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1 Con el apoyo de: PV GRID PARITY MONITOR Chile 1 er número Patrocinadores platino: Patrocinador oro: Colaboradores técnicos: ABRIL 2015

2 Patrocinadores Platino: Patrocinador Oro: Asociación colaboradora: Con el apoyo de: CREARA garantiza que esta información es resultado de un análisis independiente, objetivo e imparcial, que está libre de influencias internas o externas de los patrocinadores u otras partes. Este documento es parte de la serie de publicaciones del Grid Parity Monitor y analiza únicamente el mercado fotovoltaico chileno. Autores: Jose Ignacio Briano (Socio) Carolina Fondo Roca (Manager) José Daniel Fasolino (Analista) Información de contacto: CREARA Tel: Web: La información aquí contenida es de naturaleza general y no pretende abordar las circunstancias de ningún individuo o entidad en particular. Aunque procuramos proveer información correcta y oportuna, no puede haber garantía de que dicha información sea exacta en la fecha en que se reciba o que continuará siendo correcta en el futuro. Nadie debe actuar basándose en dicha información sin la debida asesoría profesional y tras un análisis exhaustivo de la situación particular CREARA. Derechos reservados.

3 Índice Sobre los Patrocinadores del GPM PATROCINADORES PLATINO: JinkoSolar (NYSE: JKS) es uno de los fabricantes solares de paneles cristalinos más grandes del mundo. Con sede en China y una presencia global en todo el mundo, cuenta con 10 sucursales, 11 oficinas de ventas y 4 plantas de producción en las provincias de Jiangxi y Zhejiang (China), Portugal y Sudáfrica. (0056) Solar del Valle es una empresa española, con más de 30 años de experiencia en el desarrollo e implantación de todo tipo de sistemas de ERNC. Presente en Chile desde el 2010, cuando realizó, a solicitud de Chilectra, la primera instalación on-grid del país, en la UTEM. En la actualidad continúa con su plan de desarrollo en Chile realizando proyectos viables para sus clientes tanto Sistemas Térmicos, como Fotovoltaicos (0056) PATROCINADOR ORO: 3

4 Índice ÍNDICE 1 Resumen Ejecutivo Introducción Paridad de red Paridad de generación El mercado FV chileno Irradiación solar Descripción del mercado eléctrico Apoyo regulatorio a la generación FV Evolución de las tarifas eléctricas Resultados del Grid Parity Monitor Instalaciones FV residenciales Instalaciones FV comerciales Instalaciones FV a gran escala Metodología Sector residencial Sector comercial Sector utility-scale Datos de entrada de fuentes primarias Otros datos e hipótesis Anexo: Colaboradores del GPM Anexo: Acrónimos

5 Índice 1 Resumen ejecutivo 5

6 Resumen ejecutivo 1 Resumen Ejecutivo NOTIFICACIÓN DE FUSIÓN En enero de 2014, Creara y Eclareon (España) fusionaron sus negocios para formar Creara Energy Experts (de ahora en adelante CREARA) y consolidar su liderazgo en los servicios de energía sostenible. El presente documento constituye el sexto número de la serie PV Grid Parity Monitor (GPM), en esta ocasión únicamente centrado en el mercado de Chile. En el informe se recoge un análisis de la competitividad fotovoltaica (FV) para tres tipos diferentes de instalación: segmento residencial, comercial y plantas utility-scale (generación a gran escala). El estudio también proporciona una descripción general de la regulación del país en cuanto al desarrollo renovable, así como detalles del estado del mercado FV. Frente a anteriores ediciones de la serie, este número presenta la dificultad añadida de combinar el análisis de 3 tipos de instalaciones diferenciadas. Las perspectivas de cada análisis han de ser por tanto necesariamente distintas, por lo que la metodología y los datos a considerar difieren de un segmento a otro. Estos aspectos serán detallados a lo largo de los diferentes capítulos del documento 1. El estudio muestra que las principales variables a estudiar en el análisis de la competitividad FV son la evolución del coste de generación (definido específicamente para cada segmento considerado) y el estado de los precios eléctricos de los mercados que se toman como referencia para cada tipo de instalación. 1 Para una información más detallada sobre la metodología específicamente empleada en cada segmento, ver también anteriores números de la serie GPM en 6

