INFORME FINAL. Reglamento Para Pequeños Generadores Y Energía No Convencional. Alumna: Carolina Valderrama C. IEE-3372 Mercados Eléctricos.

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1 INFORME FINAL Reglamento Para Pequeños Generadores Y Energía No Convencional Alumna: Carolina Valderrama C. Ing. Guía: Curso: Profesor: Rodrigo Quinteros. IEE-3372 Mercados Eléctricos. Hugh Rudnick. Informe Final 1 de 29 02/06/2006

2 Índice Introducción. Objetivos. Capítulo I: Presentación del Decreto Disposiciones Generales De los PMGD 1.3. De los PMG De los MGNC. Capítulo II: Antecedentes Motivación del Reglamento Situación Precedente Experiencia Internacional Situación Actual. Capítulo III: Análisis del Decreto Identificación de señales para los PMG y MGNC Aspectos pendientes o poco claros en la Reglamentación 3.3. Compatibilidad con la normativa vigente. Capítulo IV: Interés Potencial de los Participantes De pequeños Generadores en los modelos de negocios formulados en el decreto De distribuidores en los modelos de negocios formulados en el decreto. Capítulo V: Conclusiones Finales. Referencia. Informe Final 2 de 29 02/06/2006

3 Introducción Debido a la creciente demanda de energía que ha experimentado Chile en los últimos años y a la necesidad de aprovechar algunos medios de generación de electricidad que representan una alternativa de ampliación de las fuentes de generación de energía, surgió la idea de regular las condiciones de generación de los Pequeños Medios de Generación cuya fuente de energía inyectada no supere los 9 [MW] y de los Medios de Generación No Convencionales, cuyos excedentes de potencia no superen los 20 [MW], hecho que fue enfrentado por medio de la aprobación del Decreto Nº 244, Reglamento para Medios de Generación No Convencionales y Pequeños Medios de Generación. Con la publicación del Decreto Supremo Nº 244, las autoridades han abordado la regulación de las actividades de los pequeños medios de generación, en cuanto a sus precios y condiciones de conexión, lo cual busca generar un ambiente estimulante para ellos. Adicionalmente, con este nuevo reglamento se complementa lo establecido en la ley eléctrica en sus modificaciones del año 2004 y del 2005, abordando los siguientes elementos: 1. Incorporación de los agentes anteriormente mencionados a un sector de generación libre y competitivo, que opera en un mercado mayorista. 2. Acceso a precios y condiciones similares a las que optan las energías tradicionales. 3. Incentivos para la instalación, excluyendo de pago por sistema de transmisión. Lo anterior mejora las condiciones de acceso a financiamiento para este tipo de proyecto y estabiliza los ingresos esperados. Adicionalmente, el aumento del costo de la energía en Chile, sumado al descenso continuo de las inversiones en nuevas tecnologías, podría mejorar las expectativas para el desarrollo y la conexión de estos pequeños medios de generación. A continuación en los siguientes capítulos se detallará la nueva reglamentación que define el Decreto Nº 244, sus principales características e implicancias que posee para el sector eléctrico y energético. Informe Final 3 de 29 02/06/2006

4 Objetivos Objetivo General. - Analizar e identificar las nuevas disposiciones y oportunidades que plantea el Decreto Nº 244, Reglamento para Medios de Generación No Convencionales Y Pequeños Medios de Generación, para el sector eléctrico chileno por medio del análisis crítico del Reglamento. Objetivos Específicos. - Identificar las disposiciones generales que presenta el Decreto Supremo Nº Identificar las principales motivaciones que llevaron a la elaboración de éste. - Describir la situación precedente al desarrollo del actual reglamento. - Revisar experiencias internacionales, con respecto a la regularización e inserción al mercado de este tipo de medios de generación. - Analizar ambigüedades del reglamento. - Identificar interés potencial de participación de Pequeños Generadores y de Distribuidores en los modelos de negocios formulados en el decreto. Informe Final 4 de 29 02/06/2006

5 Presentación del Decreto Disposiciones Generales. Las disposiciones del presente reglamento se aplicarán a las empresas que posean medios de generación conectados y sincronizados a un sistema eléctrico y que se encuentren en alguna de las siguientes categorías: a) Pequeños Medios de Generación Distribuidos PMGD : Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9MW, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público. b) Pequeños Medios de Generación PMG : Medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a 9MW, conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o adicional. c) Medios de Generación No Convencionales MGNC : Medios de generación cuya fuente sea no convencional y sus excedentes de potencia suministrada al sistema sean inferiores a 20MW. Esta categoría no es excluyente de las anteriores. Los propietarios u operadores de los medios de generación tendrán derecho a vender la energía que evacuen al sistema al costo marginal instantáneo, así como sus excedentes de potencia al precio de nudo de la potencia, debiendo participar en las transferencias de energía y potencia establecidas en la Ley. Los CDEC, los concesionarios de servicio publico de distribución de electricidad o bien las empresas que posean líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso publico, deberán entregar toda la información que la Comisión Nacional de Energía requiera, en la forma y oportunidad que esta disponga, para dar cumplimiento con los requerimientos que se definen en el presente reglamento. Informe Final 5 de 29 02/06/2006

