Informe Final “Incorporación al SIC de ERNC con ley 20/20”

Informe Final “Incorporación al SIC de ERNC con ley 20/20”

Pontificia Universidad Católica de Chile
Escuela de Ingeniería
Departamento de Ingeniería Eléctrica
IEE3372 Mercados Eléctricos
Informe Final
“Incorporación al SIC de ERNC
con ley 20/20”
Alumnos
Carlos Bustos
[email protected]
Pablo Varas
[email protected]
Supervisor externo
Bárbara Gómez
Empresa Eléctrica Guacolda S.A.
[email protected]
Profesor
Hugh Rudnick
[email protected]
Fecha de Entrega
Miércoles 30 de Mayo de 2012
Índice
Índice ............................................................................................................................................. i
Índice de Tablas ............................................................................................................................ii
Índice de Figuras ...........................................................................................................................ii
I.
Introducción ......................................................................................................................... 1
II.
Contenido............................................................................................................................. 2
1.
Antecedentes legales ....................................................................................................... 2
a.
Ley N° 20.257 ................................................................................................................ 2
b.
Otros incentivos para las ERNC .................................................................................... 2
c.
Ley 20/20: Proyecto de ley Boletín 7.201-08 ............................................................... 3
d.
Licitaciones públicas de energía ................................................................................... 3
e.
Comparación Ley Nº20.257 y proyecto de ley 20/20................................................... 7
2.
Experiencia internacional en la promoción de ERNC ....................................................... 8
a.
España........................................................................................................................... 8
b.
Alemania ....................................................................................................................... 8
c.
Brasil ............................................................................................................................. 9
3.
Situación actual de generación de ERNC en el SIC ......................................................... 10
4.
Proyecciones y ERNC requerida por el 20/20 ................................................................ 14
a.
ERNC necesaria para el cumplimiento 20/20 ............................................................ 14
b.
Catastro de proyectos ERNC al 2012 .......................................................................... 15
c.
Proyectos ERNC en construcción y proyección CNE ................................................... 17
5.
Impacto Real en los Precios de la Energía ...................................................................... 19
a.
Costos de las ERNC. Caso Eólico ................................................................................. 19
b.
Impacto real en los precios de la energía ................................................................... 23
6.
Capacidad de adaptación del SIC y señales de precio de las ERNC ............................... 25
a. Sostenibilidad del pago de las tecnologías ERNC, según las señales de precio del
mercado. ............................................................................................................................... 25
b.
Transmisión ................................................................................................................ 27
i
III. Conclusiones ...................................................................................................................... 29
IV. Referencias......................................................................................................................... 32
Índice de Tablas
Tabla 1. Resultados de la primera subasta de RER en Perú. ....................................................... 5
Tabla 2. Resultados de la segunda convocatoria de subasta RER de Perú. ................................. 6
Tabla 3. Comparación Ley Nº20.257 y proyecto de ley 20/20 .................................................... 7
Tabla 4. Potencia instalada y generación 20011 por tecnología en el SIC ................................ 10
Tabla 5. Generación y factores de planta de centrales eólicas del SIC. .................................... 12
Tabla 6. Cumplimiento 5% de ERNC en 2011 ............................................................................ 13
Tabla 7. Comparación de costos de desarrollo por tecnologías ................................................ 19
Tabla 8. Supuestos para análisis de proyecto eólico. ................................................................ 20
Tabla 9. Precios de energía considerados en análisis de energía eólica ................................... 20
Tabla 10. Costos de desarrollo por tecnología de generación en el SIC .................................... 23
Tabla 11. Diferencia de resultados de modelos PNP y RNP ...................................................... 28
Índice de Figuras
Ilustración 1. Potencia instalada y generación de ERNC en año 2011. ..................................... 11
Ilustración 2. Comparación % de la energía afecta a la obligación ERNC 2012-2020 ............... 14
Ilustración 3. Comparación de ERNC requerida para cumplir obligación 2012-2020 ............... 15
Ilustración 4. Inversión y potencia instalada total de proyectos ERNC aprobados por el SEIA. 16
Ilustración 5 Inversión y potencia instalada de proyectos en calificación en el SEIA ............... 16
Ilustración 6. Proyectos ERNC en construcción en el SIC .......................................................... 17
Ilustración 7. Potencia de proyectos ERNC en plan de Obra CNE ............................................. 18
Ilustración 8. Comparación de precios promedio de energía y costo de desarrollo de energía
de generación eólica. .................................................................................................................... 21
Ilustración 9. Análisis de sensibilidad del beneficio del proyecto estudiado ............................ 22
Ilustración 10. Comparación precio caso base, y caso con política de cuota de 10% y 20% de
ERNC. ............................................................................................................................................. 24
ii
I.
Introducción
Los cambios a la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), introducidos el año 2004
mediante la Ley 19.940, modificaron un conjunto de aspectos del mercado eléctrico,
especialmente aplicables a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Posteriormente,
el 1 de abril de 2008 entró en vigencia la Ley 20.257 que establece la obligación para las
empresas eléctricas que efectúan ventas a clientes finales, que un porcentaje de la energía
comercializada provenga de ERNC, específicamente lograr una meta de un 10% al año 2024.
Mediante esta ley se buscó consolidar los esfuerzos para la eliminación de barreras a la
incorporación de las ERNC a la matriz de generación eléctrica, como una forma de aportar a los
objetivos de seguridad de suministro y sustentabilidad ambiental que rigen la política
energética chilena. Dichas leyes y los reglamentos asociados a este proceso se han traducido en
señales de precio y modelos de negocio que son captados por los tomadores de decisión en el
mercado eléctrico, llevando a cabo un mayor desarrollo de proyectos de ERNC en los sistemas
eléctricos nacionales.
Como una forma de impulsar aún más la tendencia de las ERNC, el actual gobierno ha
planteado el desafío conocido como “20/20”, una meta que busca para el año 2020 tener una
matriz energética donde las ERNC tengan una representación del 20%.
El presente informe busca analizar el impacto en el mercado eléctrico de la incorporación de
estos montos de ERNC, en particular al Sistema Interconectado Central (SIC) y los factores que
influirán en la magnitud de éste. La investigación consideró el análisis de la efectividad de la ley
20.257, la experiencia internacional en el tema, los volúmenes de ERNC a incorporar al sistema
entre los años 2012 y 2020, la capacidad de adaptación económica del sistema y las
consecuencias sobre los precios de la electricidad.
1
II.
Contenido
1. Antecedentes legales
a. Ley N° 20.2571
Con el objetivo de diversificar la matriz eléctrica chilena y disminuir la dependencia del
suministro energético de combustibles provenientes del extranjero, en abril del año 2008 el se
aprobó la ley 20.257, denominada ley ERNC, que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos,
buscando promover la expansión de la matriz a través de medios de generación de ERNC.
En ella se estableció que las empresas eléctricas que operen en el SIC y en el SING, deben
certificar que cierto porcentaje de sus ventas anuales de electricidad, provienen de fuentes de
generación ERNC. Esta obligación es de un 5% entre el 2010 y el 2014, y luego aumenta un 0,5%
al año, para llegar a un 10% el año 2024. - La ley contempla también una multa a las empresas
por no cumplimiento, que asciende a 0,4 UTM por cada MWh de ERNC que no hayan inyectado,
y si dentro de tres años se persiste con el incumplimiento, la multa aumenta a 0,6 UTM.
Si bien, la Ley General de Servicios Eléctricos, para el caso de minicentrales hidráulicas, sólo
reconoce como ERNC a las centrales de hasta 20MW de potencia instalada, aquellas centrales
de entre 20 y 40MW, también se les reconocería como ERNC, pero considerando un factor de
corrección equivalente al exceso de potencia por sobre los 20 MW establecidos.
A esta obligación están sujetos todos los contratos que se suscribieron a partir del 31 de
agosto del 2007, sin distinción si estos eran nuevos, extensiones, o renovaciones.
b. Otros incentivos para las ERNC2
Además de la ley ERNC, durante los últimos años se han dado diversos apoyos a la promoción
de estas tecnologías, a través de diversas iniciativas tanto legales como administrativas, que
facilitarán el desarrollo de proyectos de estas tecnologías.
