eléctrica generada la retribución prevista
en el régimen económico, el cual será explicado más adelante; vender toda o parte
de su producción neta a través de líneas directas.
•
El titular de la instalación de producción tiene la obligación de entregar y recibir la
energía en condiciones técnicas adecuadas; aquellas instalaciones superiores a
10MW, deben estar adscritas a un centro de control de generación, que actuara
como interlocutor con el operador del sistema. Lo anterior, es necesario para la
percepción de la tarifa. Debe mantener la instalación en perfectas condiciones de
funcionamiento, así como de los aparatos de protección e interconexión. En caso
que de que se haya producido una falla en la red, la empresa distribuidora podrá
verificar la instalación sin necesidad de autorización previa del titular, además que
éste último, deberá disponer de un medio de comunicación que ponga en contacto,
de manera inmediata, los centros de control de la red de distribución con los
responsables del funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas.
En la Ley 54/1997 (Ley 54 del Sector Electrico Español, 1997) del sector
eléctrico español, se establecen los principios de un modelo de funcionamiento basado en la
libre competencia, impulsando a su vez, la instalación de centrales de energías renovables.
En el RD 2818 (Real Decreto 2818 de España, 1998), se establece un marco de
funcionamiento para las centrales de energías renovables inferiores a 100VA, cuya
conexión a la red se haga en baja tensión, donde se destaca el procedimiento de inclusión
20
de una instalación de producción de energía eléctrica en el régimen espacial y las
condiciones de entrega de la energía eléctrica producida.
El titular de una instalación, debe solicitar a una empresa distribuidora el
punto y condiciones técnicas necesarias para la realización de un proyecto, la cual es
función de la potencia instalada. Dentro de las condiciones técnicas necesarias, se incluye
la potencia pico del campo de paneles, potencia nominal de la instalación, modos de
conexión y las características del inversor o inversores y una descripción de
los
dispositivos de protección y elementos de conexión previstos. Para poder determinar estas
condiciones mínimas, la empresa distribuidora debe notificar al solicitante de la propuesta
las condiciones de conexión, donde se incluye el punto de conexión y medida propuesto; la
tensión nominal máxima y mínima de la red en el punto de conexión; potencia de
cortocircuito esperada en explotación normal en el punto de conexión y la potencia nominal
máxima disponible en este punto, en relación con la capacidad de transporte de la línea o,
en su caso, con la capacidad de transformación del centro de transformación. En caso que la
potencia nominal máxima disponible de conexión sea inferior a la potencia de la instalación
fotovoltaica, la empresa distribuidora deberá determinar los elementos concretos de la red
que precisa modificar para igualar ambas potencias (Real Decreto 661 de España, 2007).
Los titulares de las instalaciones pueden vender, total o parcialmente su
producción neta de energía eléctrica, en donde pueden elegir (por un plazo no inferior a 1
año)
ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o distribución
percibiendo una tarifa regulada o vender la electricidad en el mercado de producción de
energía eléctrica, donde el precio de venta será el precio que resulte en el mercado
organizado o el precio libremente negociado por el titular. Independiente de la opción de
venta que hayan elegido, el titular recibirá un complemento por energía reactiva por el
mantenimiento de unos determinados valores de factor de potencia. Este complemento se
fija como un porcentaje, en función del factor de potencia con el que se entregue la energía
del valor de 7,8441 c€/kWh, que será revisado anualmente. Aquellas instalaciones cuya
potencia instalada sea igual o superior a 10MW, podrán recibir instrucciones del operador
del sistema para la modificación temporal del valor obtenido. Además se incluye un
complemente por eficiencia, el cual es aplicable únicamente sobre la energía cedida al
sistema a través de la red de transporte o distribución (Real Decreto 661 de España, 2007).
21
Las instalaciones que hayan elegido vender la energía eléctrica a través de
la red de transporte o distribución, realizarán su venta a través de un sistema de ofertas
gestionado por el operador del mercado. Para ello, realizarán ofertas de venta de energía a
precio cero en el mercado diario, y en su caso, ofertas en el mercado intradiario, de acuerdo
con las reglas del mercado vigente. Las instalaciones que hayan elegido vender la
electricidad en el mercado, podrán vender su energía, bien directamente o bien
indirectamente mediante representación, tanto en el mercado de ofertas como en la firma de
contratos bilaterales o en la negociación a plazo.
En el caso que existan consumos
eléctricos en el mismo lugar que la instalación fotovoltaica, éstos se situarán en circuitos
independientes de los circuitos eléctricos de la instalación y de sus equipos de medida. La
medida de esos consumos se realizará con equipos propios e independientes. La energía
eléctrica que el titular de la instalación facturará a la empresa distribuidora, será la
diferencia entre la energía eléctrica de salida menos la de entrada a la instalación
fotovoltaica. Los medidores de salida utilizados, deben mantener la potencia nominal de la
instalación entre el 50 por 100 de la intensidad nominal (Real Decreto 661 de España,
2007). En la Tabla 1 se puede apreciar las tarifas impuestas por el Real Decreto 661.
Tabla 1: Tarifas para instalaciones fotovoltaicas según el Real Decreto 661 del sector
eléctrico Español.
Potencia
Plazo
Tarifa regulada c€/kWh
Primeros 25 años
44,0381
A partir de entonces
35,2305
100
Primeros 25 años
41,75
kW<P<=10MW
33,4
Primeros 25 años
22,9764
18,3811
P<= 100Kw
10MW<P<=50MW
En donde las tarifas se actualizan anualmente tomando como referencia el
incremento del IPC menos el valor de referencia establecido para la detracción del IPC, el
cual será de veinticinco puntos básicos hasta el 31 de diciembre de 2012 y de cincuenta
puntos básicos a partir de entonces.
22
Debido a la rentabilidad que produjo el Real Decreto 661/2007, el cual
provocó una sobre instalación de paneles fotovoltaicos, se dicta el Real Decreto 1578 (Real
Decreto 1578 de España, 2008), cuyo objetivo es el establecimiento de un régimen
económico para las instalaciones de producción de energía eléctrica de tecnología
fotovoltaica para las instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la
retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. Este nuevo régimen, tiene una
vigencia de 25 años, sin efectos retroactivos de otras leyes posteriores y en donde la
compañía eléctrica tiene la obligación de comprar toda la energía generada en la instalación
fotovoltaica.
Este nuevo decreto, incluye los siguientes cambios (Real Decreto 1578 de España,
2008):
•
Tipo de Instalaciones
Distingue dos tipos de instalaciones las cuales se pueden observar en la
Tabla 2. Las potencias máximas de los proyectos o instalaciones que sean inscritos, no
deben superar los 2MW en tejado o los 10MW en el suelo. El nuevo régimen económico
pretende reconocer las ventajas que ofrecen las instalaciones integradas en edificios, ya sea
en fachadas o sobre cubiertas, por sus ventajas como generación distribuida, porque no
aumenta la ocupación de territorio y por su contribución a la difusión social de las energías
renovables.
Tabla 2: Tipo de Instalaciones según el Real Decreto 1578 del sector eléctrico Español.
Denominación
Subtipo 1.1
Tipo I
Subtipo 1.2
Tipo II
Descripción
Instalaciones que estén ubicadas en
cubiertas o fachadas de
construcciones fijas, cerradas,
hechas de materiales resistentes,
dedicadas a usos residencial de
servicios, comercial o industrial.
También se incluyen las
instalaciones que estén ubicadas
sobre soportes que tengan por
objeto un uso de cubierta de
aparcamiento o de sombreamiento.
Resto de instalaciones
Potencia
Mínima/Máxima
(kW)
0/20 kW
21/2000 kW
0/10000 kW
23
•
Registro de pre asignación de retribución
Se realiza un registro de pre asignación con la finalidad que de seguridad
jurídica a los promotores respecto de la retribución que obtendrá la instalación una vez
puesta en servicio.
Toda aquella instalación que quiera obtener la retribución dada por el RD, debe
inscribir previamente el proyecto de instalación o instalaciones en el registro de pre
asignación de retribución, las cuales están asociadas a un periodo temporal (trimestral). Se
realizan 4 convocatorias anuales para postular a la solicitud de inscripción en el registro de
pre asignación, una por trimestre.
En cada una de las convocatorias se establece cupos de potencia por tipo y
subtipo, las cuales están constituidas por las potencia base. En el nuevo RD, se establece
una nueva definición de potencia, con lo cual se consigue mayor precisión en el
procedimiento de cómputo de la potencia de cada instalación fotovoltaica, a efectos de la
aplicación de la retribución correspondiente. Es así, como el Tipo I se establece una
potencia base de 267/m MW, en donde el 10% corresponde a las instalaciones del subtipo
1.1 y el 90% a las del subtipo 1.2. Para las instalaciones del Tipo II se asigna una potencia
base de 133/m MW, en donde m corresponde al número de convocatorias anuales.
El cupo de potencia para el 2009 es de 400MW. Los cupos de los siguientes
años se calculan tomando de referencia la potencia base de casa tipo/subtipo, además se
establecen cupos extraordinarios adicionales de potencia para suelo de 100MW para el
2009 y 60MW para 2010.