7 Resumen ejecutivo La figura 1 y la figura 2 muestran, para el mismo período y los mismos segmentos, la evolución de los costes anuales de generación FV y la evolución de la tarifa eléctrica de referencia, respectivamente. Figura 1: Tasa Anual de Crecimiento Compuesto (TACC) del coste de generación FV en Chile, 2012 (S1) 2014 (S1) Gran escala a Comercial b Residencial b -15% -10% -5% 0% 5% Nota: Fuente: a Evolución de la tarifa a la producción que exigiría un inversor para instalar una gran planta de generación FV b Evolución del LCOE FV para un cliente comercial y un cliente residencial, respectivamente Análisis CREARA Figura 2: Tasa Anual de Crecimiento Compuesto (TACC) de las tarifas eléctricas de referencia en el análisis, 2012 (S1) 2014 (S1) Gran escala Comercial Residencial -15% -10% -5% 0% 5% Fuente: Análisis CREARA 7

8 Resumen ejecutivo Se observa que tanto para el segmento residencial como el utility-scale la evolución de las tarifas eléctricas ha sido menos favorable que la tendencia experimentada por el coste de generación, lo cual ha reducido la competitividad de la energía FV en ambos segmentos. En el caso de las instalaciones comerciales, a pesar de que las tarifas eléctricas de referencia han decrecido aproximadamente un 10%, la reducción del LCOE (superior al 13%) ha contribuido a aproximar la paridad de red FV en el mercado. Comparando los valores absolutos de estos dos índices, la competitividad FV (en las localizaciones estudiadas) puede ser resumida tal y como se muestra en la siguiente Figura: Figura 3: Resumen de los resultados del análisis Sector Ciudad Competitividad FV Residencial Comercial A gran escala Santiago Copiapó Copiapó Diego de Almagro Siendo: Competitividad lejana Competitividad cercana Competitividad parcial Competitividad Plena competitividad 8

9 Resumen ejecutivo En el segmento residencial, a pesar de que la reducción de los precios eléctricos retail de referencia ha sido mayor que la disminución del coste de generación FV, la paridad de red sigue siendo una realidad en algunas zonas del pais. Este hecho, unido a una regulación favorable al autoconsumo, representa una excelente oportunidad para un mayor desarrollo de este nicho del mercado FV. Para instalaciones comerciales, y a pesar de una ligera mejora en los últimos dos años, la paridad de red aún no se ha alcanzado principalmente debido a altos precios de las instalaciones, tasas de descuento elevadas y precios eléctricos de mercado excesivamente bajos. En el caso de plantas FV para generación eléctrica a gran escala, existe plena paridad de generación en determinadas localizaciones del país. Los altos valores del mercado spot permiten un amplio margen para proteger al inversor frente a potenciales caídas de los precios eléctricos. Es importante destacar que el hecho de que la competitividad FV no haya sido alcanzada en algunos segmentos no es impedimento para que el mercado FV siga desarrollándose en Chile. Las motivaciones de los promotores FV pueden ser de índole variada y otros factores tales como criterios medioambientales, requerimientos de la industria para certificados verdes específicos o el poder asegurar un coste de suministro a largo plazo pueden contribuir al desarrollo de la tecnología. 9