Dentro de ellos se encuentra el subsidio para viabilizar proyectos de líneas de transmisión
eléctrica y facilitar el acceso a los sistemas de transmisión troncal, desde proyectos de fuentes
ERNC3, el Convenio Comisión Nacional de Energía (CNE) - Gesellschaft für Technische
1
Historia Ley 20.275, Biblioteca Congreso Nacional.
Energía Renovable No Convencional: Políticas de Promoción en Chile y el Mundo
3
Resolución 370, Corporación de Fomento de la Producción. Publicada el 13 de febrero de 2010.
2
2
Zusammenarbeit (GTZ), que busca identificar y remover las principales barreras del desarrollo
de las ERNC, programas de financiamiento de I&D en temas relacionados, estudios de potencial
de las diferentes tecnologías, entre otros.
c. Ley 20/20: Proyecto de ley Boletín 7.201-084
Con el objetivo de asegurar el cumplimiento de la meta sugerida por el presidente Sebastián
Piñera, de llegar al 2020 con un 20% de generación eléctrica proveniente de ERNC5, los
senadores Jaime Orpis, Antonio Horvath, Isabel Allende, Ximena Rincón y José Antonio Gómez,
presentaron una iniciativa legislativa que traduce en ley dicha aspiración6. Para esto, la principal
modificación es aumentar de un 10% a un 20% el porcentaje de ERNC que las empresas
eléctricas deben acreditar. Además, adelantan la transición de dicha proporción para que se
llegue a esa meta al 2020. Actualmente el proyecto está en su segundo trámite constitucional
en la Cámara de diputados.
El proyecto también considera cambios en las condiciones de las obligaciones. En particular,
establece que los retiros con obligación de ERNC deben ser suministrados con a lo menos 50%
de inyecciones realizadas en el sistema eléctrico, y la obligación no se entenderá como
extinguida al pagar la multa por no cumplimiento, sumándose a la obligación del próximo año
calendario. Un cambio muy relevante es que todos los contratos de suministro de energía
estarán sujetos a esta obligación, independiente si fueron firmados antes o después de la
publicación de esta ley. Además, para potenciar el mercado de los CER (certificados de energía
renovable), se establece la creación de un registro de transacciones de estos certificados, a
cargo de la Dirección de Peajes del CDEC del SIC y SING. Por último, se establece un sistema de
licitaciones públicas bianuales, para la inyección de bloques de energía ERNC por fuente
primaria.
d. Licitaciones públicas de energía
-
Licitaciones en ley 20/207
Dentro de las modificaciones relevantes del proyecto de ley 20/20, es lo que dice relación a
las licitaciones de energía ERNC como medio de promoción de éstas. Se plantea realizar
licitaciones públicas bianuales para la inyección de bloques de energía provenientes de medios
4
Oficio Nº98/SEC12 del Senado, 18 de Enero de 2012.
Mensaje Presidencial 21 de Mayo 2010 y 2011.
6
Mensaje de presentación, proyecto de ley boletín 7.201-08.
7
Proyecto de ley, boletín 7201-08.
5
3
de generación de energía renovable no convencional, para que las empresas puedan dar
cumplimiento a su obligación de ERNC. Los precios establecidos en las licitaciones tendrán una
vigencia de doce años consecutivos, contados desde la fecha de inicio de inyección de energía.
El bloque de energía que se licitará, por fuente de energía primaria, en cada proceso de
licitación, se determinará en base al volumen de energía proveniente ERNC que cada sistema
deberá inyectar anualmente para dar cumplimiento a la obligación. En las bases de la licitación
se establecerá un precio máximo igual al costo medio de desarrollo de largo plazo de
generación de un proyecto de expansión eficiente del sistema cuyo valor actual neto es igual a
cero, el cual será definido en el informe técnico de precio de nudo. Este valor podrá
incrementarse en hasta un 10% adicional.
Además se establece que en caso de inyectarse energía como resultado de un proceso de
licitación, el precio instantáneo de retiro de la energía eléctrica, en cada barra del sistema, será
el resultante del promedio ponderado, por las inyecciones de cada barra, de los costos
marginales instantáneos y el precio fijo de energía proveniente de medios de generación de
energías renovables no convencionales adjudicados en los procesos de licitación a que se
refiere el presente artículo.
-
Licitaciones en ENE
Dentro de la Estrategia Nacional de Energía 2012-2030, también se consideran las licitaciones
como una forma de fomentar el desarrollo de las ERNC. En ella se plantea que “en forma
paralela al esquema que contempla la ley vigente, y con el objeto de atraer inversionistas
interesados en desarrollar proyectos ERNC, se llevarán a cabo licitaciones abiertas por bloques
de ERNC, en la que los generadores que participen de las mismas podrán adjudicarse un
subsidio del Estado, que mejore sus condiciones de venta de energía, definido de acuerdo a las
ofertas presentadas”8. El objetivo de esta medida sería disminuir los riesgos financieros a los
que están expuestos este tipo de proyectos, y que les dificulta obtener financiamiento.
-
Experiencia Chilena. El caso de Collahuasi9
Durante el año 2011, Empresa Minera Collahuasi llamó a licitación internacional por el
suministro de 30.000 MW/h anuales de energía renovable no convencional, generada a través
de proyectos emplazados en regiones de Tarapacá o Arica-Parinacota.
8
Estrategia Nacional de Energía 2012-2030, Febrero 2012, Ministerio de Energía.
Para mayor información sobre el proceso, revisar: http://www.collahuasi.cl/espanol2/noticias2/licitacionERNC.asp
9
4
En una primera etapa, fueron 39 compañías las que preclasificaron en junio de 2011, entre
ellas eólicas, solares y una central mini-hidro. En enero del 2012, se presentaron las ofertas por
el bloque en licitación de parte de 10 empresas, sólo solares. Si bien se esperaba que durante el
mes de febrero se firmaran los contratos, esto no se realizó. Esto se debió a que los precios de
las ofertas habrían sido más competitivos de lo esperado por la minera, llevando a Collahuasi a
pedirles a los postulantes, hacer ofertas por el doble de lo solicitado en un inicio, es decir
60.000MWh al año. Según medios de prensa, las firmas solares estarían en condiciones de
ofrecer precios de hasta US$110 el MWh10.
-
Experiencia internacional. Los casos de Perú y Brasil
En Perú, a través del Osinergim11 el 2009 se realizó una primera licitación por 1.314 de
GWh/año energía generada a través de Recursos Energéticos Renovables (RER)12 . A través de
un proceso de subasta, se seleccionaron proyectos de generación RER con biomasa, eólica,
solar y pequeñas hidroeléctricas para ser inyectada en el Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional. Los proyectos propuestos debías cumplir con tres condiciones establecidos en las
bases del proceso: i) fecha límite para el inicio de operación comercial (diciembre 2012), ii)
cuotas asignadas a cada tecnología y iii) los precios base máximos.
Debido que en la primera convocatoria no se adjudicó la totalidad de la energía requerida, se
llamó a una segunda convocatoria. En la primera convocatoria, la tecnología que tuvo menor
adjudicación fue la biomasa, con sólo un 44% de cobertura.
En la tabla 1, se muestra el cuadro resumen de la primera convocatoria13. Se puede observar
que los precios ofertados en las tecnologías eólica y biomasa son competitivos, a diferencia de
los precios ofertados en la tecnología solar.
Tabla 1. Resultados de la primera subasta de RER en Perú.
10
“Collahuasi decide duplicar bloque de suministro eléctrico con ERNC y adjudicarían este mes”, 14 de abril de
2012, Diario Financiero.
11
Organismo supervisor de la inversión en Energía y Minería.
12
13
5
Para mayor detalle revisar: Resultado 1era subasta de Energía Renovable en http://www2.osinerg.gob.pe/
Acta Notarial de adjudicación de subasta de suministro de electricidad con RER, 12 de febrero de 2010.