En cada una de las convocatorias, se debe presentar la solicitud de
inscripción junto con una serie de documentos tales como Autorización administrativa,
punto de conexión, licencia de obras, resguardo del aval. Las potencias se asignan de
acuerdo a un orden cronológico hasta que se sobrepase en un 50% del cupo previsto, en
donde este exceso de retraería del cupo de la siguiente convocatoria. Los proyectos tienen
un plazo de 12 meses en inscribirse con carácter definitivo en el registro administrativo de
instalaciones de producción, en caso contrario, se cancela la asignación de potencia; sin
embargo, no se producirá esta cancelación en caso que existan razones justificadas para que
24
esta inscripción permanezca en el registro. Lo anterior lo determina la Dirección General de
Política Energética y Minas.
Las instalaciones están sujetas al pago de un aval en caso de que no estén
inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción; en caso contrario las
instalaciones del Subtipo 1.1 deberán pagar un aval de 50€/kW y las Subtipo 1.2 500€/kW.
•
Régimen Económico
Las tarifas reguladas correspondientes, a las instalaciones que únicamente utilicen la
radiación solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica, y que además,
estén inscritas en el registro de pre-asignación se pueden apreciar en la Tabla 3.
Tabla 3: Tarifas para los diferentes tipos de instalaciones según el Real Decreto de 1578
del sector eléctrico Español.
Denominación
Tipo I
Tarifa (c€/kWh)
Subtipo 1.1
34
Subtipo 2.2
32
Tipo II
133
Las tarifas anteriores pueden incrementarse o decrementarse, dependiendo si
se alcanza el objetivo de potencia establecido en la convocatoria anterior. Por lo tanto
existen 3 posibilidades:
1. Si entre dos convocatorias seguidas no se alcanza el 50% del cupo de potencia para
un tipo o subtipo, la tarifa se podrá incrementa en la misma proporción en que se
reduciría si se cubriese el cupo.
2. La tarifa se mantiene constante en caso que la potencia pre asignada sea mayor que
el 50% de la potencia pre asignada pero menor que esta.
3. En caso que la potencia pre asignada sea mayor igual que el cupo, la tarifa se reduce
multiplicándola por un factor (A=0,91/m, donde m es el numero de convocatorias
anuales).
Sin embargo, hay una excepción la cual corresponde a que la tarifa de las
pequeñas instalaciones en tejado (Subtipo 1.1) nunca puede ser inferior a la de instalaciones
25
en tejado más grandes (Subtipo 1.2). En caso que el mecanismo anterior se redujera aun
más, se iguala la tarifa de las instalaciones de más de 20kW.
7.2 ESTADO DE CALIFORNIA
La estructura del mercado Californiano se caracteriza por la existencia de tres figuras (The
California Power Exchange, 2000):
•
Un operador del sistema, que cual es el responsable de la seguridad de éste, donde
debe operar las líneas de transmisión (libre acceso a los participantes a las líneas de
transmisión) y debe asegurar la estabilidad del sistema. También debe manejar un
mercado spot para lograr que el sistema sea balanceado en tiempo real y además de
manejar un mercado de servicios auxiliares.
•
Una bolsa, la cual se encarga de operar las ofertas diarias y horarias de compradores
y vendedores de energía con un día y hora de anticipación.
•
Los Schedulling Coordinators, los que tienen la opción de mantener un portafolio de
contratos con consumidores y generadores, incluyendo la programación de las
cargas y consumos con el operador del sistema.
La bolsa, realiza las subastas y genera precios uniformes para cada hora del día, los
cuales son enviados al operador del sistema. Luego, este operador determina la factibilidad
de los programas enviados por la Bolsa y por los Schedulling Coordinators, lo cual depende
de la disponibilidad de las líneas. Si los programas son factibles, se realiza el despacho; en
caso contrario son devueltos a las correspondientes entidades para su revisión. Los
consumidores no pueden realizar ofertas directamente en el mercado spot, por lo que
ofertan incrementando o disminuyendo el consumo.
El estado de California ha incentivado el uso de energía fotovoltaica, con la
finalidad de diversificar el suministro de electricidad, aliviar la demanda en la redes de
suministro y para mejorar la calidad del aire. Para ello existen los siguientes programas:
1. La Iniciativa Solar de California (para casas existentes) (Go Solar California,
Existing Homes, 2008), la cual ha sido diseñada para lograr un futuro más limpio de
energía y para ayudar a disminuir los costos de los sistemas solares. Esta iniciativa
26
tiene la misión de instalar 3000 MW de nuevos proyectos fotovoltaicos para el año
2017.
La Iniciativa solar de California cuenta con un presupuesto de US$2167
millones, en donde las líneas de acción de este proyecto son las siguientes:
•
Programa para familias de bajos ingresos (217 millones US$)
•
Programa multifamiliar, para acceder a paneles solares (1.897 millones US$)
•
Programa de investigación y desarrollo (50 millones US$)
•
Programa Piloto de Calentamiento Solar de Agua (2,6 millones US$)
Para lograr el objetivo de los 3000MW de capacidad instalada (Ver Figura 9,
para apreciar cómo ha variado la capacidad instalada de energía solar en el Estado de
California), se les paga dos tipos de incentivos a los clientes con suministro solar, con la
finalidad de asegurar que se está generando energía solar limpia y que se pueda ofrecer el
máximo de generación de energía solar.
Figura 9: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en Estado de California.
Estos incentivos son:
27
•
Rendimiento esperado, basado en la reducción de la tasa de interés, lo cual es
aplicable para proyectos menores a 50kW. Los incentivos serán concedidos una
sola vez, en donde el incentivo corresponde al pago por adelantado sobre la base de
los resultados esperados, que se calcula utilizando las factores del equipo y la
instalación, la ubicación geográfica, la inclinación, orientación y sombreado. Los
precios en el año 2007 son los siguientes:
•
$ 2.50 / W de CA para sistemas residenciales y comerciales, ajustada en
base a los resultados esperados.
•
$ 3,25 / W de CA para las entidades gubernamentales y organizaciones
sin fines de lucro, ajustada en base a los resultados esperados.
•
Incentivos basados en el rendimiento (ángulo de instalación, la inclinación, y la
ubicación), lo cual es aplicable para sistemas iguales o mayores a 50kW. El
incentivo consta de un pago mensual por toda la potencia de salida durante los
primeros 5 años de operación. Este incentivo se paga mensualmente sobre la base de
la cantidad real de energía producida.
Los precios en el 2007 son:
•
$ 0.39/kWh, los cinco primeros años para sistemas residenciales y
comerciales.
•
$ 0.50/kWh, los cinco primeros años para las entidades
gubernamentales y organizaciones sin fines de lucro.
Cabe destacar que los negocios no necesitan preocuparse sobre los aumentos
en los impuestos a la propiedad, ya que lo solar está exento de este impuesto. En cuanto a la
tarifa por solicitud, estas no se requieren para sistemas menores a 10kW. La tarifa por
aplicación de la Iniciativa solar de California es de 1% del monto el incentivo basado en la
reducción de la tasa de interés.
Los sistemas solares deben ser diseñados para compensar la carga eléctrica
suministrada en el lugar de la instalación, por lo que los incentivos se pagarán por sistemas
que califican tan pequeños como 1kW y tan grandes como 1MW. Aquellos sistemas de
5MW, puede solicitar estos incentivos, pero los pagos serán prorrateados a 1MW. Aquellas
instalaciones, donde el incentivo será la reducción de la tasa de interés, requieren de
medidores con exactitud de +-5%, el cual puede estar integrado en el inversor del sistema.
28
Para las instalaciones con incentivo basado en el rendimiento, necesitan estar equipados
con un medidor individual de información a intervalos con exactitud del +-2%.
Todos los sistemas deben tener una garantía mínima de 10 años, tanto para
los módulos de paneles fotovoltaicos como para los inversores necesarios, en cambio los
medidores deben tener una garantía mínima de 1 año.
2. Nueva Asociación de Casas solares (Go Solar California, New Homes, 2008)
En enero del 2006, en California se aprobó un programa para fomentar la energía
solar en nuevas viviendas, el cual consistía en un proyecto de 400 MUS$. Esta iniciativa se
logra mediante la colaboración con los constructores y desarrolladores, para incorporar en
los nuevos hogares altos niveles de eficiencia energética y de alto rendimiento de los
sistemas solares.
Esta iniciativa se dirige específicamente a los tipos de mercado y viviendas
de sectores unifamiliares y multifamiliares, para obtener 400MW de capacidad instalada en
las nuevas casas y tener sistemas de energía solar en el 50% de todas las viviendas
construidas en California a fines del 2016.
Los incentivos de este programa, están determinados por el tipo de vivienda y el
desempeño esperado que tenga el sistema, los cuales dependen de la eficiencia de los
equipos que se utilicen; de la ubicación geográfica; de la orientación, inclinación y
sombreado de los paneles solares.
Para poder beneficiarse de los incentivos, la vivienda residencial debe alcanzar al
menos el 15% más alto de eficiencia energética que el actual edificio.
Estos incentivos se pagan una vez que el sistema está instalado, en
funcionamiento y cuando se hayan reunido todos los requisitos del programa. Estos
requisitos son los presentados a continuación:
•
Requisitos del equipo: Dentro de estos requisitos tenemos que, los sistemas deben
estar conectados a la red; los inversores y los módulos deben tener una garantía de
10 años; módulos fotovoltaicos e inversores deben estar certificados.