10 2 Introducción 10

11 Introducción 2 Introducción La serie Grid Parity Monitor analiza la competitividad de la tecnología fotovoltaica (FV) en distintos mercados de energía a nivel mundial, tanto para el segmento residencial (instalaciones de 3kW) y comercial (instalaciones de 30kW), como en el mercado a gran escala (instalaciones de 50 MW). Este número concreto del GPM se centra únicamente en el mercado FV de Chile, para el que se estudian los tres segmentos previamente mencionados en base a la metodología rigurosa y transparente detallada en los documentos de la serie. Para ello, se utilizan datos reales de mercado proporcionados por instaladores, proveedores, asociaciones y otros actores reconocidos de la industria FV local. Durante los últimos años, el rápido desarrollo de la tecnología fotovoltaica ha mejorado notablemente su competitividad. El crecimiento del mercado global junto con las mejoras constantes de la tecnología y los desajustes entre oferta y demanda, han fomentado una reducción considerable de los costos. Mientras tanto, los precios de la electricidad siguen una ruta contraria y, en general, se incrementan de manera constante. Como consecuencia, llega un momento en el que el precio de la electricidad puede equipararse con el costo de producción fotovoltaica. Así, en función del segmento analizado, cabe definir el concepto de paridad de red (o grid parity) y paridad de generación (o generation parity). 2.1 Paridad de red La paridad de red es definida como el momento en el cual el costo nivelado de electricidad (LCOE) FV es competitivo frente a los precios de la red. Es decir, cuando se alcanza la paridad de red, la electricidad FV para autoconsumo es más interesante desde un punto de vista económico que la electricidad de red. 11

12 Introducción Figura 4: Figura ilustrativa de la Paridad de Red CLP / kwh Paridad de Red Precio de la electricidad de red Coste de electricidad FV (LCOE*) Años La electricidad de la red es más barata que la de generación FV - La FV necesita mecanismos de apoyo (FiT, créditos fiscales, etc.) La electricidad FV es más barata que la de la red - Es más conveniente auto-consumir electricidad fotovoltaica que comprar la electricidad de la red Como resultado del desajuste entre la curva de generación FV y el consumo eléctrico horario, parte de la electricidad producida por el sistema FV podría no ser autoconsumida instantáneamente y se cedería directamente a la red eléctrica. En función de la regulación de cada mercado, esa cesión de electricidad será valorada de forma diferente: Si el autoconsumo no está regulado, el productor FV no recibirá ninguna compensación al ceder el exceso de electricidad a la red. Si existe una regulación específica para el autoconsumo (por ejemplo, un mecanismo de balance neto) el propietario de la instalación sí recibirá una compensación, de igual o menor valor que la electricidad cedida. Con el fin de simplificar el análisis, este informe compara el LCOE FV con los precios minoristas de electricidad. Sin embargo, el lector debe tener en cuenta que, dependiendo de la regulación local de autoconsumo, una parte de la generación FV podría perderse o valorarse económicamente a un menor importe que el mostrado. Advertencia para un correcto análisis de la paridad de red Cuando se analiza la competitividad de la tecnología FV versus la electricidad de la red, el lector debe tener en cuenta que realmente se está comparando el costo de electricidad generada durante toda la vida de un sistema FV contra el precio actual de electricidad en el mercado minorista. Sin embargo, se debe resaltar que mientras por definición el LCOE FV se fija en el momento de compra del sistema y se mantiene 12

13 Introducción constante a lo largo de su vida útil, los costos de electricidad de la red probablemente cambiarán en el futuro. Figura 5: LCOE FV vs. Precios de red 50 LCOE de la tecnología FV vs. Precio de la electricidad USD ct/ kwh LCOE FV Precio de la electricidad S1 2009S2 2010S1 2010S2 2011S1 2011S2 2012S1 Años USD ct/ kwh LCOE específico de un Sistema instalado en 2012 vs. Precio de la electricidad Precio de la electricidad LCOE específico de un Sistema instalado en 2012 Fuente: Análisis CREARA Años de operación de un Sistema FV 2.2 Paridad de generación Para evaluar la competitividad de grandes plantas FV, este estudio estima la paridad de generación (o generation parity ). Esta situación se consigue cuando los criterios de rentabilidad de los inversores FV se satisfacen a través de los precios mayoristas del mercado eléctrico 2. Para poder evaluar la paridad de generación de una gran planta FV deben analizarse los flujos económicos del proyecto desde el punto de vista del inversor. Es por ello que en este estudio se ha valorado una instalación FV bajo la modalidad de project finance y se han tomado en cuenta todas sus particularidades económicamente relevantes. Se ha seleccionado esta opción de financiación debido a que es el mecanismo más utilizado en la actualidad para este tipo de plantas. Sin embargo, es 2 Sin considerar ningún incentivo financiero específico para producción FV (por ejemplo: Feed-in tariffs) 13