Precio
Precio
Precio
Precio
mínimo
máximo promedio Base fijado
ofertado ofertado ofertado
en bases
Biomasa
52
110
63.5
120
Eólica
65.5
87
80.4
110
Solar
215
225
221.1
269
Hidroeléctricas
55
70
60.3
74
Total Precio promedio ponderado
8.12
% de los
precios
ofertados
-47%
-27%
-18%
-18%
Fuente: Acta Notarial de adjudicación de subasta de suministro de electricidad con RER, 12 de febrero de 2010 .
En la tabla 2, se muestran los proyectos y precios adjudicados en la segunda subasta14. Es
importante destacar la disminución que hubo entre ambos procesos en el precio ofertado para
le energía solar, llegando a alrededor de 120 US$/MWh. Por otro lado, uno de los factores más
importante es el alto factor de planta que alcanzan los proyectos eólicos, lo cual impacta en un
precio monómico de energía muy competitivos.
Tabla 2. Resultados de la segunda convocatoria de subasta RER de Perú.
Precio
Proyecto
Monómico
(US$/MWh)
Biomasa
La Gringa V
99.9
Eólica Parque Eólico Tres Hermanas
69.0
Solar
Moquehua FV
119.9
Potencia
central
(MW)
Energía
Factor de
Adjudicada
planta
(GWh/año)
2
80.0%
14.02
90
53.0%
415.76
16
30.5%
43.00
Fuente: Acta notarial, segunda convocatoria de subasta de suministro de electricidad con RER, 23 de agosto de 2011.
En Brasil, las empresas distribuidoras deben garantizar el 100% de su demanda eléctrica a
través de contratos de largo plazo con generadoras15. Dichos contratos son seleccionados a
través a de licitaciones públicas del estilo subasta. La ANEEL16 es la responsable de la regulación
de las subastas, las cuales se realizan a través del CCEE 17. Existen tres tipos de subastas, que se
diferencian del horizonte en el cual la energía licitada debe comenzar a suministrarse. Éstos son
A-5, A-3 y A-1, las cuales A corresponde al año en el cual la energía de los proyectos licitados
debe comenzar a comercializarse. Para los dos primeros casos, los proyectos deben ser de
14
Acta notarial, segunda convocatoria de subasta de suministro de electricidad con RER, 23 de agosto de 2011.
Para más detalle revisar: sección “Entenda os Leilões” en http://www.ccee.org.br/
16
Agencia Nacional de Energía Eléctrica
17
Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica.
15
6
nuevas centrales, y para el tercero debe corresponder a energía de proyectos existentes. La
duración de los contratos para las subastas A-5 y A-3 es como mínimo 15 y máximo 30 años, y
en el tipo A-1, el mínimo es 5 y el máximo 15 años.
El 20 de diciembre del 2011, se realizó una subasta del tipo A-5 por 104 mil GWh, que se
tradujo en la contratación de 1.211,5 MW, divididos en 80,6% proyectos eólicos, 11,1%
hidráulica y 8,3% biomasa en base a caña de azúcar. En el caso de la energía eólica, el precio
promedio fue de 52.56 US$/MWh y la energía de biomasa fue de 51.53 US$/MWh18.
e. Comparación Ley Nº20.257 y proyecto de ley 20/20
En la tabla 3, se comparan en relación a los principales temas la ley 20.257 y el proyecto de
ley 20/20.
Tabla 3. Comparación Ley Nº20.257 y proyecto de ley 20/20
Concepto de
comparación
Meta de ERNC de
generación en sistema
Ley 20.257
Ley 20/20
10%
20%
Año de vigencia plena
2024
2020
Contratos afectos
Sólo contratos nuevos
Contratos nuevos y antiguos
Situación de multa
Lugar de inyección de
ERNC
Pago de multa extingue
obligación del año respectivo
Independiente del lugar de
retiro
Medidas adicionales
Fuente: Elaboración propia.
18
7
Análisis subasta A-5 2011, Instituto Acende Brasil.
Se debe pagar la multa y
además el año siguiente se debe
inyectar la ERNC pendiente
Al menos un 50% debe
acreditarse en el sistema donde
se realizará el retiro de energía.
Licitación de bloques de
energía y registro de
transacciones de CER.
2. Experiencia internacional en la promoción de ERNC19
Alrededor del mundo son muchos los países que han diseñado políticas y estrategias para
fomentar el desarrollo de fuentes ERNC, y así aumentar la participación de éstas en su matriz
energética. A continuación se explican los mecanismos utilizados y la efectividad de las políticas
desarrolladas por España, Alemania y Brasil.
a. España
España es uno de los países líderes en la promoción de ERNC. En particular, al año 2009 era el
país con mayor capacidad instalada de energía eólica, alcanzando los 19.149 MW, y segundo en
energía solar fotovoltaica, alcanzando los 3.520 MW. Considerando toda la energía proveniente
de centrales hidráulicas, como energía renovable, al año 2008 el 20,8% de la generación
eléctrica provenía de fuentes de energía renovables.
El “Plan de Fomento de Energías Renovables 2005-2010”, fijó como meta que al 2010, el 12%
del consumo primario de energía se cubriera con fuentes renovables. En el Real Decreto 661 del
año 2007, se establecieron dos formas a través de las cuales generadores de energías
renovables podían comerciar su energía. La primera opción era vender su energía al operador
del sistema a un precio definido por la autoridad, y la segunda era venderla en el mercado
eléctrico al precio spot más un premio definido también por la autoridad. Al año 2010, el 11,4%
del consumo primario de energía provenía de fuentes convencionales. El principal costo del
esquema de fomento, que eran el sobre costo pagado por el operador y el premio por sobre el
precio spot, alcanzaron al mes de noviembre de 2010, un total de 5.885 millones de euros.
b. Alemania
Alemania también es un referente obligado en temas de promoción de energía renovable. Al
año 2009, tenía la mayor potencia instalada de energía eólica y solar de Europa, alcanzando los
25.777 MW y 9.830 MW respectivamente. A nivel de generación, el año 2008 el 15.9% de
energía eléctrica provino de fuentes renovables.
El año 2000, se instauró el sistema actual de fomento a las energías renovables, que
perfeccionó y mejoró las antiguas legislaciones. En particular, se estableció que para cada
tecnología, el gobierno determinaría el precio al cual la energía debía ser comprada, precio que
19
Esta sección está basada en la publicación “Energía Renovable No Convencional: Políticas de promoción en
Chile y el Mundo”, Jimenez S. , septiembre 2011, Instituto Libertad y Desarrollo.
8
sería fijado teniendo en consideración los costos de inversión, operación, factor de planta y vida
útil. Junto con esto, las centrales de energía renovable tienen prioridad para la conexión a la
red de transmisión y distribución. Esta ley permitiría alcanzar al 2010, un 12.5% de generación
renovable, meta que fue alcanzada durante el año 2007.
En el caso de Alemania, la política de promoción de energía renovable no respondía
exclusivamente a un objetivo relacionado al suministro eléctrico, sino que también al deseo de
generar una industria nacional en el área. Sin embargo, el desarrollo que han alcanzado las
tecnologías de energía renovable ha tenido costos. Según un estudio del año 2009, el costo
total del subsidio entre los años 2000 y 2010 para las energías renovables, del sobre costo en
relación al precio spot de la energía alcanzaron los 53.3 billones de euros.
c. Brasil
El mercado eléctrico de Brasil es principalmente hidráulico, el año 2008 el 80% de la
electricidad fue generada con esta tecnología. Debido a la incertidumbre y a los riesgos que
puede tener una matriz tan dominada por fuentes hidraúlicas, sucesivos gobiernos de Brasil
han generado iniciativas buscado diversificar la matriz, en particular a través del fomento de las
energías renovables.
Dentro de los incentivos, se encuentran subsidios y exenciones tributarias para los proyectos
energéticos de fuentes renovables. Además se generaron dos sistemas de compras de energía
renovable. En una primera instancia, Electrobras compraría toda la energía proveniente de este
tipo de fuentes a través de contratos de largo plazo a un precio que consideraría un premio por
sobre el precio spot esperado. En una segunda instancia, se comenzó a contratar energía
renovable a través de subastas públicas. En cada subasta, se define la cantidad a subastar por
tecnología, el precio máximo a pagar y la fecha en la cual la energía debe comenzar a
comercializarse. Esta última iniciativa ha producido un importante descenso en los precios de la
energía renovable, llegando a precios muy competitivos.