6 1.2. De los PMGD. Sin perjuicio del cumplimiento de las exigencias de seguridad y calidad de servicio vigentes, las empresas distribuidoras deberán permitir la conexión a sus instalaciones de los PMGD, cuando éstos puedan acceder a dichas instalaciones mediante líneas propias o de terceros. Las obras adicionales que sean necesarias para permitir la inyección de los excedentes de potencia de los PMGD deberán ser ejecutadas por las empresas distribuidoras correspondientes y sus costos serán de cargo de los propietarios de los PMGD. Para el cálculo de estos costos se considerarán tanto los costos adicionales en las zonas adyacentes a los puntos de inyección, como los ahorros de costos en el resto de la red de distribución. Las empresas distribuidoras deberán entregar toda la información técnica de sus instalaciones para el adecuado diseño y evaluación de la conexión de un PMGD, que les sea solicitada por empresas y particulares interesados para efectos del desarrollo de este tipo de proyectos de generación, en los plazos y en los términos que establece el presente reglamento y la normativa vigente. Del mismo modo, los interesados deberán entregar la información técnica que les sea solicitada por la respectiva empresa distribuidora. Para tal efecto, la Norma Técnica de Conexión y Operación, en adelante NTCO, establecerá formatos estándares tanto de solicitud como de entrega de información, de modo de facilitar la entrega integra y oportuna de esta. Un PMGD conectado a las instalaciones de una empresa distribuidora, adquiere la calidad de usuario de la red de distribución a la cual se conecta y le serán aplicables los derechos y obligaciones a que se refiere el presente reglamento y la normativa aplicable. Las empresas distribuidoras garantizarán el acceso de los PMGD a su red, con la misma calidad de servicio aplicable a los clientes finales sometidos a regulación de precios, o la que se haya pactado en los contratos de suministro suscritos por empresas que posean líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público, según corresponda, en la medida que la operación del PMGD se mantenga dentro de los límites establecidos en la NTCO respectiva. Los procedimientos, metodologías y requisitos técnicos para la conexión y operación de los PMGD serán establecidos en la NTCO. Esta norma establecerá al menos lo siguiente: a) Los requisitos mínimos para los dispositivos de protección, sincronización y medida que serán exigibles al propietario del PMGD para solicitar y ejecutar una conexión a instalaciones de la empresa distribuidora. b) La forma en que deberán operar los PMGD de manera que se cumplan las exigencias de seguridad y calidad de servicio vigentes. Informe Final 6 de 29 02/06/2006

7 c) Los procedimientos específicos a los que deberán sujetarse los propietarios de los PMGD y las empresas distribuidoras para autorizar la conexión de los medios de generación a su red y para autorizar las modificaciones a sus condiciones de operación. d) Los procedimientos que deberán seguir el propietario de un PMGD y la empresa distribuidora para la puesta en servicio de dicho PMGD. e) Los protocolos de pruebas a los que se deberán someter los PMGD, a fin de verificar las condiciones de su conexión a la red. Las empresas distribuidoras no podrán imponer a los propietarios de PMGD condiciones técnicas de conexión u operación diferentes a las dispuestas en la Ley y en las normas técnicas. Los interesados en conectar un PMGD deberán comunicar su intención a la respectiva empresa distribuidora, adjuntando lo siguiente: a) Características principales del PMGD. b) Identificación del interesado. c) Solicitud de información de las instalaciones de la empresa distribuidora, relevantes para el diseño, conexión y operación del PMGD. Copia de dicha comunicación deberá ser remitida por el interesado a la Superintendencia de Electricidad y Combustible, en adelante Superintendencia, dentro de los siguientes 3 días de su envío a la respectiva empresa distribuidora. La NTCO establecerá las características específicas respecto de la información que se solicite, así como también los formatos de información y los antecedentes mínimos que deberán ser aportados por la empresa distribuidora. Los propietarios u operadores de PMGD conectados a instalaciones de empresas distribuidoras, que deseen modificar las condiciones de conexión y operación, establecidas anteriormente, deberán informar de tal situación a la empresa distribuidora. Dicha comunicación podrá ser acompañada de una solicitud de información necesaria para evaluar el cambio de las condiciones previamente establecidas entre el propietario del PMGD y la empresa distribuidora. Copia de la comunicación enviada a la empresa distribuidora y de la respectiva solicitud de información, deberá ser remitida por el propietario del PMGD a la Superintendencia dentro de los siguientes 3 días de su envío a la respectiva empresa distribuidora. La empresa distribuidora deberá responder las solicitudes de información, en un plazo máximo de 15 días contados desde su recepción, incluyendo todos los antecedentes de sus instalaciones de distribución que resultan relevantes para el diseño, conexión y operación del PMGD. Previo a su conexión a las instalaciones de una empresa distribuidora o a la modificación de su operación, el interesado en desarrollar un PMGD deberá presentar ante la empresa Informe Final 7 de 29 02/06/2006

8 distribuidora respectiva, una Solicitud de Conexión a la Red, en adelante SCR, de acuerdo a lo especificado en la NTCO. Copia de la SCR deberá ser enviada a la Superintendencia y al CDEC que corresponda dentro de los 3 días siguientes a su presentación ante la empresa distribuidora. En un plazo máximo de dos meses contados desde la fecha de presentación de la SCR por parte del interesado o propietarios de un PMGD, la empresa distribuidora deberá remitir los Informes de Criterios de Conexión y de Costos de Conexión, con copia a la Superintendencia. La SCR se considerará aceptada si: - En el informe de Criterio de Conexión, la empresa distribuidora manifiesta su conformidad con los antecedentes incluidos en la SCR. - Las controversias entre la empresa distribuidora y el interesado o propietario de un PMGD han sido resultas y dicha resolución es favorable a la conexión del PMGD. La aceptación de la SCR tendrá una vigencia de 18 meses contados desde la recepción del Informe de Criterios de Conexión por parte del interesado o propietario de un PMGD. Antes de la entrada en operación de un PMGD, su propietario deberá informar a la Superintendencia el cumplimiento de los requisitos establecidos en la NTCO. Todo PMGD deberá coordinar la operación e intervención de sus instalaciones con la empresa distribuidora. Antes del 15 de diciembre de cada año, el propietario u operador de un PMGD deberá informar a la empresa distribuidora sobre el plan de mantenimiento del respectivo PMGD, para el siguiente año calendario. Toda maniobra que involucre la conexión o desconexión de un PMGD de la red, cualquiera sea el origen del requerimiento, deberá ser coordinada entre la empresa distribuidora y el propietario u operador del PGMD. Copia de las comunicaciones respectivas deberán ser enviadas a la DO del CDEC respectivo. Las empresas distribuidoras deberán implementar los procedimientos y metodologías que sean necesarios para la normal operación de un PMGD. El propietario u operador de un PMGD deberá en todo momento acatar las instrucciones de la empresa distribuidora que estén destinadas a resguardar la calidad y seguridad del servicio de la red de distribución, en los tiempos y condiciones establecidas por la empresa distribuidora. Los costos de conexión con cargo al propietario de un PMGD que desea conectarse a las instalaciones de una empresa distribuidora, se determinaran mediante un balance entre los Informe Final 8 de 29 02/06/2006