14 Introducción importante tener en cuenta que las plantas FV también podrían ser financiadas con otras estructuras, por ejemplo: a través de deuda corporativa 3. Se ha calculado una tarifa retributiva teórica basada en los requerimientos del inversor para este tipo de proyectos. Esta tarifa a la producción calculada es tal que el inversor alcanzaría al menos la mínima rentabilidad exigida para construir la planta FV 4. Como sucede en la mayoría de los contratos PPA, se ha considerado que esta tarifa teórica aumenta a lo largo del tiempo. En este caso se toma un incremento anual del 2%. La tarifa requerida por el inversor ha sido comparada con el precio mayorista de electricidad para poder determinar la proximidad de paridad de generación en el mercado. Para poder analizar correctamente la paridad de generación también es necesario entender a grandes rasgos el funcionamiento del mercado eléctrico estudiado. Por ejemplo, es necesario identificar el precio mayorista del mercado con el que comparar la tarifa retributiva teórica, así como entender las principales dificultades a las que se va a enfrentar una planta FV. En el presente GPM se ofrece un resumen ejecutivo de los aspectos más relevantes del mercado chileno. Nota sobre precios de referencia Dado el objeto de este estudio, es necesario determinar un precio de referencia que sirva como indicación del ingreso potencial que un IPP (Independent Power Producer) FV podría obtener en el mercado. Este precio de referencia no debe incluir incentivos económicos específicos para generación de energía renovable (tales como Feed-in tariff o subastas específicas), sino representar la competitividad real del mercado. 3 El costo de bonos corporativos para grandes empresas eléctricas se encuentra en el rango del 2-3%. 4 Es necesario destacar que esta perspectiva difiere considerablemente de las metodologías empleadas en el análisis de paridad de red para clientes residenciales y comerciales 14

15 Introducción Algunas fuentes defienden que esta competitividad debería ser estudiada comparando costos de generación FV con los costos en plantas de generación de ciclo combinado (CCGT). Sin embargo, el presente análisis ha sido definido considerando la energía FV como la única tecnología a ser evaluada. Por lo tanto, el inversor hipotético debe decidir si invertir en una planta FV a gran escala o no. Invertir en otras tecnologías no es una opción en el marco de este GPM. Para determinar si el mercado analizado presenta paridad de generación, pueden considerarse los siguientes precios de referencia como potenciales indicadores: Precios Marginales del mercado spot, ya sean precios nacionales uniformes o regionales (por ejemplo, nodales). Precios de Contratos PPA negociados libremente en el mercado liberalizado (entre grandes consumidores o grandes empresas eléctricas). Las negociaciones de los contratos PPA no son siempre fáciles de obtener debido a que muchos de ellos son contratos privados y no hay excesiva información pública disponible. Por lo tanto, y como una simplificación práctica, este GPM selecciona el precio marginal del mercado mayorista de electricidad chileno. Adicionalmente, en este GPM se han tenido en cuenta únicamente los precios coincidentes con las horas del día. Es decir, el período en el cual la FV puede producir energía (asumiendo que no hay capacidad de almacenamiento). 15

16 Mercado FV chileno 3 El mercado chileno 16

17 Mercado FV chileno 3 El mercado FV chileno En general, se considera que Chile cuenta con un buen entorno para invertir en sistemas FV. A continuación se abordan, de forma sintetizada, las siguientes características del mercado chileno: Irradiación solar. Descripción del mercado eléctrico. Principales mecanismos regulatorios de apoyo a la generación FV. Evolución de tarifas eléctricas reguladas y precios del mercado mayorista de electricidad. 3.1 Irradiación solar El norte de Chile es una de las zonas con mayor recurso solar del mundo. Asimismo en el resto del territorio chileno (a excepción del límite sur) se alcanzan en promedio niveles superiores a los registrados en países soleados como España e Italia. Figura 6: Irradiación solar en Chile Irradiación solar en Chile Irradiación media anual diaria Antofagasta Copiapó Castro Santiago KWh/m 2 y año Wh/ m 2 y día Copiapó Antofagasta Santiago Castro Fuente: Shüco International; PVGIS; NASA 17