•
Requisitos de Instalación: Dentro de estos requisitos tenemos que, los sistemas
deben estar instalados en base a la licencia entregada por el Estado de California y
29
los sistemas de auto-instalación son aceptables, sin embargo, esta tarea se alienta a
los contratistas que son certificados por la North American Board of Certified.
Dentro de este programa, existen 4 niveles de incentivos disponibles:
•
Base de incentivos, donde la base del incentivo por rendimiento esperado es de
US$2.50/watt a partir del 2007. Esta base se aplica a casas y comunidades pequeñas
(6 casas), áreas comunes de viviendas, urbanizaciones.
•
Solar, como una característica estándar de incentivos: a comienzos del 2007
tenía un valor de US$2.60/watt. Para poder recibir este incentivo, un constructor de
6 o más casas se debe comprometer a que al menos un 50% de las unidades
residenciales deben instalar el sistema eléctrico solar.
•
Áreas Residenciales de Vivienda: a partir del 2007 el valor de este nivel de
incentivo era de US$3.50/watt, en donde se aplica a viviendas de cualquier tamaño.
•
Áreas comunes de Viviendas: a comienzos del 2007, el valor de este incentivo era
de US$3.30/watt, en donde se aplica a sistemas solares eléctricos en las zonas
comunes de proyectos de vivienda.
7.3 ALEMANIA
La normativa eléctrica alemana para la generación fotovoltaica, se encuentra en la
Ley de Preferencia de las Energías Renovables “Erneuerbare-Energien-Gesetz-EEG”, la
cual regula las Energías Renovables no Convencionales para su correcta planificación e
inyección en la red, además de ofrecer precios justos para los usuarios interesados en
acceder a esta forma de generación eléctrica (Ley sobre las Energias Renovables (LER) de
Alemania, 2008). En la Figura 10, se puede apreciar como ha variado la capacidad instalada
solar en Alemania.
30
Figura 10: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en Alemania.
A continuación se presentan los tópicos más relevantes para el estudio y
entendimiento de la regulación fotovoltaica alemana, así como el marco legal que sostiene
este tipo de actividad y el esquema de incentivos existente para los usuarios que optan por
esta forma de generación.
El objetivo principal de la ley de energías renovables, es permitir un desarrollo
sostenible del suministro energético, sobre todo en beneficio de la protección del clima y
del medio ambiente. Para lograr este objetivo, la normativa alemana se ha propuesto
incrementar la proporción de las energías renovables en el suministro energético nacional a
un mínimo del 30 por ciento para el año 2020 y de seguir incrementando la misma, de
forma continua.
La actual ley de energías renovables alemana, supervisa la conexión prioritaria de
centrales de generación de electricidad a partir de fuentes de energía renovables ubicadas
en el territorio de la República Federal. La adquisición, el transporte y la retribución de
dicha electricidad por parte de los operadores de la red y la compensación de la energía
eléctrica consumida y retribuida por parte de los usuarios en todo el territorio nacional
(Art.1/Aptdo 1,2,3) (Ley sobre las Energias Renovables (LER) de Alemania, 2008).
Los operadores de red, se encuentran obligados a conectar inmediata y
preferentemente las instalaciones destinadas a la generación de electricidad a partir de
fuentes de energía renovables, como la fotovoltaica, a un punto de su red (punto de
31
conexión) que sea apto en cuanto a nivel de tensión y que se encuentre lo más cercano en
línea directa hacia la instalación. Si existe otra red que ofrece un punto de conexión más
favorable en términos tecnológicos y económicos, será responsabilidad del operador de la
red informar de esto al generador, para llevar a cabo la conexión en este punto. En el caso
que existan una o varias instalaciones generadoras con una potencia total máxima de 30
kilovatios y el futuro generador desee emplazar la central en un terreno aledaño, se
considerará, este terreno como punto de conexión a la red más favorable (Art.5/Aptdo 1,2)
(Ley sobre las Energias Renovables (LER) de Alemania, 2008). Los operadores de red
estarán obligados a transportar y distribuir preferentemente y sin demora toda la
electricidad generada que ofrezcan las centrales fotovoltaicas. Esto implica que se
priorizará y maximizará el ingreso de potencia por parte de la generación renovable por
sobre aquellas centrales fuera de esta categoría.
Si existe un nuevo operador de central (usuario) que pretenda inyectar energía a la
red, los operadores de red estarán obligados a optimizar, reforzar y ampliar la capacidad de
la red cercana a la nueva central de generación en el menor tiempo posible y de esta manera
asegurar el abastecimiento energético renovable, tal como se estipuló con anterioridad. En
caso que, para el operador de red sea inviable la ampliación de la red por motivos
económicos, este quedará liberado de esta obligación (Art.14)
El operador de red, deberá publicar lo más pronto posible en su sitio de Internet,
información referente al posible riesgo de que algún operador de central deba ser regulado
por una presunta sobrecarga del sistema, detallando claramente cuáles son las regiones de la
red afectadas y los motivos de esta misma (Art.9/apto 1,3) (Ley sobre las Energias
Renovables (LER) de Alemania, 2008).
Los operadores de centrales fotovoltaicas tendrán derecho a elegir otro punto de
conexión de ésta o de otra red que sea apta en cuanto a su nivel de tensión. Si se ven
obligados, por parte del operador de red a conectarse a un punto específico de la red, que no
sea aquel menos distante de la central o adecuado en cuanto a nivel de tensión, será
exclusiva responsabilidad del operador de red solventar los gastos adicionales en los que se
incurriría por elegir este nuevo punto de conexión (Art.13/Apto 2)
Desde el punto de vista técnico y operativo, los operadores de centrales con una
capacidad instalada por sobre los 100 KW de potencia, estarán obligados a instalar en sus
32
centrales, un dispositivo que permita acceso remoto por parte del operador de red y le
permita a éste reducir la potencia generada, permitiendo el control en caso de sobrecarga de
la red y así también detectar la potencia real de inyección en cada momento por parte de la
central fotovoltaica (Art.6/Apto 1,2)
Tal como se estipula en la ley, los costos necesarios para la adquisición del equipo
de generación fotovoltaica así como aquellos instrumentos de medición necesarios para la
determinación de la energía eléctrica inyectada y consumida de la red correrán por cuenta
del operador de la central.
Alemania no cuenta con un programa de estimulo monetario o subvención para
aquellos usuarios que deseen ingresar en la generación fotovoltaica, solo se remunera
aquella energía que efectivamente es inyectada en la red por parte del generador. Los
equipos necesarios para la generación y la cuantización de la energía inyectada son de
exclusiva responsabilidad del generador. Respecto a los pagos por energía, los operadores
de red están obligados a retribuir monetariamente toda la electricidad que se haya generado
en las centrales fotovoltaicas. Esta obligación existirá si el operador de la central ha sido
debidamente inscrito en el registro de centrales, y si se ha informado a la Agencia Federal
de Redes el lugar físico de la central y su potencia nominal. Por otra parte, los operadores
que ejerzan su derecho a recibir un pago por la energía inyectada estarán obligados a partir
de ese momento a ceder a la red toda la electricidad generada en su central que en un
principio fue inscrita. Por supuesto, toda la energía inyectada a terceros conectados a una
línea aparte del sistema eléctrico general no será recompensada.
Los generadores fotovoltaicos tendrán el derecho de hacer contratos de suministro
de energía en forma directa, esto es vender su energía a clientes libres, dando previo aviso
al operador de redes acerca de este contrato con anticipación a la puesta en servicio de este
suministro directo (Art.16/Apto 1,2,4).
El cálculo de las retribuciones por la electricidad, se paga en función de la potencia
de cada central (la potencia efectiva inyectada a la red) (Art.18/Apto 1) (Ley sobre las
Energias Renovables (LER) de Alemania, 2008).Las retribuciones monetarias estarán
sujetas a una degresividad, que es básicamente un reajuste a la retribución por potencia con
el paso del tiempo desde la puesta en servicio de la central generadora. Para aquellas
centrales generadoras fotovoltaicas que entren en servicio antes del 1 de enero del 2010
33
estarán sujetas a reducciones en las retribuciones en los siguientes porcentajes (Art.20/Apto
1,2) (Ley sobre las Energias Renovables (LER) de Alemania, 2008):
a) Electricidad procedente de centrales tipo free-standing
a. En el año 2010: 10%,
b. A partir del año 2011: 9%
b) Electricidad procedente de centrales en o sobre edificios
a. hasta una potencia máxima de 100 kilovatios:
i. En el año 2010: 8%
ii. A partir del año 2011: 9%,
b. a partir de una potencia mayor a 100 kilovatios:
i. En el año 2010: 10%
ii. A partir del año 2011: 9%
Ahora, estas reducciones porcentuales estarán a su vez sujetas a reajustes de acuerdo a,
a) un aumento de un punto porcentual, si la potencia de todas las centrales registradas
por la Agencia Federal de Redes dentro de los doce meses anteriores al 30 de
septiembre del año que sigue supere
a. 1500 MW para el año 2009.
b. 1700 MW para el año 2010.
c. 1900 MW para el año 2011.
b) un reducción de un punto porcentual, si la potencia de todas las centrales registradas
por la Agencia Federal de Redes dentro de los doce meses anteriores al 30 de
septiembre del año que sigue sea inferior a
a. 1000 MW en el año 2009.
b. 1100 MW en el año 2010.
c. 1200 MW en el año 2011.