9 costos adicionales en las zonas adyacentes al PMGD y los ahorros por la operación del PMGD respectivo. El informe de costos de conexión deberá contener como mínimo un estudio del impacto del PMGD en la determinación de las siguientes componentes de costos: a) Costo fijo por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independiente de su consumo. b) Pérdidas medias de distribución en potencia y energía. c) Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución. Si como resultado del estudio de los costos se establece que los ahorros por operación de un PMGD no cubren la totalidad de los costos adicionales en las zonas adyacentes al PMGD, la empresa distribuidora deberá proponer al propietario del PMGD alternativas para el pago de los costos de conexión. La respectiva empresa distribuidora deberá incluir las alternativas de pago en el correspondiente informe de costos de conexión. La empresa distribuidora podrá solicitar al propietario del PMGD respectivos aportes financieros reembolsables para cubrir los costos adicionales en las zonas adyacentes al PMGD que no sean cubiertos por los costos de conexión. Todo PMGD operará con autodespacho. Lo anterior implica que el propietario u operador del respectivo PMGD será el responsable de determinar la potencia y energía a inyectar en la red de distribución en la cual está conectado. Se considerará que los PMGD no disponen de capacidad de regulación de sus excedentes. Sin perjuicio de lo anterior, y para efectos de la programación de la operación global del sistema eléctrico así como de la determinación de las correspondientes transferencias entre generadores, el propietario u operador de un PMGD deberá coordinar dicha operación tanto con la empresa distribuidora como con el CDEC respectivo. Los propietarios u operadores de un PMGD tendrán derecho a participar de las transferencias de energía y potencia entre empresas eléctricas que se encuentren sujetan a la coordinación del CDEC. Para tal efecto, deberán solicitar a la DO del CDEC que corresponda, la inclusión en el respectivo balance de inyecciones y retiros. Pasa el caso de las transferencias de potencia, se deberán aplicar las disposiciones que establezca la reglamentación vigente para dichas transferencias. Para efectos del balance de inyecciones y retiros, el CDEC respectivo deberá referir las inyecciones de energía y potencia de un PMGD a la barra de más alta tensión de la subestación de distribución primaria asociada a dicho medio de generación. Informe Final 9 de 29 02/06/2006

10 El propietario u operador de un PMGD incluido en los balances de inyecciones y retiros podrá optar a vender su energía al sistema a costo marginal instantáneo o a un régimen de precio estabilizado, opción que deberá ser comunicada al CDEC respectivo al menos 6 meses antes de la entrada en operación del PMGD. El período mínimo de permanencia en cada régimen será de 4 años y la opción de cambio de régimen deberá ser comunicada al CDEC con usa antelación mínima de 12 meses. En cada balance de inyecciones y retiros, el CDEC respectivo deberá considerar que los precios estabilizados con los cuales se deberán valorizar las inyecciones de energía de cada PMGD que haya optado por dichos precios, corresponderán al precio de nudo de la energía aplicable a las inyecciones de los PMGD que sean fijados mediante la dictación del decreto tarifario a que se refiere el Articulo 103 de la Ley. La Comisión publicará en su sitio de domino electrónico los precios que resulten de la aplicación del decreto señalado dentro de los cinco días siguientes a su publicación en el Diario Oficial. Independiente del régimen de precios de la energía al cual haya optado el propietario del PMGD, en cada balance de inyecciones y retiros, el CDEC respectivo deberá considerar que los precios con los cuales se deberá valorizar las inyecciones de potencia, corresponderán al precio de nudo de la potencia aplicable a las inyecciones de los PMGD que sean fijados mediante el decreto señalado en el incito precedente. Del mismo modo, los retiros o compromisos que estén asociados al PMGD deberán informarse al CDEC para ser incluidos en el balance de inyecciones y retiros, y serán valorizado con el mismo régimen de precios utilizado para valorizar las inyecciones de energía y potencia. Los propietarios u operadores de los PMGD que participen en las transferencias de energía y potencia entre empresas eléctricas que se encuentren coordinadas por un CDEC, deberán concurrir al pago de los costos de transmisión asociados al uso que sus medios de generación hacen de los sistemas de transmisión troncal, subtransmisión y de transmisión adicionales conforme a la legislación vigente. Sin perjuicio de lo anterior, los propietarios de los PMGD que además sean MGNC estarán exceptuados del pago total o de una porción de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación hacen de los sistemas de transmisión troncal. El uso que la inyección de los excedentes de potencia suministrables al sistema por un PMGD hace de las instalaciones de las empresas de distribución no da lugar al pago de peajes. Los PMGD que hagan uno de las instalaciones de un concesionario de servicio público de distribución para dar suministro a usuarios no sometidos a regulación de precios ubicados dentro de la zona de concesión del concesionario, deberán pagar un peaje de distribución determinado de acuerdo a lo establecido en el Articulo de la Ley. Informe Final 10 de 29 02/06/2006