9
3. Situación actual de generación de ERNC en el SIC
Antes de analizar la ambiciosa meta de optar al 20% de ERNC en la matriz energética, se verá
el diagnostico actual del SIC con las obligaciones que hoy se estipulan en la LGSE,
particularmente la ley 20.257. Primero se observa la potencia total instalada20, actualmente
existen 550 MW de ERNC reconocidos21, que equivalen al 4.4% de la potencia total instalada en
el SIC a Diciembre de 2011. Dentro de las renovables la que lleva la delantera en cuanto a
desarrollo es la mini-hidro, la cual partió a comienzos de 1909 con 1.1 MW. Más tarde, el 2006
se integra la biomasa aportando 8 MW y el 2007 se pone en servicio Canela I como primer
parque eólico a nivel nacional, con una potencia instalada de 18 MW. A pesar de ser la
tecnología más nueva, el desarrollo de la eólica supera a la biomasa y alcanza a la mini-hidro
con bastante tiempo de inversión.
La potencia instalada nos da luces de dónde están apuntando los inversionistas, mostrando
la creciente proyección que principalmente tienen la eólica y la solar, que serán analizados en
detalle más adelante.
Pero estos números no hablan mucho al momento de observar la energía generada, real
indicador de las necesidades que un sistema requiere. En la Tabla 4 y la ilustración 1 se
compara cada tecnología según su potencia y generación.
Tabla 4. Potencia instalada y generación 20011 por tecnología en el SIC
Fuente Energía
Primaria
Total Convencional
Total ERNC reconocida
Biomasa
Eólica
Mini-hidro
Solar
Geotermia
Potencia
Neta
Instalada
[MW]
11,815
550
128
197
225
0
0
Potencia
Generación
Neta
en 2011
Instalada
[GWh]
(%)
95.6%
46,130
4.4%
1,293
282
334
677
0
0
Generación
en 2011
(%)
Fuente: Elaboración propia en base a información del CDEC-SIC y CNE
20
21
Cualquier consideración es respecto al SIC, a menos que se mencione lo contrario
Toda la información 2011 fue rescatada de los informes respectivos de la CNE y del CDEC-SIC
10
97.3%
2.7%
Ilustración 1. Potencia instalada y generación de ERNC en año 2011.
Energía
En Operación 2011 [MW]
Energía
Primaria
Generación 2011 [GWh]
Geotermia
0
Geotermia
0
Solar
0
Solar
0
Mini-hidro
225
Eólica
Mini-hidro
197
Biomasa*
128
-
100
200
677
Eólica
334
Biomasa*
282
300
-
200
400
600
800
Fuente: Elaboración propia en base a información del CDEC-SIC y CNE.
Las distancias entre las diferentes renovables crecen considerablemente cuando se analizan
los tiempos en que cada una genera realmente. Las que marcan una mayor diferencia respecto
a su capacidad son las eólicas. Revisando la energía eólica total generada en el SIC y Aysén
durante el año 2011 contra el máximo generable (generación continua las 8.760 horas del año),
se calculó un factor de planta promedio del 20%. Cabe destacar que la central Baguales en el
Sistema de Aysén presenta un factor de planta del 40%, muy distinto al 9% que alcanza Punta
Colorada en el SIC. Así, si sólo consideramos la energía eólica del SIC, el factor de planta decae a
un 17,6%, como se indica en la tabla 5.
11
Tabla 5. Generación y factores de planta de centrales eólicas del SIC.
Central Eólica
Punta Colorada (IV)
Canela I (IV)
Lebu (Cristoro) (VIII)
Eólica Totoral (IV)
Canela II (IV)
Monte Redondo (IV)
Generació
n en 2011
[MWH]
8,036
44,277
17,820
144,202
198,760
191,080
FP
9.3%
15.2%
16.6%
19.5%
20.7%
24.5%
Factor de Planta Promedio SIC
17.6%
Alto Baguales (XI)
7,620
Factor de Planta Promedio
Nacional
37.8%
20.5%
Fuente: Elaboración propia en base a información CDEC.
Este antecedente es de vital importancia contar con un sistema estable y confiable, debido
que no se puede depender de un recurso sin conocer su disponibilidad. Incluso al momento de
revisar el potencial existente en nuestro territorio, se encuentran vacíos por la misma
volatilidad y poca seriedad de estudios en terreno que demuestren lo contrario. Una
investigación del postulante a doctorado Danilo Jara22 muestra la gran incertidumbre de la
generación diaria de una planta eólica si se analiza individualmente. Pero a medida que crece el
número de estos parques, distribuidos geográficamente, la curva de distribución de la
generación se normaliza, habiendo pocas probabilidades de instantes de generación nula.
Esta gran brecha entre potencia y generación en el caso de las eólicas reflejan un alto
sobrecosto, incluso en la transmisión por su dependencia a los recursos naturales y su
segmentación, encareciendo la tecnología. Independiente de los mejores factores de planta,
necesitan respaldos para las horas que no generan. Caso diferente es el de las centrales
hidroeléctricas cuyo recurso también es volátil pero puede ser rescatada con las estadísticas del
sistema de más de 40 años. A pesar de esto, el precio de esta tecnología incorpora esta
volatilidad y puede ser programada con mayor facilidad por el operador. Al parecer las
evidencias reflejadas hasta ahora en los factores de planta, dejando de lado los casos
22
“Energías renovables, generación distribuida y redes inteligentes: Un desafío a nivel técnico, regulatorio y de
política energética”, Danilo Jara, Abril de 2012
12
particulares, muestran que no todos los incentivos para ciertas tecnologías dan razón a la
realidad.
Por otra parte no toda la energía vendida está afecta al 5% que hoy exige la ley. Si se revisan
las ventas de energía del reciente año afectas a la ley 20.257, realizando los ajustes
correspondientes a las mini-hidro entre 20 y 40 MW, la meta exigida es superada en un 28%.
Esta brecha sería aún más grande si en el 2011 no hubiese sido un año seco. En la tabla 6 se
muestra un resumen del cumplimiento del 5% en el SIC el 2011.
Tabla 6. Cumplimiento 5% de ERNC en 2011
Energía Afecta Ley 20.257 en
2011 [GWh]
Obligación Anual de ERNC
2011 [GWh]
Generación
Total
ERNC
reconocida [GWh]
20,266
100.0%
1,013
5.0%
1,293
6.4%
Fuente: Elaboración propia en base a información del CDEC-SIC.
Grandes clientes desean un consumo continuo durante el día, mientras que otros clientes
requieren confiabilidad en el sistema. El productor de ERNC entrega solo parte del producto y
no satisface del todo sus preferencias. Es interesante pensar si esto corresponde a una barrera
de entrada para las renovables o solo una preferencia del consumidor.
13
4. Proyecciones y ERNC requerida por el 20/20
a. ERNC necesaria para el cumplimiento 20/20
Para obtener la cantidad de energía inyectada por medios de generación de ERNC al SIC,
desde el presente año al 2020, y así cumplir con la obligación respectiva, se utilizó la proyección
de demanda eléctrica hasta el año 2020 desarrollada en el Estudio Técnico Preliminar para la
fijación del precio de nudo abril 2012 de la Comisión Nacional de Energía. Dado que en el
proyecto de ley se considera que todos los contratos, tanto nuevos como antiguos estarán
afectos a la obligación, se puede obtener de manera directa cuánta ERNC se necesita cada año.
En la Ilustración 2 y 3, se comparan los requerimientos de la ley 20.257 y la ley 20/20 en
conceptos de porcentaje de la generación que debe ser acreditada como ERNC y la ERNC
requerida en GWh. Para el segundo caso, estos valores se obtuvieron con el supuesto que al
año 2020 el 100% de los contratos estarían afectos a la obligación y que el aumento de éste
porcentaje, desde el 44% actual, sería lineal.