Los pagos o retribuciones sujetos a estas reducciones o incrementos para la generación
fotovoltaica se diferencian según (Ley sobre las Energias Renovables (LER) de Alemania,
2008),
31,94 c€/kWh, en los casos en que la central no esté instalada en o sobre una
estructura edificada que se haya construido principalmente para otros fines que no
son generación de energía eléctrica (free-standing facilities) (Art.32/Apto 1,2).
34
La energía solar proveniente de estructuras que se encuentren instaladas
exclusivamente en un edificio o sobre un edificio o bien en una muro anti ruido,
tendrá una retribución de
•
43,01 c€/kWh en centrales que tengan una potencia máxima de 30 kilovatios (< 30
KW).
•
40,91 c€/kWh en centrales que tengan una potencia máxima de 100 kilovatios,
(entre 30 y 100 KW).
•
39,58 c€/kWh en centrales que tengan una potencia máxima de 1 megavatio, (entre
100 KW y 1 MW).
•
33,0 c€/kWh en centrales que tengan una potencia mayor de 1 megavatio. (>1
MW).
Para la electricidad procedente de centrales con una potencia instalada máxima de
30 KW, las retribuciones se reducirán a 25,01 c€/kWh, siempre y cuando el propio
operador de la central o terceros consuman la electricidad en el entorno físico directo y lo
demuestren. A continuación se presenta en la Tabla 4 y Tabla 5 (EEG Payment Provisions,
Página 10 y 11, 2009), las principales tarifas en c€/kWh para las distintas versiones de la
EEG desde el año 2004, hasta la actual ley vigente del año 2009.
Tabla 4: Reajuste a las Tarifas según Normativa Alemana.
35
Tabla 5: Tarifas para las distintas versiones de la EEG según Normativa Alemana.
7.4 CANADÁ
Actualmente, Canadá y más específicamente la provincia de Ontario (donde vive un
tercio de la población de Canadá), baraja uno de los proyectos de ley más ambiciosos y
esperados en el último tiempo del sector energético. El gobierno de Ontario, introdujo la
propuesta sobre la ley de energía verde o mejor denominada Green Energy Act el 23 de
febrero del año 2009. Esta ley, que aun no tiene la aprobación del gobierno canadiense, da
luces sobre la gran inversión que se realizará en proyectos de energía renovable que
incrementen la conservación ecológica, creando trabajos “verdes” y una economía basada
en la producción de energía limpia, sobre todo en este tiempo donde el tema ambiental es la
preocupación número uno en el mundo (Ontario Power Autority, 2009). En la Figura 11, se
puede apreciar la evolución de la capacidad instalada en Canadá.
36
Figura 11: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en Canadá.
Si esta ley es aprobada, el gobierno de Ontario espera que la ley de energía verde o Green
Energy Act pueda:
•
Incentivar el crecimiento de energías limpias y renovables como la solar, eólica,
hídrica, biomasa y biogás.
•
Crear el potencial para el manejo inteligente del consume actual de las personas a
través de una serie de medidas de conservación energética.
•
Crear alrededor de 50.000 puestos de trabajo para la gente de Ontario en los
primeros tres años.
Ahora, esta ley aun no está aprobada por el congreso canadiense. Sin embargo, si
existe un programa de incentivo de la generación fotovoltaica denominado SOP (Standard
Offer Program) o como su traducción lo dice el programa de oferta Standard, que bajo el
alero fotovoltaico, posee las siguientes regulaciones e incentivos que actualmente se aplican
en la provincia (Ontario Power Autority, 2009).
37
El Gobierno de Ontario se utiliza el término "oferta de contrato estándar" (SOP)
para el mecanismo de compra de electricidad a proveedores de energía renovable a una tasa
que estimulen un mayor uso de estas tecnologías.
El SOP no es un subsidio del gobierno, por lo que se financia a través de la base
contribuyente. El costo se reparte entre todos los usuarios de electricidad y la cantidad de
energía renovable comprada es pequeña, (en comparación con el total de la demanda de
energía en Ontario) tiene un costo insignificante en la cuenta individual de servicios de
cualquier usuario.
La intención del programa es hacer más fácil para los operadores de pequeñas
instalaciones de generación de energía renovable, contribuir al suministro de electricidad de
Ontario por medio de su compañía local de distribución y recibir un pago por la potencia
que proporcionan a un precio regulado, pero atractivo.
El Programa ha sido diseñado para promover proyectos de generación de energía
renovable que entregan valor a los clientes consumidores de la red eléctrica de Ontario.
Para poder acogerse al programa, los solicitantes deben estar dispuestos a hacer inversiones
necesarias tanto para las instalaciones (paneles, inversores, etc en el caso PV) y absorber
los costos de conexión al sistema de distribución y respectiva medición (medidores
inteligentes, flujos de potencia) y en el tiempo solventar costos de operación y
mantenimiento. Al firmar un contrato con la OPA (Ontario Power Authority) ésta se
compromete que pagará al generador de electricidad por un período de 20 años desde el
inicio del contrato.
Un proyecto de generación elegible por la OPA, deberá estar situado en la provincia
de Ontario, poseer una capacidad nominal bruta de no más de 10.000 kW, estar conectado
(directa o indirectamente) a un sistema de distribución autorizado por la OPA y tener una
conexión de voltaje no superior a 50 kV. El medidor inteligente será costeado a expensas
del generador conforme a los requisitos del Código de Sistemas de Distribución (Ontario
Power Autority, 2009).
Existen cuatro requisitos básicos que deben cumplir los postulantes a un proyecto de
generación al momento de presentar una solicitud ante la OPA:
1. Incluir una evaluación de impacto respecto de su conexión proporcionada por la
compañía local de distribución (a menos que el proyecto sea inferior a 10 kW).
38
2. Presentar un estudio de impacto ambiental debidamente acreditado por el
Ministerio de Medio Ambiente de Ontario.
3. Aportar pruebas, ya sea de la propiedad de los bienes en cuestión o de
arrendamiento u otros derechos de acceso necesarios para completar el proyecto, tal
como una copia de una escritura o un contrato de arrendamiento.
4. Proporcionar una carta de autorización, que permita que la compañía local de
distribución obtenga información relativa al postulante y al “cliente carga” (si lo
hubiese) a la OPA.
Como algunas zonas de la red de transporte pueden estar limitadas en cuanto a la
capacidad de aceptar incrementos de inyección de potencia, la OPA puede hallar necesario
limitar o rechazar las solicitudes de proyectos PV en determinadas áreas del sistema
eléctrico. Estas restricciones de inyección energética tendrán en cuenta tanto las
operaciones existentes como las posibles mejoras que podrían introducirse en el sistema de
transmisión en el tiempo.
La OPA tiene la obligación de actualizar en su sitio Web, las distintas zonas de
inyección de potencia designadas como "zonas verdes", "zonas amarillas" o "zonas naranja"
según el siguiente criterio (Ontario Power Autority, 2009):
Las solicitudes de proyectos que son mayores de 10 kW, o mayor que 250 kW en el
caso de “granjas fotovoltaicas”, y se encuentran en zonas naranjas no serán aceptadas
hasta que la capacidad de transmisión del sistema esté disponible.
La aceptación de solicitudes de proyectos situados en zonas amarillas pueden estar
sujetos a ciertas limitaciones sobre la base de las restricciones actuales de transmisión.
La aceptación de solicitudes de proyectos situados en zonas verdes no estarán sujetos a
las limitaciones sobre la base de las restricciones actuales en la transmisión.
Las reglas del SOP establecen un sistema de precios basado en las condiciones de
mercado para todas las tecnologías renovables con excepción de la generación PV, que
ofrece un ingreso base a pagar a los productores por cada kilovatio-hora (kWh) de
electricidad entregada.
39
Las reglas tarifarias del programa establecen también un sistema de precios basado
en los costos para la producción PV en miras de incentivar la eficiencia, pero reconocen el
hecho que en la actualidad, la inversión inicial en los equipos fotovoltaicos es alta, debido a
que la tecnología aún es muy cara.
Las reglas tarifarias se revisan periódicamente para todas las tecnologías de
generación renovables y pueden por este motivo ser modificadas, pero estas no son
retroactivas, y por tanto no modificaran lo ya pactado en contratos antiguos. Las revisiones
de precios por lo general se llevan a cabo cada dos años, pero como la tecnología PV
evoluciona rápidamente, esta puede ser revisada con mayor frecuencia que el resto de las
fuentes de energía renovables.
En resumen, los pagos para la generación PV se estructuran como sigue (Ontario
Power Autority, 2009):
•
Los generadores PV recibirán un pago de 42 centavos de dólar por kWh y no
podrán ser elegibles para el bono por horas de punta (postulación permisible para el
resto de las fuentes de energía no convencionales) o ser indexados según la
inflación para el reajuste de los pagos.
•
En caso que el generador sea a su vez un “cliente carga” regular que consume
energía de la red, no recibirá un pago por esta energía sino que se retribuirá solo
aquello efectivamente inyectado en la red, de esta manera toda aquella energía
consumida como “cliente carga” se descontara de la cuenta del generador como el
producto de el precio actual de la energía en el sistema por la potencia consumida
en el respectivo período.