11 1.3. De los PMG. Los PMG están conectados a un sistema eléctrico, a través de instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o adicional. Los PMG tienen por tanto el carácter de entidades sujetas a coordinación del CDEC respectivo, debiendo ceñirse para tal efecto a las normas y procedimientos que rigen el funcionamiento de dicho organismo coordinador. El interesado o propietario de un PMG deberá comunicar su interconexión a un sistema eléctrico con una anticipación mínima de 6 meses. Dicha comunicación deberá ser enviada al CDEC en la forma que éste determine. El CDEC podrá solicitar la información que estime pertinente respecto de las instalaciones del PMG, de acuerdo a los procedimientos y exigencias generales aplicables a las instalaciones de generación y transmisión del respectivo sistema. Todo PMG deberá coordinar su operación con el CDEC respectivo, de acuerdo a las normas y procedimientos que rigen el funcionamiento de dicho organismo coordinador así como las demás condiciones establecidas en el presente título. Los propietarios u operadores de un PMG cuya fuente sea no convencional, podrán optar por operar con autodespacho. Lo anterior implica que propietario u operador del respectivo PMG que esté en dicha condición, será el responsable de determinar la potencia y energía a inyectar al sistema. Se considerará que los PMG que opten operar con autodespacho no disponen de capacidad de regulación de sus excedentes. Los propietarios u operadores de un PMG tendrán derecho a participar de las transferencias de energía y potencia entre empresas eléctricas que se encuentren sujetan a la coordinación del CDEC, a través del respectivo balance de inyecciones y retiros, conformen a los procedimientos generales vigentes para tal efecto. Para el caso de las transferencias de potencia, se deberán aplicar las disposiciones que establezca la reglamentación vigente para dichas transferencias. El propietario de un PMG podrá optan a vender su energía al sistema a costo marginal instantáneo o a un precio estabilizado, opción que deberá ser comunicada al CDEC respectivo al menos 6 meses antes de la entrada en operación del PGM. El período mínimo de permanencia en cada régimen será de 4 años y la opción de cambio de régimen deberá ser comunicada al CDEC con una antelación minina de 12 meses. En cada balance de inyecciones y retiros, el CDEC respectivo deberá considerar que los precios estabilizados con los cuales se deberán valorizar las inyecciones de energía de cada PMG que haya optado por dicho régimen, corresponderán al precio de nudo de la energía aplicable a las inyecciones de los PMG que sean fijados mediante la dictación del decreto tarifario a que se refiere el artículo 103 de la Ley. Una vea dictado dicho decreto, la Comisión publicará en su sitios de dominio electrónico los precios que resulten de la aplicación del mismo. Informe Final 11 de 29 02/06/2006

12 Independiente del régimen de precio de la energía al cual haya optado el propietario del PMG, en cada balance de inyecciones y retiros, el CDEC respectivo deberá considerar que los precios con los cuales se deberán valorizan las inyecciones de potencia, corresponderán al precio de nudo de la potencia aplicable a las inyecciones de los PMG que sean fijados mediante el decreto señalado en el incito precedente. Del mismo modo, los retiros o compromisos que estén asociados al PMG deberán informarse al CDEC para ser incluidos en el balance de inyecciones y retiros, y serán valorizados con el mismo régimen de precios utilizado para valorizar las inyecciones de energía y potencia. Los propietarios de los PMG deberán concurrir al pago de los costos de transmisión asociados al uso que sus medios de generación hacen de los sistemas de transmisión troncal, subtransmisión y de transmisión adicionales conforme a la legislación vigente. Sin perjuicio de lo anterior, los propietarios de los PMG que además sean MGNC estarás exceptuados del pago total o de una porción de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación hacen de los sistemas de transmisión troncal, conforme a lo establecido en el Artículo 71 de la Ley. Informe Final 12 de 29 02/06/2006

13 1.4. De los MGNC. Para efectos de clasificar a un MGNC se consideraran como fuentes no convencionales a las siguientes energías: a) Energía hidráulica de cursos de agua: energía potencial y cinética del agua obtenida por medio centrales hidroeléctricas de potencia inferior a kilowatts. b) Energía geotérmica: corresponde a aquella que se obtenga del calor natural de la tierra, que puede ser extraída del vapor, agua. gases, excluidos las hidrocarburos, o a través de fluidos inyectados artificialmente para este fin. c) Energía solar: energía obtenida en forma directa de la radiación solar d) Energía eólica: energía cinética del viento. e) Energía de los mares: toda forma de energía hidráulica producida por el movimiento de las mareas (mareomotriz), de las olas y de las corrientes, así como cualquier otra forma de energía proveniente de los mares. f) Energía obtenida de la biomasa: es la obtenida de cualquier tipo de materia orgánica y biodegradable de origen vegetal o animal que puede ser usada directamente como combustible o convertida en otras fuentes energéticas líquidas o gaseosas antes de la combustión. La biomasa será considerada como fuente no convencional si resulta incluida en alguna de las siguientes categorías: a) Productos, subproductos y residuos forestales, tales como leña, carbón vegetal, ramas, restos de podas y de cosechas. b) Residuos de la industria primaria y secundaria de la madera, tales como aserrín, virutas, cortezas y restos de maderas. c) Subproductos y residuos de la industria de la celulosa y del papel, tales como, licor negro, lodos y gases provenientes de plantas de tratamientos de residuos sólidos y líquidos. d) Residuos agrícolas, tales como restos de cultivos herbáceos, frutícolas y de cereales, pastos, plantas verdes y otros e) Residuos de industrias agroalimentarias, tales como cáscaras, cuescos, semillas, hollejos, lodos y gases provenientes de plantas de de tratamientos de residuos sólidos y líquidos. f) Residuos de la industria ganadera y de crianza de animales, tales como purines, estiércol, residuos de animales muertos, sangre, huesos, pieles. g) Residuos de plantas de tratamiento de aguas servidas urbanas e industriales, tales como lodos y gases resultantes del tratamiento. h) Residuos urbanos producidos por los sectores residencial, comercial y público, los cuales son recolectados para tu disposición en un relleno sanitario i) Cualquier tipo de biomasa cultivada para fines energéticos. Sin perjuicio de lo expresado en el artículo precedente, las instalaciones de cogeneración que utilicen calor residual de un proceso térmico independiente a la actividad de Informe Final 13 de 29 02/06/2006