Ilustración 2. Comparación % de la energía afecta a la obligación ERNC 2012-2020
Porcentaje de la energía afecta a la obligación
0.250
0.200
0.150
0.100
0.050
0.000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Ley 20.257
Ley 20/20
Fuente: Elaboración propia.
14
Ilustración 3. Comparación de ERNC requerida para cumplir obligación 2012-2020
16,000
14,000
ERNC [GWh]
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Ley 20.257
Ley 20/20
Fuente: Elaboración propia.
En los gráficos anteriores, se puede apreciar el impacto que tiene en los requerimientos de
energía ERNC, el aumentar la obligación final de un 10% a un 20% y adelantar la
implementación total de éste. En particular, al 2020 la ley 20/20 exigirá que se generen 14.278
GWh de ERNC en el SIC y de mantenerse la ley 20.257, la exigencia sería de 5.071 GWh, es decir
la ley 20/20 triplica las obligaciones de suministro ERNC. Esto se debe en parte a que la nueva
ley sería más agresiva por los tiempos exigidos para el cumplimiento de la nueva norma.
b. Catastro de proyectos ERNC al 2012
Cada proyecto de generación eléctrica mayor de 3MW, debe ser aprobado por el Sistema de
Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) para poder ser desarrollado y construido. Es por esto,
que para tener una visión sobre el desarrollo de las tecnologías ERNC en el SIC a mediano plazo,
se analizaron los proyectos que han ingresado a este sistema23 para ser instalados en el SIC, y
que actualmente están en proceso de calificación o ya fueron aprobados, que puedan utilizarse
para acreditar la obligación ERNC. En las Ilustraciones 4 y 5, se muestran respectivamente las
potencias instaladas en MW por tecnologías de los proyectos antes mencionados. Es
importante considerar que este catastro no incluye las centrales mini-hidro de menos de 3 MW
de potencia.
23
Se estudio la base de datos disponible de proyectos ingresados en ww.seia.cl
15
Ilustración 4. Inversión y potencia instalada total de proyectos ERNC aprobados por el SEIA.
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
0
Biomasa
Mini-Hidro
Solar
Potencia Instalada (MW)
Eólica
Geotérmica
Inversión (MUS$)
Fuente: Elaboración propia en base a información del SEIA.
Ilustración 5 Inversión y potencia instalada de proyectos en calificación en el SEIA
2500
2000
1500
1000
500
0
Biomasa
Mini-Hidro
Solar
Potencia Instalada (MW)
Eólica
Geotérmica
Inversión (MUS$)
Fuente: Elaboración propia en base a información del SEIA.
Se puede apreciar que hasta la fecha no hay ningún proyecto de energía solar ni de geotermia
pronto a construirse. Es interesante constatar además, que la potencia instalada de ERNC eólica
es superior a cualquier otra tecnología por diferencias importantes, e incluso superior a la suma
de todas las demás potencias instaladas. En base a estas estadísticas, todos los proyectos de
ERNC que se encuentran aprobados por el SEIA totalizan US$5.700 millones en total.
16
c. Proyectos ERNC en construcción y proyección CNE24
Como se muestra en la Ilustración 6, actualmente en el SIC se están construyendo 214 MW de
tecnología eólica y 22.4 MW de mini-hidro, proyectos que debiesen comenzar a operar en su
totalidad a inicios del 2013.
Ilustración 6. Proyectos ERNC en construcción en el SIC
250
200
150
Potencia [MW]
100
50
0
Eólica
Geotérmica
Solar
Mini-Hidro
Fuente: Elaboración propia en base a información del SEIA
En la Ilustración 7, se muestran los totales de potencia por tecnología ERNC considerados en
el Plan de Obras del Informe Técnico Preliminar de Precio de Nudo SIC para abril del 2012. Se
puede apreciar que en el mediano plazo se espera que entre un bloque importante de energía
geotérmica, tecnología de la cual no hay ningún proyecto operando, ni en construcción, y en
evaluación sólo hay 70 MW, y por otro lado, energía eólica que se prevé sea la ERNC con más
desarrollo en el sistema. En este caso también se consideraron los proyectos de centrales
hidráulicas de entre 20 y 40 MW, considerando el factor de corrección respectivo.
24
Informe Técnico Preliminar de cálculo de precio de nudo SIC. Abril 2012, CNE.
17
Ilustración 7. Potencia de proyectos ERNC en plan de Obra CNE
500
400
300
200
100
0
Eólica
Geotérmica
Solar
Potencia Instalada [MW]
Fuente: CNE, octubre 2011.
18
Mini-Hidro
5. Impacto Real en los Precios de la Energía
Como muestra la tabla 7, al observar los costos de las tecnologías renovables con que se han
desarrollado los sistemas internacionalmente, los costos marginales son considerablemente
más bajos que la generación convencional (dejando de lado la concentración solar que no aplica
al futuro desarrollo del SIC).
Tabla 7. Comparación de costos de desarrollo por tecnologías
Tecnología
Hidro de pasada
Hidro de embalse
Geotérmica
Mini hidro
Carbón
Eólico
GNL CCGT
Solar fotovoltaico
Concentración solar
GNL OCGT
Diesel
Costo de
capital
[US$/kW]
4,260
3,050
3,000
3,500
2,350
2,300
1,000
3,600
680
3,850
740
Costo
Costo fijo
Levelized
variable
O&M
Factor
cost
O&M
[MUS$/MW de carga
[US$/MWh]
[US$/MWh]
año]
2.0
20.0
85%
69.7
5.0
12.5
55%
69.8
5.0
12.5
58%
71.1
5.0
12.5
60%
75.5
46.9
37.0
89%
91.0
7.7
25%
111.1
109.5
15.0
35%
154.5
5.0
36.0
25%
198.2
162.2
10.0
20%
218.4
21.5
20%
236.5
191.0
10.0
15%
270.9
Fuente: Generación Eólica en Chile Análisis del Entorno y Perspectivas de Desarrollo, Systep, Marzo 2012.
Esta evidencia significaría una baja en los precios en la tarificación marginalista del SIC. Pero
este hecho se realiza bajo el supuesto que toda la ERNC del mercado nacional entra en libre
competencia y es despejada netamente por la operación económica. Pero esto no ocurre de
esta forma debido a las barreras de entrada, las características del tipo de generación y los altos
costos de investigación e inversión.
a. Costos de las ERNC. Caso Eólico
Revisando el estado actual del SIC y los proyectos que se desarrollarán en el futuro, la gran
influencia en cuanto a cambio de paradigmas que afectarían significativamente la operación del
SIC sería el caso eólico (equivalente en construcción, clasificación y ya aprobados a 3.282 MW).
19
Por esto se estudiará específicamente su impacto y cuales son los incentivos que actualmente
tiene los inversionistas del por qué han apostado tanto en esta tecnología.
La consultora nacional Systep25 a comienzos del 2012 presentó un análisis de la evaluación de
un proyecto eólico bajo los supuestos que se muestran en la tabla 8.
Tabla 8. Supuestos para análisis de proyecto eólico.
Potencia instalada
Velocidad del viento
Factor de planta
Costo inversión
Capital propio
Financiamiento
Costo operación y mantenimiento
Ingresos por MDL
8
7
30%
1600
30%
70%
14
8
kW
m/s
US$/kW
(r=12%)
(r=6.5%)
US$/MWh
US$/CER
Fuente: Systep, 2012.
El proyecto se evaluó en el formato con y sin financiamiento, obteniendo los costos en
función del régimen de viento. Se consideraron los precios de energía que se muestran en la
tabla 9.
Tabla 9. Precios de energía considerados en análisis de energía eólica
Precio Monómico
Costo Energía Eólica
Precio Medio licitación
Precio Largo Plazo SIC
71
63
52
48
US$/MWh
US$/MWh
US$/MWh
US$/MWh
Fuente: Systep, 2012
El modelo de negocio supone una venta a precio promedio de CMg por 4 años y venta por
contrato a precio fijo desde el cuarto año. Esto se puede apreciar en la ilustración 9.