El generador es responsable de la coordinación con la empresa local de distribución
para determinar la configuración y los requisitos de medición. También es responsable de
los gastos de conexión y de los equipos de medición necesarios que determine la compañía
local de distribución conforme al código del sistema de distribución.
En la mayoría de los casos, los generadores están conectados directamente al
sistema de distribución. Cuando existan generadores conectados a su vez como “cliente
carga”, los pagos por generación se verán reducidos por el producto del precio de la energía
de mercado regulado y la energía consumida por el “cliente carga”. En este tipo de
conexiones es importante por lo tanto que existan dos medidores tanto para el cliente
40
actuando como “generador” y el cliente actuando como “carga” para así medir en forma
precisa el monto de los pagos por parte de la OPA. Existe la posibilidad de instalar un
medidor inteligente que realiza el trabajo de ambos medidores en forma simultánea.
Bajo un contrato, la OPA pagará toda la energía que se le deba al generador
mediante el medio que se acuerde con la compañía de distribución local (factura
descontada, pago directo, etc.). En cualquier caso, los pagos estarán basados en la medición
hecha por los instrumentos (medidores) con el reajuste por perdidas locales de generación y
serán entregados directamente al generador y no a un tercero.
La electricidad consumida por el generador será cobrada por parte de la empresa de
distribución local con un cargo correspondiente como cualquier otro contrato individual a
un usuario regular no generador del sistema de acuerdo a lo estipulado por la Comisión de
Energía de Ontario. De existir controversias en los pagos correspondientes, el contrato
garantiza un mecanismo de reclamo pertinente.
El contrato hecho por la OPA y un nuevo generador es estándar en cuanto a las
siguientes disposiciones (Ontario Power Autority, 2009):
•
Un contrato se provee por un período de pago de 20 años. Tendrá implícito la
ubicación y el tipo de generación, asimismo estipulara la capacidad de generación
máxima.
•
El generador es el único responsable y deberá incurrir en todos los costos de
conexión, medición y así cualquier costo relacionado con la puesta en marcha de su
central PV.
•
El generador está obligado a cumplir todas las leyes, regulaciones, licencias y
permisos aplicadas por la OPA.
•
El contrato puede ser anulado si la información en la solicitud se encuentra inexacta
en cualquier aspecto.
•
El contrato estipula todos los mecanismos de arbitraje y resolución de controversias.
El programa permite que los generadores aumenten la capacidad de las instalaciones
existentes o poner en servicio instalaciones viejas que estaban fuera de servicio. Un
incremento en la capacidad de un generador es permisible si la capacidad instalada de
generación combinada entre la pre-existente y el incremento en generación no exceda de
41
10.000 kW(Ontario Power Autority, 2009). En cualquier caso, sólo la electricidad generada
e inyectada en forma efectiva al sistema de distribución tendrá derecho a retribución tal
como se mencionó con anterioridad.
Las solicitudes deben presentarse en la forma designada, y los solicitantes tienen
que presentar solicitudes por vía electrónica. Las solicitudes deben ser completa y satisfacer
todos los requisitos de elegibilidad. La OPA se reserva el derecho de rechazar cualquier
solicitud y revelar las razones del rechazo a la solicitante.
La aceptación o rechazo de una postulación será derecho exclusivo de la OPA. La
notificación se hace por escrito donde se detalla las causas del rechazo de la solicitud si
fuese el caso. Sin embargo, existe la posibilidad de re postular una vez que el generador
subsane aquello objetado por la OPA. En caso que una postulación sea aceptada el usuario
tendrá un periodo de 30 días para responder a este ofrecimiento contractual y ponerlo en
ejecución (Ontario Power Autority, 2009).
Las reglas del programa incluyen un par de disposiciones adicionales relativas al
programa y al contrato firmado:
1) La OPA se reserva el derecho de cancelar o suspender el Programa por
cualquier motivo, sin compensación a los solicitantes, pero sin perjuicio de
lo dispuesto en los contratos ejecutados.
2) La OPA puede cambiar las reglas del programa, pero los cambios serán sólo
posibles y no se aplicará a los contratos ejecutados.
7.5 ITALIA
El gobierno Italiano ha mostrado una larga preocupación en temas de
energías renovables, por ejemplo en el año 1988, el Plan Energético Nacional daba a la
Energía Fotovoltaica un papel relevante entre todas las fuentes renovables. Por ello, se puso
como objetivo tener en el año 1995, 25MWp instalados de energía fotovoltaica; sin
embargo, no se alcanzó. Posteriormente, en el año 1991 se declaró una ley que permitió a
los inversores privados la producción de energía eléctrica e introducir en la red nacional la
electricidad a una tarifa fija establecida por un Comité de Precios. En el año 2001, se
establecieron las primas generales para las producciones fotovoltaicas conectadas a la red,
42
lo cual fue conocido como el “programa de techo fotovoltaico”. Es así como la potencia
instalada fotovoltaica se incremento a partir del 2000, llegando a los 37,5Mwp en el año
2005 (Photovoltaic Energy Promotion in Europe, 2008). En la Figura 12, se puede apreciar
la capacidad instalada proyectada en Italia para los próximos años.
Figura 12: Proyección Capacidad Instalada Fotovoltaica en Italia.
En Italia se promueve la generación mediante fuentes de energía renovable,
entre las cuales la energía solar se ha convertido en una oportunidad de negocio para
inversores y productores. La normativa solar en Italia se basa sobre un sistema de primas a
la producción, otro de sistemas de certificados, desgravaciones fiscales, facilidades para la
financiación y subvenciones europeas, estatales y locales. Este sistema de primas o tarifas
es conocido en Italia como el “Conto Energía” (Gestore Servizi Elettrici, 2008).
El mecanismo para promover el uso de recursos renovables entro en vigor el
19 de Septiembre del 2005(Conto Energía), con la finalidad de dar incentivos para la
construcción de sistemas fotovoltaicos. Para las instalaciones solares, según el Decreto
Ministerial Italiano (Ministero dell'Economia e delle Finanze, 2007) se define tres tipos de
integración para determinar la tarifa de incentivo, de tal manera de poder reconocer cada
sistema fotovoltaico, donde tenemos:
43
•
Planta no Integrada (Ver Figura 13), donde el sistema es conectado en el duelo o se
colocan elementos de mobiliario urbano, carreteras o en las caras externas de las
cubiertas de los edificios.
Figura 13: Módulos Solares No Integrados según Normativa Italiana.
•
Planta parcialmente Integrada (Ver Figura 14), por ejemplo parte del tejado cubierta
celdas fotovoltaicas.
Figura 14: Módulos Solares Parcialmente Integrados según Normativa Italiana.
•
Instalación Integrada (Ver Figura 15), tejado completamente cubierto por celdas
fotovoltaicas.
Figura 15: Módulos Solares Completamente Integrados según Normativa Italiana.
44
De esta manera el operador del sistema, cuenta con toda la energía producida por la
planta, y reconoce al productor por un periodo de 20 años, dependiendo de la clase de
compensación definida por el incentivo en la tarifa eléctrica según el tipo de instalación.
Según la normativa Italiana, la electricidad producida por los sistemas
fotovoltaicos, tienen derecho a un incentivo de pago, el cual es dividido de acuerdo a lo que
se presenta en la Tabla 6.
Tabla 6: Las tasas de incentivo el tamaño y el tipo de integración según Normativa
Italiana.
Tipo de Instalación
Potencia (kW)
No Integrado
Parcialemente Integrado
Integrado
1≤P≤3
0,4 €
0,44 €
0,49 €
3 < P ≤ 20
0,38 €
0,42 €
0,46 €
P > 20
0,36 €
0,4 €
0,44 €
Las tasas más altas son aprobadas para las pequeñas casas (hasta 3kW) las cuales se
integran arquitectónicamente; así las tasas más baratas son aprobadas para las grandes
instalaciones que no se encuentran integradas arquitectónicamente. Las tarifas se mantienen
por un periodo de 20 años a partir de la fecha de entrada de la instalación, las cuales se
mantienen constantes durante ese periodo. Sin embargo, cabe destacar que para las
instalaciones que entren a partir del 1 de Enero del 2009 y el 31 de Diciembre del 2010,
estas tasas tendrán una disminución de un 2%.
Los titulares de las plantas solares tienen la ventaja de utilizar la energía de
la red de abastecimiento, su propia producción (parcial o total) y también el intercambio
sobre el terreno con la red (solo para aquellas plantas de energía de hasta 20 kW), donde
esta ultima corresponde a una alternativa de vender la energía producida. Lo anterior logra
un equilibrio entre la electricidad anual colocada en la red y la electricidad tomada de la
red.
Para poder optar a los incentivos, es el titular de la planta que tiene el derecho, con
sujeción a las disposiciones del nuevo Decreto Ministerial Italiano, a solicitar y obtener el
incentivo del Gerente de Servicios Eléctricos (GSE). La tarifa de estimulo podrán ser
45
recibidas por: las personas, las entidades jurídicas, el público y las unidades de condóminos
residenciales y/o edificios.