18 Mercado FV chileno 3.2 Descripción del mercado eléctrico Chile cuenta con un mercado eléctrico liberalizado y estructurado en torno a 4 sistemas eléctricos. Los dos principales, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC), acaparan el 99% del consumo eléctrico nacional contando cada uno de ellos con su propia plataforma de operaciones. Las actividades comerciales al por mayor se llevan a cabo tanto en un mercado financiero como en uno físico: El mercado financiero se basa en contratos bilaterales entre generadores y otras empresas privadas (generadoras, distribuidoras 5, consumidores no regulados, etc.). Uno de los medios más importantes para establecer dichos acuerdos contractuales son las subastas públicas organizadas por empresas de distribución (obligatorias para asegurar el suministro de los consumidores regulados 6 ). El mercado spot, donde se llevan a cabo las transacciones físicas de energía, está operado por los CDEC correspondientes (Centro de Despacho Económico de Carga) en cada sistema interconectado (CDEC- SIC y CDEC-SING). Cada CDEC coordina la operación de las instalaciones eléctricas que funcionan interconectadas al sistema. Este mercado es exclusivo para las empresas generadoras, las cuales venden su exceso de generación o adquieren electricidad en caso de déficit para el cumplimiento de sus compromisos contractuales. El generador vende su electricidad al precio nodal spot, el cual se basa en el costo marginal horario de generación calculado por el CDEC. 5 En Chile, las empresas de distribución son monopolios naturales que también se encargan de la comercialización eléctrica. 6 Tradicionalmente, los productores FV no solían participar en este proceso al especificar las reglas de la subasta que el licitante debía ser capaz de suministrar la capacidad ofertada a lo largo de las horas del año. Sin embargo, en diciembre de 2014 se realizó la primera subasta en la que se consideraron diferentes bloques horarios. En ella, el generador pudo postularse para vender su energía únicamente en el bloque deseado (por ejemplo, de 8:00 a 18:00), lo que permitió a la energía FV participar en el proceso (la energía solar alcanzó los GWh/año). 18

19 Mercado FV chileno En cuanto al mercado retail de electricidad, aquellos clientes con una potencia contratada de menos de 500 kw deben acudir al mercado regulado 7. En él, las empresas distribuidoras actúan como monopolios regionales en sus correspondientes áreas de concesión, traspasando al cliente la tarifa eléctrica establecida por la autoridad según ratios de eficiencia del ejercicio eléctrico. Desde el punto de vista de un generador renovable existen diferentes modalidades para comercializar electricidad FV en el mercado: Mercado regulado Figura 7: Principales alternativas de comercialización de electricidad renovable Mercado spot Licitaciones reguladas Contrato PPA con cliente libre Descripción Participación en el mercado spot de compra venta de energía - Elevada volatilidad de precios Contratos regulados con las empresas distribuidoras que se concretan en una licitación pública con igualdad de competencia entre tecnologías En diciembre 2014, se establecieron por primera vez bloques horarios para las subastas., lo que permitió el acceso a este proceso a la generación FV Grandes consumidores de electricidad que realizan un contrato bilateral libre de compra-venta de energía con un generador renovable - Empresas mineras del norte del país Las condiciones de los PPA todavía son muy ajustadas pero ya se han empezado a concretar los primeros contratos FV Instalaciones típicas Decenas/ Centenas de MW Decenas/ Centenas de MW Desde centenas de kw a decenas de MW Precios de referencia Precio mercado spot (estabilizado) Precio alcanzado en la licitación (subastas) Precio acordado libremente en el contrato PPA Instalaciones autoconsumo (on-grid) Actualmente existe una regulación de tipo net billing para instalaciones < 100 kw Los excedentes FV son valorados económicamente, siendo esa cantidad recuperada en facturas posteriores Instalaciones < 100 kw Tarifa final para cliente regulado Fuente: Instalaciones aisladas Instalaciones para autoconsumo en zonas aisladas Entrevistas de CREARA; Conocimiento de CREARA; Análisis de CREARA Instalaciones <10 kw Otras tecnologías Infraestructuras En algunos casos, los proyectos FV podrían participar simultaneando varias de estas alternativas. 7 Los clientes con una potencia contratada de entre 0,5 y 2 MW, situados en un área de concesión de una empresa distribuidora, pueden escoger si participar en el mercado como cliente regulado o libre. 19