25
“Generación Eólica en Chile: Análisis del Entorno y Perspectivas de Desarrollo”, Moreno J., Mocarquer S.,
Rudnik H.
20
Ilustración 8. Comparación de precios promedio de energía y costo de desarrollo de energía de generación eólica.
Fuente: Systep, 2012.
Como buen supuesto se asume que la proyección del precio de la energía estará dada por el
costo de desarrollo de una unidad de carbón, ya que actualmente la principal forma de
expansión en generación es mediante esta tecnología. Se aprecia una importante brecha de
competitividad en la renovable sostenida en el corto plazo por los altos precios que
experimenta el SIC. Quizás esta situación se mantenga en el mediano plazo por la gran cantidad
de proyectos retrasados y los problemas que están asumiendo ante tribunales quienes ponen
en duda los certificados de impacto ambiental, previamente aprobados por el SEIA lo que
muestran una oportunidad en los próximos 4 años de altos costos marginales26. Mientras que
en el largo plazo como analizamos en la primera parte de este informe los precios tienden a la
baja por lo que los resultados entregados por Systep no dejan de ser llamativos, con pérdidas
totales equivalentes a MUS$ 800. Los cambios introducidos con las leyes Nº 19.940 y Nº 20.018
ayudarán a que nuevos proyectos se materialicen.
Aplicando un análisis de sensibilidad, que se resumen en la ilustración 10, se pueden ver que
son pocos los escenarios donde el beneficio del proyecto llega a ser positivo y comparable con
el costo de desarrollo del carbón, tanto si el precio de la energía y potencia crece por sobre el
26
“Reporte Sector Eléctrico SIC-SING Marzo-Mayo de 2012”, Systep Ingeniería y Diseño S.A.
21
10% o si la velocidad del viento fuese mayor a los 8 m/s lo que implicaría un factor de planta
cercano al 37%.
El análisis cuantifica posibles ingresos por Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) lo que
podría convertir un proyecto que no es capaz de solventar sus costos por los mecanismos de
ingreso convencionales del mercado. Sin embargo, el protocolo de Kioto, que garantizaba las
transacciones de Bonos de Carbono, termina su vigencia en diciembre del 201227, y aún no hay
claridad de cómo continuará la evaluación de proyectos con MDL. Muchos países han mostrado
su decisión de no renovar este acuerdo pero solo a finales del 2012 en la conferencia sobre el
cambio climático a realizarse en Qatar se reflexionará sobre algún nuevo acuerdo28.
Ilustración 9. Análisis de sensibilidad del beneficio del proyecto estudiado
Fuente: Systep, 2012
Por otra parte los costos de inversión afectan en gran manera al VAN del proyecto.
Normalmente requieren de un alto capital lo que hace difícil su rentabilidad. Dentro de los
costos de inversión los costos de generación corresponden al 70% del total de la inversión. En
los últimos años por la gran demanda a nivel internacional a permitido varios avances
tecnológicos, lo que han aumentado levemente el costo por kW generado, mientras que por
otro lado el costo por área de barrido por mejora en la eficiencia de la turbina trae como
consecuencia una disminución de aproximadamente un 3% anual en lo últimos 10 años.
27
28
“Kyoto protocol to the united nations framework convention on climate change”, United Nation 1998
Calendario de actividades “United Nations Environment Programme” http://www.unep.org/ecalendar/
22
b. Impacto real en los precios de la energía
Si se asumen los costos de desarrollo por tecnología relevantes para el SIC que se resuman en
la tabla 10, se obtiene el siguiente impacto en los precios de la energía.
Tabla 10. Costos de desarrollo por tecnología de generación en el SIC
Generación Eólica
Generación minihidro
Generación geotérmica
Generación convencional
63
55
58
50
US$/MWh
US$/MWh
US$/MWh
US$/MWh
Fuente: Systep, 2012
El impacto de solo abastecer el 5% del consumo del SIC con ERNC, en un análisis presentado
por Systep se traduce en MMUS$ 403 como costo de implementación en el horizonte del año
202029. Además se presenta un impacto en la tarifa de un 1% sobre el costo total de la energía y
de un 2.4% en caso de aplicar las multas estipuladas, por lo que el país pierde competencia al
desplazar otros medios de generación eficientes. Las modificaciones a la Ley 20/20 presentan
aún más riesgo al aumentar la cuota de ERNC, por sobre el potencial de ERNC eficiente de
nuestro país, fomentando el desarrollo de proyectos renovables no competitivos aumentando
de manera significativa los costos de operación del sistema.
Por otro lado, en la investigación antes mencionada de Galetovic y Muñoz30, proyectan el
precio de la energía renovable, para el caso de la fijación de la cuota 20% y 10% para el año
2020 y la comparan con el precio de la energía en el caso base (sólo con obligación del 5% de
ERNC al 2020). En la ilustración 12, se muestra la proyección de estos precios para los años
2010 a 2050.
29
“Generación Eólica en Chile Análisis del Entorno y Perspectivas de Desarrollo”, Systep Ingeniería y Diseños,
Marzo 2012.
30
“Are de renewable quotas effective to reduce CO2 emissions”, Galetovic A., Hernandez C., Muñoz C., Neira L.
Mayo de 2012
23
Ilustración 10. Comparación precio caso base, y caso con política de cuota de 10% y 20% de ERNC.
Fuente: Galetovic & Muñoz, 2011.
En la ilustración 12 se puede apreciar, cómo en los primeros años, en ambos casos el precio
de la energía renovable es igual al precio de la energía en el caso base, es decir no existe
subsidio. Esto se debe a que durante ese período, se están desarrollando proyectos de energía
renovable competitivos. Sin embargo, luego se comienzan a desarrollar proyectos no
competitivos, y la diferencia empieza a aumentar, comienza a existir un subsidio en pos de las
ERNC. Al año 2020, fijando una cuota del 20%, esta investigación llega a la conclusión que
estaría existiendo un subsidio de más de 100 US$/MWh para el desarrollo de las renovables no
convencionales. La diferencia significativa entre los precios asumiendo una cuota del 10% y una
del 20%, se debe a que el aumento del precio no es lineal, y que para alcanzar la segunda cuota
se deben desarrollar proyectos no eficientes.
24
6. Capacidad de adaptación del SIC y señales de precio de las ERNC
a. Sostenibilidad del pago de las tecnologías ERNC, según las señales de precio
del mercado.
Dentro de las señales de precio del mercado eléctrico chileno se deben destacar cuatro. La
primera es el precio de nudo de corto plazo, que corresponden a los precios que
semestralmente fija la Comisión Nacional de Energía para cada barra del sistema, en base al
costo marginal promedio proyectado a 48 meses, considerando las centrales en construcción y
el plan de obras elaborado por la institución. Representa una estimación del costo marginal
esperado para el sistema. Según el proceso de tarificación de octubre del 2011, el precio de
nudo de corto plazo, para la barra Quillota 220 es de 78.68 US$/MWh 31. Además del costo
marginal proyectado del sistema, la CNE también tiene en consideración el precio medio
mercado, que es un promedio ponderado de los precios de venta de energía de los generadores
a los clientes libres. Para el mismo proceso, éste alcanzaba los 116.30 US$/MWh. Otra señal de
mercado es el pecio de nudo promedio de largo plazo, que es el promedio de los precios que las
empresas distribuidoras deben pagar a su suministrador, en base a los precios acordados según
los procesos de licitación. Para enero del 2012, éste alcanzaba los 85.521 US$/MWh 32. Por
último, se encuentra el costo marginal del sistema, que define el precio al cual los generadores
deben realizar transacciones de energía entre ellos, para cumplir con sus compromisos de
suministro. Este se determina por el costo de operación más alto de las centrales despachadas.
Durante el mes de abril, el costo marginal en la barra Quillota 220, fue de 269.9 US$/MWh33.