Para las instalaciones con integración parcial o total en la arquitectura, el
Decreto Ministerial Italiano, define los diferentes tipos de integración previstos para la
concesión del incentivo. Presenta que la tarifa “base” se puede aumentar en un 5% en
aquellos casos donde:
•
Titulares con una autoproducción al menos del 70% de la energía producida. Según
la ley italiana, específicamente en el Decreto 16 Marco 1999, un auto productor es
la persona o entidad que produce electricidad y que utiliza al menos el 70% de esa
producción en un año para uso propio, para uso de las filiales de la empresa matriz o
para el uso de miembros de sociedades cooperativas de producción y distribución de
electricidad.
•
Instalaciones cuya entidad responsable corresponde a una escuela pública o centro
de salud público.
•
Instalaciones construidas en edificios para fines agrícolas.
•
Para las instalaciones responsables de la población local en donde viven con menos
de 5000 habitantes.
Cabe destacar que según la normativa Italiana, estos incentivos no son
entregados para los sistemas fotovoltaicos los cuales poseen apoyo del gobierno nacional,
regional o local; los incentivos se aplican a la energía producida por sistemas fotovoltaicos
los cuales recibieron incentivos de carácter público regional, local o capital de la
comunidad.
En Italia, los sistemas fotovoltaicos pueden vender la energía producida a través de
dos métodos diferentes:
•
Una venta indirecta, la cual se a través de un acuerdo sobre la retirada por parte del
Gerente de Servicios Eléctricos independiente de que la red está conectada al
sistema. El precio depende de la zona en la que se encuentre el productor, en donde
para una potencia activa de hasta 1 MW existen precios fijos. Cabe destacar que la
empresa distribuidora, tiene la obligación de comprar toda la energía que inyecte el
titular de las celdas fotovoltaicas a la red.
46
•
Una venta “en vivo”, la cual se hace en el mercado de valores o mediante un
mayorista (acuerdo bilateral). Los participantes en la venta de energía en el
mercado, con la finalidad de ser admitidos por el Administrador del Mercado de la
Electricidad (GME), deben firmar un contrato en donde se comprometen, entre otras
cosas, a pagar una tasa de acceso, una cuota fija anual y una tasa por cada MWh
negociados. En la Tabla 7 y Tabla 8 se presentan los valores correspondientes al año
2008. También está la opción de vender la electricidad producida a través de un
contrato bilateral con un operador/mayorista a un precio de venta, el cual es
negociado directamente con la persona. El método de venta “en vivo” se usa
generalmente para vender en el mercado para aquellas plantas de gran tamaño, por
lo que la normativa italiana no recomienda a las instalaciones fotovoltaicas
(pequeñas) este método. El GME, está encargado de la gestión del mercado de la
electricidad de acuerdo a criterios de transparencia y objetividad, de tal manera de
promover la competencia entre los productores para garantizar la disponibilidad de
una reserva suficiente de poder.
Tabla 7: Tarifas de acceso y participación en el mercado de la electricidad según
normativa Italiana.
Acceso de pago (una vez)
7500 €
Fijo anual
10000 €
Tabla 8: Tasas por cada transacción según normativa Italiana.
Hasta a 0,02 TWh
-
0,02 TWh a 1 TWh
0,04 €/Mwh
1 TWh a 10 TWh
0,03 €/Mwh
Más de 10 TWh
0,02 €/Mwh
Los productores titulares de las plantas fotovoltaicas, pueden vender su
producción al operador local mediante un medidor que detecta cada KWh entregado a la
red, pero también poseen un medidor para los consumos propios. El primero para la
detección y el registro de la medida sobre el total de energía producida por fotovoltaica
47
(Medidor 1), y un segundo contador "bidireccional" o doble metro (Medidor 2) para la
detección y el registro de las medidas relativas a la energía intercambiada (entrada y / o de
pago) con la red a la que la planta está conectado. Para poder medir la energía producida, la
normativa italiana implica la instalación de medidores capaces de identificar y poner a
disposición del operador (vía electrónica) la medida en el tiempo. Para poder determinar los
honorarios cobrados al propietario de la instalación, se utiliza que para las instalaciones
menores a 20kW el operador de la red se debe encargar de la medición de la electricidad
producida; en cambio para las instalaciones mayores a 20 kW es responsabilidad del
productor, el cual tiene derecho a utilizar la red, manteniendo al mismo tiempo la
responsabilidad de servicio.
48
8. CONCLUSIONES GENERALES
En términos generales, la mayoría de los marcos regulatorios de los países
analizados han resultado exitosos de acuerdo a los objetivos planteados por ellos en materia
fotovoltaica, lo que se observa en cómo ha evolucionado la capacidad instalada de cada
uno de los países estudiados.
Por ejemplo tenemos el caso de Alemania, Italia y España, en donde los dos
últimos han sufrido una demanda excesiva por parte de los usuarios, debido a que los
incentivos entregados producen una gran rentabilidad; lo anterior ha repercutido en que
éstos modifiquen la regulación existente, de tal manera de poder controlar la instalación de
estos sistemas. Sin embargo, no se puede hacer una conclusión definitiva en cuanto al éxito
de Canadá y el Estado de California, debido a que son proyectos que recién han
comenzado. Aun así, la creación del proyecto de ley por parte de Canadá, demuestra cuán
positiva ha sido la experiencia, por lo que se ha encontrado en la necesidad de crear una ley
para regular el sector de energías renovables.
A nuestro juicio los objetivos finales propuestos por los países estudiados,
en relación a evitar una dependencia de los combustibles fósiles y en diversificar la matriz
energética del país, van relacionados con el tratado de Kyoto, en cuanto a la disminución
global de emisiones de CO2. La instalación de sistemas fotovoltaicos ayuda al crecimiento
de un país, como también ayuda a abrir nuevas oportunidades de trabajo, como es el caso
de Canadá y el Estado de California, donde éste ultimo posee un programa para las casas
existentes y otro para las casas nuevas, fomentando el sector de la construcción
Para poder optar a los incentivos que son entregados en cada uno de los
países, debe existir un mecanismo por el cual una persona solicite a la autoridad
correspondiente, el ingreso al sistema cumpliendo con ciertos requisitos; la aplicación de lo
anterior ha sido un mecanismo exitoso en cada uno de los países estudiados. Por ejemplo,
tenemos el caso de España, donde las personas participan en una convocatoria que realiza
la Administración General del Estado; de esta manera se regula y se vela por el
cumplimiento de los objetivos propuestos en cuanto a la capacidad instalada fijada como
meta para un cierto periodo. Es óptimo la existencia de un regulador que fiscalice las
condiciones técnicas mínimas, ya sea calidad de suministro como la interconexión de los
sistemas fotovoltaicos con la red de distribución, en donde es factible que el distribuidor
49
pueda negar la instalación debido a la saturación de una línea, como es el caso de Canadá.
Cada productor debe tener la posibilidad de vender la energía de acuerdo a las
condiciones que él estime conveniente, ya sea vendiendo directamente en el mercado y/o
mayorista; como también tener el derecho de vender a través de la distribuidora, en donde
ésta última por ley, debe tener la obligación de comprar toda la producción, tal es el caso de
España, Italia y Alemania. Lo anterior, implica la existencia de un sistema de medición
constituidos por dos medidores independientes, uno que mida el consumo propio y otro que
mida la inyección y consumo de la red. En caso que opte por inyectar a la red, la factura
definitiva debe ser por la inyección o por el consumo neto que tenga, como es el caso de
Italia y Canadá.
La diferenciación que realiza Italia para poder determinar el incentivo,
parece razonable en relación a los consumos propios que puede llegar a tener una vivienda
común; de tal manera que existan incentivos más elevados para aquellas instalaciones
pequeñas y tarifas más bajas para las instalaciones sobre una determinada potencia, para así
regular la posible existencia de un negocio y promover el autoconsumo. Además de
determinar la tarifa de acuerdo a un cierto criterio de potencia, es razonable determinar
tarifas diferenciadas según el tipo de cliente, como es el caso del Estado de California, en
donde los residenciales reciben un incentivo diferente que los no residenciales.
Es razonable pensar que los programas de incentivos propuestos por cada
uno de los países, poseen cosas más positivas que negativas debido al éxito que han tenido.
Sin embargo, nos parece poco justificado el hecho de que en Alemania e Italia, exista una
tarifa diferente en función de la estructura física que tenga la instalación, ya que nos parece
más lógico crear una tarifa en función de la energía producida por las instalaciones,
independiente si esta está en el techo o en el suelo.
Como se planteó anteriormente, la diferenciación que se hace en Italia para
determinar las tarifas nos parece razonable, pero no estamos de acuerdo con la
diferenciación que se hace en España, debido a que la diferencia es mucho mayor (Italia
entre 1 y 3kW; España entre 0 y 20kW), ya que de alguna manera en este último país se
fomenta mas la generación de electricidad que promover el autoconsumo, como el caso de
Italia.
50
9. PROPUESTA PARA CHILE
Son muchos los puntos positivos en común que hemos encontrado en el análisis
comparativo de los países expuesto anteriormente, por lo que creemos que nuestra
propuesta para Chile tomará muchas de estas ideas. Por otra parte, existen políticas en
algunos países, que creemos que en un principio propician un comportamiento de adhesión
por parte de la gente a un nuevo mercado, el cual permite la participación de ellos no sólo
como consumidores, sino que les abre una posibilidad de inyectar energía en forma limpia
y recibir un tributo por esta energía generada.