14 cogeneración, estarán exceptuadas de acreditar el rendimiento energético señalado, para ser clasificadas como MGNC. La norma técnica respectiva establecerá las condiciones que deberán cumplir la actividad de cogeneración y el uso del calor residual del proceso térmico señalado. Los propietarios de los MGNC estarán exceptuados del pago total o de una porción de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación hacen de las instalaciones de transmisión troncal del respectivo sistema. Para efecto de la determinación de la exención señalada en el artículo precedente, los excedentes de potencia suministrados al sistema serán determinados por la DP, del CDEC respectivo, en el correspondiente punto de conexión del MGNC. El monto correspondiente a la suma de la exención de peajes de todos los MGNC será pagado por las demás empresas que efectúan inyecciones de energía al sistema a prorrata de dichas inyecciones, las cuales corresponderán a inyecciones promedio de energía según despacho proyectado en el periodo para el que se realiza el cálculo de peajes. Informe Final 14 de 29 02/06/2006

15 Antecedentes 2.1. Motivación del Reglamento El desarrollo del presente decreto surge con el fin de reglamentar la participación de medios de generaciones no convencionales, cuyas fuentes de generación sean inferiores a 20 MW y de pequeños medios de generación, cuya potencia suministrada al sistema no supere los 9 MW, debido a la necesidad de enfrentar la creciente demanda de energía que ha experimentado Chile en los últimos años, utilizando nuevas alternativas de fuentes de generación. Por otro lado, el desarrollo de esta reglamentación busca estimular la incorporación de nuevos medios de generación al sistema eléctrico del país, por medio de definiciones de detalles de las modificaciones realizadas por las leyes y , mejorando de esta forma las condiciones de participación de estos medios. Para lograr este estímulo el decreto complementa las modificaciones incorporadas a través de estas leyes, estableciendo los mecanismos específicos que se requerían para materializar la participación de los interesados en desarrollar inversiones asociadas a la incorporación de estos medios. Informe Final 15 de 29 02/06/2006

16 2.2. Situación Precedente. El Mercado energético chileno posee una estructura abierta, compuesta por tres agentes de mercados independientes entre si, los cuales son Agentes de Generación, Transmisión y Distribución. En el caso del sector de generación éste se concibe como un mercado libre y competitivo, que opera en un mercado mayorista bajo un despacho económico. Las inversiones que se desarrollan en este sector son de iniciativa privada y no existe obligatoriedad de inversiones. El sistema eléctrico chileno tiene una potencia total instalada de MW, de los cuales 60,5% son centrales termoeléctricas, 39,4% hidroeléctricas y sólo el 0,017% proviene de energías renovables no convencional (ERNC), participación notoriamente marginal. Dentro de las energías renovables no convencionales más desarrolladas en nuestro país se encuentra la energía microhidráulica con un 48,5% de participación, seguido por la energía solar con un 46,3%, detalle que se puede observar en la figura 1. Figura N 1: Participación de las ERNC. Fuente: CNE. Esta escasez de participación se mantuvo, hasta que se efectuaron las modificaciones definidas en las leyes y , las cuales por primera vez puntualizan un trato diferenciado para los MGNC y para los PMG. Antes de las modificaciones de la Ley , las opciones de comercialización de las pequeñas empresas de generación estaban limitadas solo a la venta a empresas distribuidoras o a través de convenios con grandes empresas generadoras. El interés que originó el desarrollo e integración de las energías no convencionales se basa en dos motivos principales: Informe Final 16 de 29 02/06/2006

17 - Estas tecnologías permiten la utilización de un recurso energético adicional y, al mismo tiempo, contribuyen a diversificar la base energética del país. - En muchos casos reducen el impacto ambiental respecto de las tecnologías convencionales de producción energética. Las modificaciones del DFL 1/82 que introdujeron las leyes y son las siguientes: Modificaciones de la Ley (artículos 71-7 y 91) Las modificaciones que incorporaba esta ley apuntaban a mejorar la viabilidad técnica y económica de proyectos pequeños con energías no convencionales. A continuación se mencionan algunas de sus disposiciones: - Se asegura el derecho a la venta de energía a costo marginal y potencia a precio de nudo en el mercado mayorista (spot) a cualquier generador independiente de su tamaño. - Se establecen condiciones no discriminatorias para los pequeños generadores (< 9 MW y < 20 MW) que participen en ese mercado, permitiéndoseles un tratamiento comercial con menor riesgo en sus flujos de ingreso (estabilización de precios). - Se da certeza jurídica de acceso a las redes de distribución para evacuar la energía generada por generadores < 9MW. - Se libera total o parcialmente del pago de peajes de transmisión troncal para las fuentes no convencionales < 20MW. - Se establece subsidio cruzado en pago de peaje troncal para fuentes no convencionales. Posteriormente con mediante la Ley se establece las siguientes modificaciones: Modificaciones de la Ley (artículo 96 ter): - Un derecho a suministrar a las empresas distribuidoras para los propietarios de medios de generación no convencionales. - El monto de los suministros está limitado al 5% de la demanda de los clientes regulados de las empresas distribuidoras. - Se entiende que el precio al que la distribuidora compre la electricidad a MGNC pasaría a formar parte de la canasta de precios con que se calcula el precio finalmente traspasado al usuario final por las distribuidoras. Además se entiende que estará limitado al precio máximo para licitaciones de empresas distribuidoras que se establezca en cada fijación tarifaria de precios de nudo. Las condiciones más importantes que definieron estas modificaciones son: derecho a participar en mercado spot y acceso a redes de distribución y transmisión, condición definida por la Ley y derecho de suministro a empresas distribuidoras en condiciones establecidas en la Ley, lo cual fue establecido por medio de la Ley Si bien estas modificaciones definieron nuevas condiciones de negociación de estos medios de generación, aún existían aspectos que requerían un mayor nivel de detalle para hacer Informe Final 17 de 29 02/06/2006