20 Mercado FV chileno 3.3 Apoyo regulatorio a la generación FV A continuación se muestra un resumen de las principales leyes que fomentan el desarrollo de las energías renovables en Chile: Figura 8: Principales leyes chilenas que afectan el desarrollo de la energía solar Primeros incentivos (Ley / 2004) Asegura el derecho a la venta de energía y potencia en el mercado spot a cualquier generador Establece condiciones no discriminatorias para generadores < 9 MW, permitiendo vender a precio estabilizado Se libera total o parcialmente del pago del peaje de transmisión troncal para fuentes renovables < 20MW Contratos largo plazo (Ley / 2005 ) Cuotas renovables (Ley /2008 y Ley /2013) Net billing (Ley / 2012 ) Nota: Fuente: Permite a las distribuidoras licitar contratos a largo plazo a precios no sujetos a la variación del precio de nudo - Se licitan bloques de potencia a precios prefijados a largo plazo, facilitando la inversión renovable Establece cuotas obligatorias de comercialización de energía renovable para las empresas que comercialicen electricidad en sistemas con potencia instalada superior a 200MW (Sistemas Interconectados) con distribuidoras o clientes finales - Para los contratos celebrados con posterioridad al 31 de agosto 2007 y anterioridad al 1 de julio 2013, se debe acreditar que el 5% (hasta 2014) de la electricidad comercializada anualmente (en el total de los sistema eléctricos) proviene de generación renovable; a partir de 2015 la obligación aumenta paulatinamente (0,5% anual) hasta el 10% en Para contratos firmados con posterioridad al 1 de julio de 2013, la obligación será de 5% con incrementos de 1% anuales hasta llegar al 12% en el año 2020, incrementos anuales de 1,5% desde el 2021 hasta el 2024 y un incremento del 2% en el 2025 para llegar a 20% Se establecen penalizaciones económicas por incumplimiento - Los primeros 3 años de incumplimiento: 0,4 UTM 1 / MWh incumplido (27,92 USD/MWh ) - A partir de los 3 años: 0,6 UTM 1 / MWh incumplido (41,88 USD/MWh) Las comercializadores podrán generar su propia electricidad renovable, comprarla a terceros o comerciar con los excedentes renovables de otras empresas comercializadoras Los sistemas renovables < 100 kw podrán verter el excedente de generación a red y obtener una compensación económica por ello - La remuneración económica será valorada al precio nudo (aprox. la mitad de la tarifa final traspasada al cliente) - Esta remuneración será descontada de la factura eléctrica del cliente El reglamento publicado en Septiembre de 2014 especifica los requisitos técnicos a cumplir por las instalaciones 1 Unidad Tributaria Mensual: unidad de cuenta utilizada en Chile para efectos tributarios y multas que se actualiza con la inflación; a enero de 2015 equivale a pesos chilenos (69.80 Eur) Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE); GTZ; CNE; Centro de Estudios Tributarios; Investigación de CREARA Marco regulatorio para el autoconsumo FV En marzo de 2012 se aprobó la regulación de net billing para instalaciones FV con potencias de hasta 100 kw (Ley ). Este mecanismo se hizo efectivo en septiembre de 2014 con la publicación de los requisitos técnicos específicos. - Los excedentes de electricidad fotovoltaica vertidos a la red se valoran económicamente. Dicha valoración es deducida del consumo eléctrico del productor FV en facturas posteriores. Si esto no fuera posible, el consumidor obtendría una compensación monetaria por parte de las compañías eléctricas. La Ley de Cuotas Renovables obliga a las compañías eléctricas a comprar anualmente por lo menos un 7% (2015) de su electricidad comercializada a generadores de energía renovable. 20