Al igual que el resto de los países estudiados, el tipo de incentivo que proponemos
para Chile, se basa en un sistema de primas de tal manera de fomentar la instalación de
sistemas fotovoltaicos e indirectamente disminuir la dependencia hacia los combustibles
fósiles, diversificando la matriz energética del país y disminuir las emisiones de CO2.
Para ello, debe existir una entidad especialmente designada por el Ministerio de
Economía, la cual sea la encargada de promover el incentivo y de determinar los objetivos
en capacidad instalada para cada año. De esta manera, ésta entidad, debe realizar
convocatorias para cumplir con la meta de capacidad anual fotovoltaica para cada uno de
los segmentos de potencia, que serán explicados posteriormente, en donde exista la
posibilidad para aquellos postulantes que no hayan sido elegidos en una primera instancia,
pasar automáticamente a la siguiente convocatoria, tal es el caso de la nueva regulación en
España.
Para poder recibir estos incentivos, el postulante deberá presentar una solicitud a
esta entidad, indicando la potencia que pretende instalar, y por ende, a que segmento desea
pertenecer, incluyendo datos como el lugar geográfico, la distribuidora más próxima e
indicar punto de conexión a la línea de distribución. En caso de adjudicarse el proyecto, el
titular debe determinar los puntos de conexión con la distribuidora correspondiente, de tal
manera de verificar la factibilidad técnica de la interconexión, dándole a la correspondiente
distribuidora, la posibilidad de anular la conexión en caso de saturación de la línea.
Cumpliendo con lo expuesto anteriormente, el titular puede comenzar la instalación
de los equipos necesarios para la generación fotovoltaica, en donde se incluye dos
medidores, los cuales cumplen labores en forma paralela cuantificando tanto la energía
inyectada y retirada de la red.
También existe la posibilidad de instalar un medidor
51
“inteligente”, que cumple con las mismas funciones en el caso de dos medidores en
paralelo, asumiendo un costo mayor a la instalación de este medidor.
Luego de ello, el titular debe contactar al fiscalizador de la SEC (Superintendencia
de Electricidad y Combustibles), el cual debe dar dicto bueno, siempre y cuando se
cumplan con los requisitos técnicos establecidos por la SEC, respecto a la calidad de la
energía que suministrará la instalación al sistema eléctrico. Por lo tanto, es obligación del
titular de la instalación realizar mantención de las instalaciones y entregar una calidad de
suministro acorde al exigido; esto último corresponde a la fiscalización por parte de la SEC.
Además, el titular debe dar libre acceso hacia la distribuidora para la desconexión del
sistema fotovoltaico en caso de mantenimiento de la línea.
La segmentación de potencia que pretendemos proponer al país, corresponde a la
utilizada en Italia. Esto último, en respuesta a la energía media consumida de un hogar tipo,
la cual es aproximadamente de 220 kWh/mensual (Chilectra, 2009), lo que significa casi
0.3 kW de potencia consumida promedio en forma continua durante el mes. Ahora, la
normativa Italiana diferencia precisamente el precio percibido por la instalación
fotovoltaica entre un rango de 1kW a 3 kW; 3kW y 20 kW; y sobre 20 kW. Lo anterior,
creemos que se ajusta más a la realidad en Chile, por lo que se debe determinar una tarifa
regulada por cada segmento, la cual debe ser calculada de acuerdo a una evaluación por
parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien es la encargada de determinar los
precios y corresponde al Ministerio de Economía fijar dichos precios.
Para el titular que este entre 1kW y 3kW, la única manera que podrá ser
recompensado es por medio de su correspondiente distribuidora. Por ello, deberá estipular
por medio de un acuerdo contractual el método de pago, el cual puede ser:
•
Inyectar la totalidad de la generación recibiendo un pago por ella, y además
pagar a la distribuidora por su consumo en forma independiente.
•
En el caso que la inyección a la red por la tarifa regulada sea mayor que el
consumo por el precio de la distribuidora, esta última deberá pagar al titular
la diferencia. En caso contrario, el titular tiene la obligación de pagar a la
distribuidora.
Para el titular que opte entre 3kW y 20kW, tiene la opción de contar con el mismo
procedimiento anterior o simplemente vender en el mercado. Para aquellas instalaciones
52
sobre 20kW, la única opción es vender en el mercado, de esta manera se incentiva la
instalación de sistemas fotovoltaicos de mayor capacidad. Cabe destacar, que si el titular
decide inyectar la generación a la red, la distribuidora tiene la obligación de pagar por su
totalidad, tal como ocurre en Italia, Alemania y España.
Otro punto interesante de introducir a la propuesta nuestra, es lo relacionado con la
iniciativa solar del Estado de California, en cuanto a crear tarifas diferentes que incentiven
la construcción de nuevas instalaciones que incorporen sistemas fotovoltaicos, por su efecto
en la creación de fuentes laborales, en relación a los programas tanto para las actuales
construcciones como para las futuras.
A esta agregar que Chile posee condiciones únicas en cuanto a los niveles de
radiación solar, sobre todo en la zona norte del país, en donde existe uno de los niveles más
altos en el mundo. A modo de ejemplo, se presenta los niveles de radiación solar en
Santiago (Ver Figura 16 en Anexo) y Valparaíso (Ver Figura 17 en Anexo).
53
10. REFERENCIAS
20th European Photovoltaic Solar Energy Conference. (Junio de 2005). Obtenido de
http://www.ecn.nl/docs/library/report/2005/rx05014.pdf
Chilectra. (2009). Obtenido de
http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/Web%20Content%20Chilectra/chilectra/hogar/c
onsejos/limite+de+inverno
EEG Payment Provisions, Página 10 y 11. (2009). Obtenido de http://www.windenergie.de/fileadmin/dokumente/English/eeg-payment_provison_2009.pdf
Fondear, P. S. (2007). Obtenido de
http://www.fondear.org/infonautic/Equipo_y_Usos/Electricidad_Energia/Paneles_Solares/P
aneles_Solares.htm
Gestore Servizi Elettrici. (Abril de 2008). Obtenido de
http://www.apea.siena.it/public/amministrazione/img/1217321074GSEL_Nuova%20Guida
_ContoEnergia2008.pdf
Go Solar California, Existing Homes. (2008). Obtenido de
http://www.gosolarcalifornia.org/csi/index.html
Go Solar California, New Homes. (2008). Obtenido de
http://www.gosolarcalifornia.org/nshp/index.html
Ihosvany Cabrera Martínez. (2005). Obtenido de
http://www.cubasolar.cu/biblioteca/energia/Energia40/HTML/articulo05.htm
Ley 54 del Sector Electrico Español. (27 de Noviembre de 1997). Obtenido de
http://noticias.juridicas.com/base_datos/Admin/l54-1997.html
Ley sobre las Energias Renovables (LER) de Alemania. (2008). Obtenido de
http://www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/eeg_2009_sp.pdf
54
Ministero dell'Economia e delle Finanze. (19 de Febrero de 2007). Obtenido de
http://www.finanze.it/export/download/altri/dec19207.pdf
Ontario Power Autority. (2009). Obtenido de
http://www.powerauthority.on.ca/SOP/Storage/32/2804_RESOP_Program_Rules_Version_
2.0.pdf
Pereda, Isidro, "Celdas Fotovoltaicas en Generación Distribuida", Pontificia
Universidad Católica. (2005). Obtenido de www2.ing.puc.cl/power/paperspdf/pereda.pdf
Photovoltaic Energy Promotion in Europe. (2008). Obtenido de
http://ieeexplore.ieee.org/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=4579035
Real Decreto 1578 de España. (26 de Septiembre de 2008). Obtenido de
http://www.boe.es/boe/dias/2008/09/27/pdfs/A39117-39125.pdf
Real Decreto 2818 de España. (23 de Diciembre de 1998). Obtenido de
http://www.coitiab.es/reglamentos/electricidad/reglamentos/RD_2818.htm
Real Decreto 661 de España. (25 de Mayo de 2007). Obtenido de
Real Decreto 661 de España, Capitulo III. (25 de Mayo de 2007). Obtenido de
The California Power Exchange. (2000). Obtenido de
http://www2.ing.puc.cl/~power/alumno%2000/CalPx/informe%202.htm#_Toc484248288
Wikipedia Panel Fotovoltaico. (6 de Mayo de 2009). Obtenido de
http://es.wikipedia.org/wiki/Panel_fotovoltaico#Las_distintas_generaciones_de_c.C3.A9lul
as_fotovoltaicas
55
11. ANEXO
Tabla 9: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en España.
PAÍS
INCENTIVO
El incentivo
consiste en una
retribución a
través de primas
justas, por la
ESPAÑA
actividad de
producción de
energía eléctrica
mediante
tecnología solar
fotovoltaica.
CÓMO LOGRAR
INCENTIVO
Para poder optar al
incentivo, se inscribe el
proyecto en un registro
de pre asignación, donde
se realizan 4
convocatorias anuales
para postular a la
solicitud de inscripción y
se establecen los cupos
de potencia por tipo y
subtipo. Los incentivos
son entregados por la
Administración General
del Estado, la cual lo
hace a través de la
Dirección General de
Política Energética y
Minas del Ministerio de
Industria, Turismo y
Comercio de España.