Estas señales de mercado deben ser comparadas con los costos de desarrollo de las
tecnologías ERNC, para así poder ver cuál es la sostenibilidad del desarrollo de éstas. El costo de
desarrollo representa el precio que debe ser pagado por la energía generada por un proyecto
para ser rentable, considerando los costos de inversión, operación y factor de planta. En
particular para el caso de la energía eólica, se tendrán en consideración dos fuentes de costos
de desarrollo. Por un lado, en enero del 2012 la consultora Systep calculó para energía eólica
que su costo de desarrollo era de 111.1 US$/MWh34, y por otro, los académicos Alexander
Galetovic y Cristián Muñoz, calcularon un rango de 137-202 US$/MWh, dependiendo del factor
de planta de la central35.
31
Informe Técnico Definitivo, Fijación Precio Nudo SIC, Octubre 2011.
Informe Técnico, Fijación de precios nudo promedio SIC y SING, Enero 2012
33
Cálculo propio en base a información del CDEC-SIC
34
Apuntes curso “Mercados Eléctricos” del profesor Hugh Rudnick.
35
Galetovic, Alexander, Hernández, Cristián, Muñoz, Cristián M. and Neira, Luz María, Are Renewable Quotas
Effective to Reduce CO2 Emissions? Mayo 2012.
32
25
Actualmente los costos marginales del SIC han estado en niveles históricos, principalmente
debido a la demora en la entrada de nuevas centrales, a la congestión de algunas líneas, al alto
costo del petróleo diesel y a la poca generación a través de hidroelectricidad por la sequía que
está ocurriendo en el país36. En este sentido, el ingreso de las centrales Bocamina II y Santa
María esperado para finales del presente año, debiese producir una disminución significativa en
los costos marginales de corto plazo, pero estos se mantendrán en niveles altos. Los problemas
de judicialización que han enfrentado proyectos de generación, que totalizan 5.772 MW, hace
proveer que luego de la entradas de las dos centrales antes mencionadas, a mediano plazo no
ingresarán al sistema grandes bloques de energía37. En este sentido, los costos marginales del
sistema debiesen mantenerse por sobre el último precio de nudo de corto y largo plazo
calculado por la CNE. De esta manera, las dos fuentes de costos de desarrollo utilizados estarían
por sobre el costo marginal de la energía eólica, por lo cual los proyectos de esta tecnología
serían rentables. Sin embargo, a largo plazo, considerando que se construyen y comienzan a
operar las centrales que actualmente están en proceso de judicialización, además de
construirse las líneas que descongestionen el sistema de transmisión, el costo marginal y el
precio medio de mercado debiesen nivelarse en torno al precio de nudo proyectado. En este
sentido, la energía eólica no se pagaría si es que tuviese que competir con las tecnologías
convencionales, debido a que su costo de desarrollo si se mantiene en los niveles actuales,
estaría por sobre el costo marginal del sistema. En efecto, de no existir la obligación ERNC, a
largo plazo ninguna tecnología, excepto la mini-hidro, es capaz de competir económicamente
con las tecnologías convencionales.
Es importante destacar que debido a la ley Nº20.257 se genera un mercado particular para las
ERNC y al año 2020 se deberán generar 5.071 GWh con fuentes ERNC, y de aprobarse la ley
20/20, serían necesarios 14.278 GWh. En el primer caso, la energía ERNC requerida puede ser
cubierta casi en su totalidad por minihidro y por biomasa. En la investigación antes mencionada
de los académicos Galetovic y Muñoz, calcularon que la cantidad de energía que se puede
generar a través de centrales mini-hidro en el SIC es de 4.262 GWh al año, a un costo de
desarrollo de 100 US$/MWh o menos, y de biomasa 675 GWh a un costo de desarrollo de 128 o
menos, por lo cual la demanda que podría ser cubierta con eólica sería pequeña. Sin embargo,
de aprobarse la ley 20/20 o cualquier iniciativa que aumente la obligación por sobre el 10%, se
requerirá de energía eólica para poder cumplir con la obligación.
Además del análisis económico, en base a los costos marginales y de desarrollo, existen otros
factores que influirán significativamente en la penetración de las ERNC en el Sistema
Interconectado Central a largo plazo. Dentro de las principales limitaciones se encuentran los
36
37
“Costo de energía para empresas llega en abril a nivel más alto desde 2008”, 20 de abril de 2012, La Tercera.
“CNE: retraso de centrales en construcción es de hasta ocho meses”, 25 de abril de 2012, Diario Financiero.
26
problemas de conexión al sistema de transmisión, y la dificultad de conseguir financiamiento
para el proyecto, por no poder conseguir contratos de largo plazo. De corregirse ambos
problemas, ya sea a través de iniciativas legales o programas gubernamentales, la ERNC podría
tener una mayor penetración en el SIC del que está teniendo actualmente.
b. Transmisión
Las limitaciones de las renovables en cuanto a acceso a transmisión son un caso importante
de estudio. La transmisión es el eje central de la competencia y toda política que reduzca estas
barreras podría traer importantes consecuencias en el sector. La gran dependencia geográfica
de la generación basada en los recursos naturales locales alejados de la transmisión troncal
determina que cada proyecto tenga que construir una línea individual, haciendo que los costos
asociados crezcan considerablemente.
-
Modelo reactivo
Actualmente la planificación nacional persigue un Reactive Network Planning model donde la
capacidad de generación se considera fija (como antecedente) al momento de seleccionar la
inversión en transmisión, es decir optimiza el impacto en el beneficio social de la expansión en
transmisión según los cambios que esta produce en el equilibrio de mercado, donde la
planificación e inversión en generación se comportan según de precio de mercado e incentivos.
En una investigación de los académicos Sauma y Orens38 se presenta una metodología para
evaluar el impacto económico de la inversión en transmisión mientras se anticipa la estrategia
de la generación tanto en inversión como en su comportamiento del mercado spot a futuro
mediante un modelo proactivo (Proactive Network Planning model).
Al momento de integrar ERNC al SIC su localización dependerá del recurso natural respectivo
y luego se considerará la línea de transmisión necesaria. Si se continua con el actual modelo se
traducirá en líneas dispersas con sobre capacidad de transmisión dadas las capacidades de
generación de las centrales no convencionales. Esta diversidad de localidades impide que se
apliquen economías de escala. En la investigación mencionada anteriormente se muestran los
resultados de actuar reactivamente o proactivamente en la expansión en generación, los que se
resumen en la tabla 11.
38
“Proactive planning and valuation of transmission investments in restructured electricity markets”, Sauma E.,
Oren S. Septiembre de 2006
27
Tabla 11. Diferencia de resultados de modelos PNP y RNP
Modelo
PNP
RNP
Tipo de expansión
100 MVA on new line
100 MVA on new line
P.S.($/h)
3089.7
2751.0
C.S. ($/h)
583.5
386.8
C.R. ($/h)
12.3
0.2
W ($/h)
3685.5
3138.0
Fuente: “Proactive planning and valuation of transmission investments in restructured electricity markets”,
Sauma E., Oren S. Septiembre de 2006
La tabla 10 muestra el resultado de aplicar los dos modelos en diferentes expansiones para un
caso simplificado de un sistema. Resulta que si la expansión en transmisión se anticipa a las
inversiones en generación según el precio de mercado y la proyección de la demanda se
obtiene un mayor beneficio social (W) que si la generación busca maximizar individualmente su
excedente como productor (PS) y la transmisión actúa reactivamente.
Esto produciría un contraste con algunos incentivos de gobierno donde se propone crear un
nuevo sistema que facilite la conexión de las renovables a los sistemas de transmisión troncal,
substransmisión y adicionales sin una correcta regulación que oriente estos incentivos no solo a
permitir la conexión a la red sino mecanismos que incentiven a inversionistas no
convencionales a actuar tácitamente en un mismo plan de desarrollo.