21 Mercado FV chileno - Esta obligación aumenta gradualmente cada año hasta alcanzar el 20% en 2025 y conlleva sanciones económicas en caso de incumplimiento (~30$ / MWh). - Las compañías eléctricas pueden producir su propia energía renovable o comprarla a otros productores de energía, por ejemplo a autoconsumidores. - Este hecho podría alentar a que las compañías eléctricas apoyaran el desarrollo del mercado de autoconsumo fotovoltaico. Figura 9: Evaluación del marco regulatorio para el autoconsumo FV Tal y como se muestra en la figura anterior, se considera que Chile presenta un marco regulatorio favorable al autoconsumo FV. Sin embargo, es necesario destacar que en el caso del net billing, la electricidad cedida a red recibe una compensación económica inferior al costo de electricidad regulada lo que lastra el atractivo del sistema. 21

22 Mercado FV chileno 3.4 Evolución de las tarifas eléctricas Los precios regulados de la electricidad en Chile han presentado una tendencia creciente en todos los segmentos en los últimos diez años, lo que podría favorecer la decisión de realizar inversiones en sistemas FV. Figura 10: Evolución de las tarifas eléctricas reguladas (valores medios) TACC CAGR CLP/ kwh BT1 BT1 (Incremento (incremento invierno) 1 1% 80 BT1 1 4% Comercial 2 7% Nota: Fuente: 1 Solo Chilectra; se está Análisis considerando CREARA el cargo de la energía; 2 Se considera el cargo de energía de las tarifas BT-2 y BT-3 Fuente: Chilectra; Análisis de CREARA En cuanto al mercado mayorista, los precios también muestran una tendencia ascendente en la última década. En el presente estudio se realiza el análisis de rentabilidad de grandes generadores FV con venta directa al mercado spot. En dicho análisis se ha seleccionado un nodo concreto del mercado eléctrico: Diego de Almagro, perteneciente al CDEC-SIC 9. Este mercado ha presentado una alta volatilidad a lo largo de la última década, alcanzando diferencias anuales de más de 90 USD/ MWh. El SIC depende en gran medida de la generación hidroeléctrica por lo que existe cierta variación estacional que está altamente correlacionada con las condiciones hidrológicas de cada año. Además, la escasez de suministro de gas argentino también ha influido significativamente en los precios de generación. La siguiente figura muestra la evolución de los costos marginales para el nodo de Diego de Almagro en los últimos 5 años. 8 Se considera la tarifa aérea 1A (a). 9 A la hora de analizar la competitividad FV, se tomarán en cuenta sólo los ingresos potenciales por venta en el mercado sin considerar otro tipo de ingresos tales como pagos por capacidad. 22

23 Mercado FV chileno Figura 11: Evolución de los precios nodales promedio en el nodo Diego de Almagro 10 CLP/ MWh TACC a 7.2% 6.4% Precio medio en las horas del día Precio medio S S S S S S S S S S S1 Nota: Fuente: a El año 2014 incluye datos hasta abril * Los precios se han ajustado con las tasas de cambio promedio por semestre CDEC-SIC; Análisis CREARA 10 Costos marginales promedio horarios en Diego de Almagro por semestre, en el mercado diario del CDEC- SIC: la línea continua se basa en las horas de luz (8:00 18:00); la línea de puntos se basa en las 24 horas de un día 23

24 4 Resultados del GPM FV 24

25 Resultados 4 Resultados del Grid Parity Monitor En la presente sección, el GPM compara la evolución del LCOE FV con el precio de mercado seleccionado como referencia para cada tipo de instalación. Se muestra la evolución desde el primer semestre de 2009 hasta los primeros meses de 2014 para los siguientes tipos de instalaciones FV: Residencial (3 kw). Comercial (30 kw). Gran escala (50 MW). Asimismo, se evalúa la paridad de red o la paridad de generación atendiendo a los siguientes criterios. Criterios para evaluar la proximidad de la paridad de red Instalaciones residenciales y comerciales: Figura 12: Escala cualitativa para evaluar la proximidad de la paridad de red Paridad de red lejana Paridad de red cercana Paridad de red parcial Paridad de red Paridad de red completa Donde: Paridad de red lejana: El rango bajo del LCOE FV es mayor que el 150% del precio de referencia más elevado. Paridad de red cercana: El rango bajo del LCOE FV está comprendido entre el 100% y el 150% del precio de referencia más elevado. 25

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