REGULADOR Y
VENTA DE
ASPECTOS
ENERGÍA
TÉCNICOS
El titular de una
instalación
El operador del sistema
fotovoltaica puede:
es quien regula que se
vender total o
cumplan con las
parcialmente su
especificaciones que
producción, donde
plantea la legislación
puede ceder la
española, dentro de las
electricidad a la red
cuales obliga a los
de distribución
titulares a entregar y
percibiendo una
recibir la energía en
tarifa regulada (Por
condiciones técnicas
ley la distribuidora adecuadas; mantener las
está obligada a
instalaciones en
comprar toda la
perfectas condiciones;
energía); o vender
se incluye modos de
la electricidad en el conexión; inversores y
mercado de
medidores (tanto para
producción de
consumo propio como
energía eléctrica,
para la facturación con
donde el precio es
la empresa
definido por el
distribuidora).
mercado.
TIPO DE INSTALACIÓN
TARIFAS
SUBTIPO 1.1,
entre 0/20KW
34 c€/kWh
SUBTIPO 1.2 entre
21/2000 KW
32 c€/kWh
Resto de
Instalaciones
133 c€/kWh
TIPO 1
TIPO 2
Tabla 10: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en el Estado de California.
CÓMO
LOGRAR
INCENTIVO
ESTADO DE
CALIFORNIA
La Comisión
de Servicios
Públicos ofrece
incentivos en
efectivo para la
instalación de
sistemas
solares. Para
poder optar a
estos
incentivos, el
titular debe
presentar una
reservación
inicial
mediante una
solicitud.
VENTA DE
ENERGÍA
REGULADOR
Y ASPECTOS
TÉCNICOS
Los reguladores
encargados
corresponden a
las empresas
distribuidoras
dependiendo de la
región en que se
encuentre el
Los titulares
proyecto.
pueden hacer la
En cuanto a los
venta de energía,
aspectos técnicos,
ya sea en la
las instalaciones
bolsa o mediante
EPBB requieren
la distribuidora
de un medidor de
correspondiente
exactitud de
a la región que
±5%.Las
se encuentran.
instalaciones PBI,
necesitan estar
equipados con un
medidor
individual de
información a
intervalos con
exactitud de
±2%.
TIPO DE
PROGRAMA
DE
INCENTIVO
La Iniciativa
Solar de
California
(para
construcciones
existentes)
Nueva
Asociación de
Casas solares
(para
construcciones
nuevas)
TIPO DE INCENTIVO
Rendimiento esperado basado
en la reducción de la tasa de
interés EPBB (entregados 1
sola vez), sistemas menores a
50kW donde el pago es por
medio de un
incentivo inicial basado en el
cálculo del
rendimiento futuro del sistema.
TARIFAS
$ 2.50 / W para sistemas
residenciales y
comerciales.
$ 3,25 / W para las
entidades
gubernamentales
Incentivos basados en el
rendimiento PBI (ángulo de
instalación, la inclinación, y la
ubicación), sistemas mayores a
50kW donde el pago mensual es
por toda la
potencia de salida.
$ 0.39/kWh, los cinco
primeros años para
residenciales y
comerciales.
$ 0.50/kWh, los cinco
primeros años para
entidades
gubernamentales
Base de incentivos
US$2.50/watt
Solar, como una característica
estándar de incentivos
Áreas Residenciales de
Vivienda
Áreas comunes de Viviendas
US$2.60/watt
US$3.50/watt
US$3.30/watt
Tabla 11: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en Alemania.
PAÍS
ALEMANIA
INCENTIVO
Permitir un
desarrollo
sostenible del
suministro
energético
minimizando
el impacto al
medio
ambiente
ofreciendo
precios
atractivos para
la generación
fotovoltaica
CÓMO
LOGRAR
INCENTIVO
VENTA
DE
ENERGÍA
REGULADOR Y
ASPECTOS
TÉCNICOS
Construcción
de
instalaciones
de generación
fotovoltaica, el
generador
incurre en
todos los
gastos de
habilitación y
posterior
inscripción en
el registro de
centrales y
informe a la
Agencia
Federal de
Redes el lugar
físico de la
central y su
potencia
nominal.
Centrales que
generen sobre los
100 KW de
potencia están
obligados a instalar
un dispositivo que
Venta total,
permita acceso
parcial o
remoto al operador
autode red permitiendo
consumo de
control de
inyección de
la
potencia. Los
generación
previo aviso operadores de red
están obligados a
al operador
de redes de
distribuir toda la
generación que
la
ofrezcan los
modalidad
generadores FV. Si
elegida
fuese el caso,
deberán ampliar la
capacidad de la red
para así asegurar la
entrada de una
nueva central FV.
TIPO DE
INSTALACIÓN
POTENCIA
Hasta 30 kW
Free-Standing
(autosostenidas)
30 kW - 100 kW
Sobre 100 kW
Sobre 10000
kW
TARIFAS
REAJUSTE
43.01
c€/kWh
40.91
c€/kWh
39.58
c€/kWh
33.00
c€/kWh
En el año
2010: 10%
a partir del
año 2011: 9%
Roof-Mounted
(montadas sobre
techo)
Independiente
31.94
c€/kWh
< 100 KW,
en el año
2010: 8%,
desde el
2001: 9%
=> 100 Kw
en el año
2010: 10%
desde el
2011: 9%
Auto-consumo
(free standing o
roof mounted)
Hasta 30 kW
25.01
c€/kWh
-
Tabla 12: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en Canadá.
PAÍS
CANADÁ
INCENTIVO
Permitir un
desarrollo
sostenible del
suministro
energético, sobre
todo en beneficio
de la protección del
clima y del medio
ambiente,
ofreciendo precios
atractivos para la
generación
fotovoltaica
CÓMO LOGRAR
INCENTIVO
VENTA DE
ENERGÍA
REGULADOR
Y ASPECTOS
TÉCNICOS
TIPO DE
INSTALACIÓN
POTENCIA
TARIFAS
Postulación al
programa SOP,
previo a cumplir
ciertos criterios. Si
se autoriza, se
comienza la
construcción de las
instalaciones donde
el generador
incurre en todos los
gastos de
habilitación
(equipos,
medidores,
inversores, etc).
Venta total, parcial
o auto-consumo de
la generación
previa instalación
de un medidor de
consumo "cliente
carga" y un
medidor de
generación. Se
paga por potencia
efectiva inyectada
en la red, se realiza
un descuento en la
factura en caso de
ser a la vez "cliente
carga". Si se es
solo generador se
recibe pago por
todo lo inyectado a
la red.
Regulación y
control por parte
de la OPA. La
distribuidora
estará obligada a
transmitir toda
la electricidad
generada que
ofrezcan las
centrales
fotovoltaicas.
Estructura libre,
pero sujeta a
estudio de impacto
energético por la
OPA.
< 10000 kW
42 cUS$/kWh
59
Tabla 13: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en Italia.
PAÍS
INCENTIVO
ITALIA
La normativa
solar en Italia
se basa sobre
un sistema de
primas a la
producción,
otro de
sistemas de
certificados,
desgravaciones
fiscales,
facilidades
para la
financiación y
subvenciones
europeas,
estatales y
locales. Este
sistema de
primas o
tarifas es
conocido en
Italia como el
“Conto
Energía”
CÓMO LOGRAR
INCENTIVO
El titular de la planta
que tiene el derecho,
con sujeción a las
disposiciones del nuevo
Decreto Ministerial
Italiano, a solicitar y
obtener el incentivo del
Gerente de Servicios
Eléctricos (GSE). La
tarifa de estimulo
podrán ser recibidas
por: las personas, las
entidades jurídicas, el
público y las unidades
de condóminos
residenciales y/o
edificios.
REGULADOR Y
VENTA DE
ASPECTOS
ENERGÍA
TÉCNICOS
Una venta indirecta,
la cual se a través de
un acuerdo sobre la
retirada por parte del Para la venta Indirecta,
Gerente de Servicios
el regulador
Eléctricos
corresponde al Gerente
independiente de que de Servicios Eléctricos,
la red está conectada
en donde el precio
al sistema. Cabe
depende de la zona en
destacar que la
la que se encuentre el
empresa
productor. Para la
distribuidora, tiene la
venta "en vivo" el
obligación de
regulador corresponde
comprar toda la
al Administrador del
energía que inyecte
Mercado de la
el titular de las celdas Electricidad. En cuanto
fotovoltaicas a la red. a los aspectos tecnicos,
el titular debe contar
con un medidor que
detecta cada KWh
Una venta “en vivo”,
la cual se hace en el entregado a la red, pero
también poseen un
mercado de valores o
medidor para los
mediante un
consumos propios.
mayorista (acuerdo
bilateral)
TIPO DE
INSTALACIÓN
No Integrado
Parcialemente
Integrado
Integrado
POTENCIA
(kW)
TARIFAS
1≤P≤3
0,4 €
3 < P ≤ 20
0,38 €
P > 20
0,36 €
1≤P≤3
0,44 €
3 < P ≤ 20
0,42 €
P > 20
0,4 €
1≤P≤3
0,49 €
3 < P ≤ 20
0,46 €
P > 20
0,44 €
60
Figura 16: Niveles de Radiación Solar en Santiago, Chile.
Figura 17: Niveles de Radiación Solar en Valparaíso, Chile.

INFORME FINAL V_6x - Pontificia Universidad Católica de Chile

Transcripción

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