Según la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE), se genera otro problema
cuando existen varios proyectos que utilizan una misma cuenca o comparten una localidad
similar lejos de alguna línea ya existente y no son capaces de coordinarse para compartir los
costos de inversión de la línea39. Esto se traduce en altos costos de inversión que podrían haber
sido competitivos si se pensaran en conjunto. Para esto recomiendan a través de CORFO un
subsidio para que la línea de transmisión tenga la suficiente capacidad para cubrir los
requerimientos de los inversionistas en conjunto. Por otra parte para mejorar la conexión a la
red de centrales renovables del orden de PMGD y aumentar su presencia (con excedentes de
potencia menores o iguales a 9 MW) proponen ampliar la tensión de distribución a 33 o 44 kV y
hacer más viables estos proyectos y puedan competir libremente.
39
Informe Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico, noviembre 2011.
28
III.
Conclusiones
Los cambios incorporados en el proyecto de ley del boletín 7.201-08 aumentan de manera
significativa los requerimientos de ERNC para el 2020. La incorporación de todos los contratos
de suministros, tanto nuevos como antiguos, a la obligación ERNC no cambia de manera
significativa el análisis para el año 2020, dado que para esa fecha se espera que los contratos
antiguos ya hayan sido renovados. Sin embargo, si existe un impacto relevante para el corto
plazo.
La cantidad de proyectos de ERNC que se han aprobado en los últimos años no se condice
con las obras que hay en construcción, ni con las centrales que la CNE espera que se incorporen
en el mediano plazo. En el caso de la energía Eólica, los proyectos aprobados o en clasificación
en el SEIA, totalizan 3.000 MW de potencia instalada. Actualmente se están construyendo
centrales por 200 MW mientras que en el plan de obras de la CNE se consideraban 400 MW.
La tecnología eólica es la tecnología ERNC crítica para poder cumplir la obligación de ERNC al
2020 impuesta por la ley 20/20. El potencial de centrales minihidráulicas y biomasa que aún no
es desarrollado, no es suficiente para generar la energía ERNC necesaria. Además, a la fecha se
vislumbra un bajo desarrollo de la energía solar en el SIC, tanto por un tema de precios como
de potencial y por última la energía geotérmica hasta el momento no es una tecnología
probada en Chile. En este sentido es clave estudiar en profundidad la energía eólica, para
promover su desarrollo y disminuir sus costos.
Dentro de las innovaciones consideradas en el proyecto de ley 20/20, se encuentran las
licitaciones de ERNC. En base a la experiencia de Brasil y Perú, y a los antecedentes de la
licitación de la empresa minera Collahuasi, se puede decir que éste es un método efectivo para
lograr precios competitivos de ERNC.
El principal impacto del proyecto de ley 20/20 es el aumento de precio de la energía, dado
que para cumplir con la obligación ERNC se deberán desarrollar proyectos que no son eficientes
y que tienen un costo de desarrollo muy superior al de las tecnologías convencionales. El sobre
costo de aumentar la obligación del 10% al 20% no es el doble, si no que mayor, dado que las
ERNC eficientes no alcanzan para cubrir la obligación actual. Al año 2020, la ERNC requerida
para cubrir la obligación será aproximadamente 14.200 GWh, en cambio de mantenerse la
obligación en el 10%, se requerirán 5.071 GWh generados a través de fuentes ERNC.
Si bien debido a la forma en que está diseñada la ley, se asegura el porcentaje de
participación de ERNC en la matriz energética al 2020, lo relativo a cómo se desarrollaran las
29
tecnologías y cuál será el impacto en los precios, en el sistema de transmisión y en el SIC en
general, dependerá del resto de iniciativas, programas y políticas que plantee la autoridad.
Son muchos los beneficios de la implementación de ERNC, reduciendo el impacto ambiental
y diversificando la matriz energética, pero presenta muchas barreras de entrada como el
mercado de los contratos, problemas de conexión al sistema de transmisión y su riesgo en el
mercado spot, como la necesidad de recibir subsidios para su desarrollo.
Toda política ERNC, como observamos en la experiencia internacional, tiene el efecto de
desplazar tanto generación altamente contaminante como generación termoeléctrica e
hidroeléctrica eficiente, más aún cuando se definen cuotas de generación, perdiendo el
objetivo de sustentabilidad y eficiencia. A pesar de esto las cuotas dentro de otros incentivos a
nivel mundial, como por ejemplo en comparación a “feed in tarifs” u otros subsidios, han dado
mejores resultados. Incluso el caso de cuotas por tecnología como en Brasil, la primera
impresión de un problema más restringido es que es menos óptimo, pero a pesar de este
presagio se han logrado conseguir excelentes precios de licitaciones para las renovables, pero el
tiempo dirá que tan sustentables son estas medidas y si reflejan la realidad del mercado o son
solo altas expectativas.
Las cuotas de ERNC en buena medida pueden servir para adelantarse a lo que sucederá con
las tecnologías en el mundo, permitiendo así abrir un espacio para cuando sean más atractivas
y competitivas, por lo que no deberían ser forzadas con subsidios sino promoverse con
desarrollo tecnológico e investigación. Para la definición de la cuota hay que tener en
consideración el potencial y el impacto en los precios que ésta tendrá, para así evitar costos
económicos que tuvieron países como España y Alemania donde una mala estimación de tarifas
terminó incentivando más de la energía renovable adecuada para el sistema, estancando su
crecimiento y causante del alto stock de implementos tecnológicos para las ERNC en Europa y
por ende la considerable baja de precios.
Las energías renovables competitivas son un aporte y son necesarias si consideramos la
inseguridad hidrológica en el largo plazo donde carbón y diesel terminan fijando los precios. A
esto se suma la incertidumbre y volatilidad de los precios de los combustibles. El SIC en los
últimos años ha presentado gran dependencia a estos combustibles en situaciones de sequía y
ha sido afectado por los altos precios que éstos han tenido. A pesar del encarecimiento de las
energías convencionales, la considerable baja en los precios de la tecnología renovable, sus
beneficios y la riqueza indiscutida de las fuentes naturales de nuestro país, muchos de los
proyectos a pesar de ser competitivos no hubieran entrado al mercado debido a las barreras de
entrada que presenta un sistema que no ha sido creado tomándolas en consideración. Chile
30
debe diversificar su matriz energética para mejorar la sustentabilidad, mejorar la seguridad de
suministro y utilizar tanto recursos propios como importados. Por esto toda política debe
primero enfocarse en reconocer cuales son estas verdaderas barreras y fomentar mecanismos
para su integración sin buscar regulaciones diferenciadas fuera de la misma operación del
mercado chileno. No se puede caer en políticas que impulsen fuentes ineficientes de
renovables, desplazando a otras más eficientes a pesar de ser convencionales.
Si los nuevos incentivos de gobierno y la preocupación por esta tecnología no se hubiesen
realizado lo más probable es que al año 2020 no se alcanzase un 20% de ERNC en la matriz
energética, precisamente por inexperiencia en la integración de sistemas de generación
especialmente eólica y fotovoltaica, y por la cantidad de potencial competitivo a nivel de costo
de desarrollo. Aún se perciben grandes riesgos en la innovación tecnológica, hay un
desconocimiento en modelos de negocios que conversen con estas nuevas tecnologías que sí
han funcionado eficientemente en otros países como Perú y Brasil.
31
IV.
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32
Referencias
Base de datos Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA)
Informe Técnico Preliminar, cálculo de precio de nudo SIC. Abril 2012, CNE
Oficio Nº98/SEC12 del Senado, 18 de Enero de 2012
Mensaje Presidencial 21 de Mayo 2010 y 2011
Mensaje de presentación, proyecto de ley boletín 7.201-08.
Historia Ley 20.275, Biblioteca Congreso Nacional.
“Energía Renovable No Convencional: Políticas de Promoción en Chile y el Mundo”.
Septiembre 2011, Libertad y Desarrollo.
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SIC-SING”, CNE, Resolución 370, Corporación de Fomento de la Producción. Publicada el
13 de febrero de 2010.
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Apuntes curso Mercados Eléctricos, profesor Hugh Rudnick.
Informe Técnico Definitivo, Fijación Precio Nudo SIC, Octubre 2011.
Informe Técnico, Fijación de precios nudo promedio SIC y SING, Enero 2012
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33
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United Nation 1998
Calendario de actividades “United Nations Environment Programme”
http://www.unep.org/ecalendar/