18 factible la participación de los agentes interesados en estas tecnologías el mercado energético, tales como: - Falta de definición de plazos para efectuar solicitudes de información entre los pequeños medios de generación o los medios no convencionales y las empresas distribuidora, para la conexión al sistema. - No existencia de formatos estándar de solicitud y entrega de información. - Falta de definición de información mínima que deben poseer los informes de costos de conexión, los cuales justifican la conveniencia de aceptar la instalación de estos medios de generación. - Indefinición de los mecanismos de estabilización de precios (esto es lo más importante). La ley 19,940 lo dejó a reglamento. - Falta de procedimientos de detalle para participar en el CDEC. Con el fin de aclarar estos aspectos se desarrollo del decreto en estudio, el cual complementaba y entregaba nuevas definiciones para la operación e ingreso de estos medios de generación al mercado eléctrico chileno. Informe Final 18 de 29 02/06/2006

19 2.3. Experiencia Internacional. En la sociedad actual, la energía se ha convertido en un bien muy preciado, de tal forma que, en cierto modo, buena parte de las relaciones internacionales esta regida por el dominio y control de las fuentes energéticas y de los procesos de aprovechamiento de las mismas. En el momento presente, dada la utilización excesiva e irracional de dichas fuentes, se esta produciendo un fuerte impacto en el medio ambiente. El campo de la energía, como el de su impacto medioambiental, esta muy presente en la sociedad mundial actual, debido al creciente aumento del consumo de energía. Las fuentes de energía tradicionales son agotables y algunas de ellas inciden notablemente en el deterioro del medioambiente, por ello, la mayoría de los países altamente industrializados miran con esperanza la utilización de fuentes energéticas no convencionales, las cuales además de no agotarse, no contaminan, ni degradan el medio. La preocupación de utilizar fuentes de energía no tradicionales ha llegado incluso a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, donde se establece una estructura general para los esfuerzos intergubernamentales encaminados a resolver el desafío del cambio climático. Esta Convención reconoce que el sistema climático es un recurso compartido cuya estabilidad puede verse afectada por actividades industriales y de otro tipo que emiten dióxido de carbono y otros gases que retienen el calor. A la vez reconoce que todos los países, especialmente los países en desarrollo, necesitan tener acceso a los recursos necesarios para lograr un desarrollo económico y social sostenible, y que para avanzar hacia esa meta necesitarán aumentar su consumo de energía. Ante esto los países integrantes de la Convención Marco se han comprometido a realizar investigaciones, promoción, desarrollo y aumento del uso de formas nuevas, no convencionales y renovables de energía, utilizando si es necesario tecnologías avanzadas y novedosas que sean ecológicamente racionales. Son muchas las centrales de Europa y EEUU que están funcionando con fuentes de energía no tradicionales y hasta ahora sus condiciones de operación han sido muy exitosa. Este es el caso de Alemania, Finlandia, Reino Unido, Suecia y en menor medida Holanda, Bélgica, Italia y Noruega. Para el caso del Mercado Europeo, ya desde los años 90 se ha preocupado de aumentar la potencia instalada proveniente de energías no convencionales, desarrollando a la vez un marco legal apropiado que ha permitido la utilización de medios de generación no convencionales. Otro ejemplo de países que han optado por medios de generación no convencionales es Portugal, en donde un consorcio presenta una propuesta global de millones de dólares para generar MW de energía eólica. En España la compañía Acciona señala que invertirá más de millones de dólares en proyectos sostenibles, en particular energías renovables; y en Gran Bretaña el Ministro de Finanzas anuncia que destinará Informe Final 19 de 29 02/06/2006

20 millones de dólares para desarrollar ERNC. Una empresa de Francia, informó que instalaría tres parques eólicos con una potencia total de 32,5 MW, por un valor de 30 millones de dólares. Brasil espera instalar para fines de este año MW de energía eólica, microhidráulica y biomasa gracias al éxito obtenido con la legislación Proinfa adoptada recientemente. El año pasado el gobierno chino aprobó la Ley de Energías Renovables, que fija una meta de MW de potencia eólica instalada en todo el país para el Para cumplir con el Protocolo de Kyoto, la Unión Europea dictaminó que sus países miembros deben doblar la proporción de energías no fósiles en sus respectivas matrices, aumentando el consumo esperado de ERNC de 14% al 22% en el Las recientes estadísticas provenientes de Alemania muestran que éste país ya ha logrado llegar al 10.2% del consumo eléctrico en el país y con una capacidad instalada de MW. En los últimos 5 años, la industria eólica ha crecido 28% por año en más de 50 países y en total las ERNC ya tienen MW instalados, de los cuales MW se encuentran en países en desarrollo lo que representa el 4% de la capacidad eléctrica mundial. Las principales razones que han permitido este crecimiento sostenido han sido las políticas de promoción en 48 países (14 de los cuales son países en desarrollo), permitiendo que los costos de generación de la energía eólica, geotérmica, micro hidráulica y biomasa, puedan llegar a situarse en el rango de los 2-5 centavos de dólar por kwh y esto sin considerar las externalidades que provoca la utilización de los combustibles fósiles. Como se puede observar gran parte de la sociedad mundial, ha comenzado a aplicar mecanismos de estímulos de uso de energías no convencionales, con el fin de ampliar la matriz energética de los países y para cuidar el medio ambiente. También se puede ver que la utilización de estos nuevos recursos, generan grandes beneficios y ahorros para los países ya que los recursos con que se genera este tipo de energía, en la mayoría de los casos son más económicos o en algunos casos gratis, como es el caso del viento o la energía solar. Informe Final 20 de 29 02/06/2006

21 2.4. Situación Actual Como se definió anteriormente, con las modificaciones realizadas con las leyes y , las energías no tradicionales y los pequeños medios de generación reciben los primeros estímulos para su desarrollo. Sin embargo, varios puntos fueron dejados para reglamentar. Con la aprobación del Decreto Nº 244, estos medios de generación, cuentan con un reglamento más detallado, que establece condiciones concretas para los procesos de negociación, financiamiento y operación. Con este decreto se define: - Un marco reglamentario y económico similar al que regula a las energías tradicionales. - Derecho a participar como agente generador en el CDEC y posibilidad de vender su energía al sistema a costo marginal instantáneo o a un régimen de precio estabilizados, opción que deberá ser comunicada al CDEC. - Definiciones similares al momento de competir en condiciones de calidad y precios. Se definen procedimientos para la determinación de precios cuando los medios de generación se conectan directamente a instalaciones de distribución y se exige la misma calidad para todos los generadores. - Se definen mecanismos de estabilización de precios aplicable a la energía inyectada por medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrable al sistema eléctrico no superen los 9 MW y la forma en que se realiza el despacho y la coordinación de estos medios de generación por el Centro de Despacho Económico de Carga, CDEC. - Define que las empresas distribuidoras deberán permitir la conexión a sus instalaciones de los PMGD, cuando éstos puedan acceder a dichas instalaciones mediante líneas propias o de terceros. - Formaliza la entrega de información de las Distribuidoras a los medios de generación interesados, definiendo formatos estándares de solicitud y entregar de información por estos agentes. - Flexibilidad de condiciones de pago en los casos de que los ahorros por operación de un PMGD no cubren la totalidad de los costos adicionales en las zonas adyacentes al PMGD. En estos casos la empresa distribuidora deberá proponer alternativas para el pago de los costos de conexión. - Se formaliza la metodología de determinación de costos y se definen informes estándares de declaración de costos asociados a la instalación de los medios de generación interesados. - Definición de medios de comunicación sobre las operaciones de los agentes relacionados y fijación de plazos máximos de recepción y entrega de información. - Se libera total o parcialmente del pago de peajes de transmisión troncal para las fuentes no convencionales < 20MW. Con la Ley se establece por primera vez un trato diferenciado a las ERNC y con la Ley se refuerza esta diferenciación. Pero es por medio del presente decreto en estudio, que se le otorga mayor definición y estímulos a los grupos de generadores, abriendo el mercado a nuevos actores y financistas. Informe Final 21 de 29 02/06/2006

22 La principal definición de este reglamento corresponde a la eliminación de potenciales barreras de entrada, las cuales limitaban el desarrollo de PMGD, PMG y MGNC. Algunas acciones tomadas que permitieron abrir estas barreras son: 1. Perfeccionamiento del mercado para asegurar el principio de libre acceso, a través de modificaciones legales y reglamentarias. 2. Incorpora en la normativa aquellos elementos que permiten la integración armónica de las PMGD, PMG y MGNC al mercado y sistema eléctrico. 3. Mejorar el conocimiento respecto: - A procedimientos de obtención de Costos. - Datos de operación del sistema. - Modalidades de negocios y fuentes de financiamiento. 4. Apertura del mercado de generación a nuevos inversionistas y financistas. Antes de estas modificaciones, la participación de estos medios de generación era bastante inferior, pero se espera que con las recientes modificaciones normativas, el descenso en los costos de inversión y el aumento del precio de la energía, que estas participación aumente. En el siguiente gráfico se puede observar el aumento que ha presentado los precios de nudo de la energía, para ambos sistemas interconectados del país. Informe Final 22 de 29 02/06/2006

23 Análisis del Decreto 3.1. Identificación de señales para los PMG y MGNC. Como ocurre con el desarrollo de todo reglamento, las leyes o modificaciones que se realizan a las normativas buscan definir ciertas señales que estimulen a los mercados. Los tipos de señales que pueden entregar las reglamentaciones pueden ser de tipo económicas, de inversión, tecnológicas, políticas, reglamentarias, indirectas, etc. En el mercado eléctrico se trabaja principalmente en base a señales económicas de precio y en el caso del presente decreto en estudio, claramente se observa que se busca incentivar a los Pequeños Medios de Generación y a los Medios de Generación No Convencionales, por medio de la definición de estabilización de los precios de venta, lo que viene a ser una señal económica. Las señales económicas que se pueden observar en este reglamento son: definición de estabilización de precios de la energía y la exención de peajes de transmisión a los pequeños medios de generación y los medios no convencionales. Una segunda señal claramente identificable corresponde a las Señales Reglamentarias, la cual apunta a desarrollar y mejorar las condiciones de las centrales que utilicen medios de generación no convencionales, definiendo todos los tipos de energías no convencionales que se ven beneficiadas con la aprobación de este reglamento. También se observa Señales de Inversión, ya que al definir una metodología de estabilidad en los precios de venta de la energía de estos medios de generación, se estimula indirectamente al inversionista a participar en el financiamiento y desarrollo de estos medios de generación. De hecho, uno de los fines de este reglamento es abrir el mercado de generación de los PMGD, PMG y MGNC a nuevos inversionistas y financistas. Otra señal claramente identificada en este reglamento son las Señales de Desarrollo Tecnológico, ya que la creación de este reglamento apunta específicamente a la inserción y regulación de Pequeñas Centrales Generadoras y de Medios de Generación No Convencionales al sistema eléctrico. Es decir claramente se están dando señales con respecto a la tecnología de generación a desarrollar y el tamaño que deben tener para poder optar a las condiciones definidas en este reglamento. Cabe mencionar que en complemento a la aprobación del presente reglamento, el gobierno en el último tiempo ha enviado claras señales políticas de apoyo y estimulación a los agentes del mercado eléctrico a participar en el desarrollo e implementación de este tipo de medios de generación, por medio de publicaciones realizadas por la Comisión Nacional de Energía, la cual ha lanzado propuestas para desarrollar este tipo de inversión, comprometiéndose a entregar ayuda política y económica a los participantes. Informe Final 23 de 29 02/06/2006

24 Lo importante de las señales que se plantean por medio de la aprobación del presente reglamento, es que ellas se mantengan estabilidad en el tiempo, para otorgarle real seguridad a los participantes de desarrollar e implementación estas nuevas alternativas de generación. Informe Final 24 de 29 02/06/2006

25 3.2. Aspectos pendientes o poco claros en la Reglamentación El artículo transitorio 5 del DS 244 establece que los agentes participarán del financiamiento y composición del CDEC, cuestión que será reglamentada más adelante. Claramente esta indefinición puede ser relevante para definir la entrada de un nuevo agente pequeño pues podría implicar un costo significativo que hoy no se conoce. El DS 244 hace referencia a un régimen de precios de nudo aplicables a los PMG y PMGD, los cuales aparentemente corresponden a los mecanismos de estabilización para el precio de la energía señalados por el artículo 91 del DFL 1/82. Al respecto, no existe claridad sobre lo que representará dicho precio finalmente. Desde la perspectiva del derecho a inyectar a costo marginal de energía establecido por las nuevas disposiciones, una alternativa es que este precio corresponda a un costo marginal estabilizado, similar por ejemplo al precio de nudo sin banda que calcula la CNE semestralmente, otra alternativa es el precio de nudo con banda, otra puede ser el precio de nudo máximo establecido para las licitaciones de empresas distribuidoras, y por supuesto, también existe la posibilidad de otras señales diversas. Por último, el artículo 42 y 55 establecen un régimen de reliquidaciones que debe aplicar el CDEC con motivo de la consideración del régimen de precios estabilizados. Una interpretación lógica de estas disposiciones sugiere que tales reliquidaciones se refieren a las que podrían derivarse de las diferencias entre el precio estabilizado y el costo marginal, en orden a reestablecer el derecho a inyectar a costo marginal de energía que es el que otorga la ley. En efecto, de no existir una reliquidación de este tipo, podrían generarse subsidios desde el sector generación hacia estos nuevos agentes, que no han sido establecidos en la ley (art. 91 DFL 1/82) a diferencia de lo que ocurre con la excepción de pago de los peajes troncales en donde la ley estableció un subsidio en forma explícita para estos agentes. Informe Final 25 de 29 02/06/2006

26 3.3. Compatibilidad con la normativa vigente. Si se realiza una comparación de la normativa existente antes de las modificaciones de las leyes , y el decreto Nº 244, podemos ver que no existían diferencias entre las energías tradicionales de generación y los PMG o MGNC. Esto se debe a que antes de incorporar perfecciones al marco regulatorio, la Ley Eléctrica no presentaba ninguna diferenciación de trato y estímulos hacia estos medios de generación. Con la incorporación del presente decreto en estudio a la normativa vigente que regula a los agentes del mercado eléctrico, podemos observar que si bien la presente normativa beneficia en varios puntos a los medios de generación no convencionales o a los pequeños medios de generación, sin alterar las condiciones de operación o de precios de los otros medios de generación, estos beneficios afectan las antiguas condiciones de los otros agentes. Por ejemplo, el presente decreto libera total o parcialmente del pago de peajes de transmisión troncal para a los propietarios de los PMGD que además sean MGNC y traspasa el pago de estos montos a los demás agentes del mercado eléctrico. Es decir, los beneficios definidos para ciertos tipos de participantes no son compartidos por todos y en algunos casos estos beneficios deben ser financiados por otros medios de generación. Otro ejemplo de una incompatibilidad de los efectos de este decreto, corresponde a aquellos casos en el estudio de los costos desarrollado se establece que los ahorros por operación de un PMGD no cubren la totalidad de los costos adicionales en las zonas adyacentes al PMGD, entonces la empresa distribuidora deberá proponer al propietario del PMGD alternativas para el pago de los costos de conexión. Con este ejemplo, se puede ver que nuevamente, otros agente del mercado de generación, deben entregar facilidades pago a estos medios, cambiando las antiguas políticas de pago. Por otro lado, existen puntos donde la aplicación de este reglamento, determina igualdad de condiciones entre los generadores tradicionales y los beneficiados por el presente decreto. Por ejemplo en el caso de las formas de negociación en el CDEC, son iguales para todos los participantes y la información que se deben entregar al CDEC para realizar los balances de inyecciones y retiros. Informe Final 26 de 29 02/06/2006