V A L O R Y G E S T I Ó N

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1 INFORME FINAL Estudio: Diseño de un Mecanismo de Incentivo para fomentar el desarrollo de Proyectos de Generación de Electricidad a nivel de Distribución V A L O R Y G E S T I Ó N

2 INFORME FINAL Estudio: Diseño de un Mecanismo de Incentivo para fomentar el desarrollo de Proyectos de Generación de Electricidad a nivel de Distribución REV. FECHA PREPARO REVISO APROBO DESCRIPCIÓN M.S.M. L.C.B P.F.D. Para revisión de la Subsecretaría VALGESTA ENERGÍA S.A. Alonso de Córdova Nº 5900 Piso 4, Of. 402 Las Condes Santiago Chile Tel: (+562) de Agosto de 2013 EL PRESENTE INFORME HA SIDO ELABORADO POR VALGESTA ENERGÍA, PARA LA SUBSECRETARIA DE ENERGÍA QUIEN LO RECIBE Y ACEPTA PARA SU USO. P REP AR AD O P AR A: SUBSECRETARIA DE ENERGÍA 2 M I NISTE RIO DE ENERGÍ A TW I TTE ALGES T A

3 RESUMEN EJECUTIVO El presente informe corresponde al Informe final del Estudio Diseño de un Mecanismo de Incentivo para Fomentar el Desarrollo de Proyectos de Generación de Electricidad a Nivel de Distribución. El objetivo general de este estudio es diseñar un mecanismo de incentivo para fomentar el desarrollo de proyectos de generación de electricidad que puedan hacer uso del derecho que establece la Ley N (en adelante la Ley), que regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras a escala pequeña para inyectar la energía que generen a la red de distribución a través de los respectivos empalmes. Para lograr cumplir este objetivo el estudio se dividió en tres etapas. En la primera etapa del presente estudio se realizó una revisión de la experiencia internacional, donde en base al conocimiento y experiencia del equipo consultor, se preseleccionaron distintas experiencias internacionales, consideradas relevantes en el desarrollo de generación distribuida a pequeña escala (Residencial, Comercial e Industrial). Finalmente, un grupo de ellas fueron escogidas dentro de las experiencias internacionales para su posterior análisis, en función de criterios orientados en la dependencia energética en Chile, como similitud en la operación del mercado eléctrico y normativas para el desarrollo de las energías renovables. Entre estas experiencias internacionales escogidas, la que más se destaca es el caso de Alemania, ya que su sistema principalmente está enfocado en un Modelo de tipo Net Billing, el que permite al consumidor (cliente) obtener una prima asociada a los excedentes de producción, sumado esto, al hecho de que el autoconsumo constituye en sí mismo un ahorro para el cliente. En Alemania la energía generada fotovoltaico en el sector residencial es de aproximadamente GWh y la energía total del sistema sería de GWh, el porcentaje asociado al residencial es de 7,56%, si se considera este mismo porcentaje para la realidad chilena la que posee en sus sistemas interconectados SIC y SING un consumo de aproximadamente GWh para clientes regulados y libres, la energía producida con tecnología fotovoltaica para el segmento residencial considerando el porcentaje del 7,56% sería del orden de GWh/año. A continuación se identificaron y caracterizaron técnica y económicamente cada una de las tecnologías que se pueden aplicar a la Ley, con lo cual se realizó un filtro para definir cuáles son las tecnologías más adecuadas y apropiadas con las que se pueda diseñar el mecanismo de incentivo. 3 TW I TTE ALGES T A

4 Tabla 1: Matriz Complejidad Tecnologías ENRC. Fuente: Elaboración Propia Como resultado del análisis, bajo todos los criterios analizados, la tecnología fotovoltaica, seguida por la biomasa/biogás y la Cogeneración son las tecnologías que del análisis efectuado y a juicio del equipo Consultor representan los más bajos niveles de complejidad. Por este motivo se recomendó, como primer punto desarrollar el resto del trabajo centrados principalmente a estas tecnologías. Independientemente de lo anterior y de las tecnologías propuestas, se realizó la estimación cuantitativa del tamaño potencial del mercado representativo para cada oportunidad de desarrollo identificado, por tipo de tecnología. Al realizar esta estimación, se vuelve a ratificar que las tecnologías a desarrollar en el resto del estudio son las ya señaladas, dejando fuera la tecnología eólica y micro hidráulica, principalmente dada la Matriz Complejidad Tecnologías ERNC. A continuación se elaboraron los modelos de negocios más adecuados para rentabilizar un proyecto de autoconsumo y venta a la red de distribución, los que una vez desarrollo todo el Estudio se consideraron como los más adecuados fueron los siguientes: Modelo de Negocios Individual Residencial. Modelo de Negocios Individual Comercial/Industrial. Modelo de Negocios Grupal Residencial. Modelo de Negocios Grupal Comercial/Industrial. 4 TW I TTE ALGES T A

5 Lo anterior dado que el Modelo de Promotor es un tipo de modelo que complementa y apoya el desarrollo de los otros modelos señalados. Finalmente el último objetivo específico a desarrollar consideró la valorización de la energía generada, tanto para autoconsumo como para la inyección de excedentes a la red de distribución, luego la suma de estas dos componentes se definió como Ahorro del Usuario. Para ello, se describe la metodología planteada por la Ley con el Reglamento preliminar de Octubre de 2012, con el fin de identificar las aristas relevantes de la metodología programada. Una vez identificada la metodología, se desarrolla en esta etapa, un modelo a nivel referencial, que representa la operación de un sistema de autoconsumo, permitiendo emular la valorización de la energía autogenerada y los excedentes inyectados. A continuación se presenta un ejemplo asociado a algunas comunas-distribuidoras con tarifa BT1. N DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREA Tabla 2: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa BT1. Sector de Nudo Facturación Normal [$/mes] BT1 Ahorro Autoconsumo [$/mes] BT1 Monto por Inyección de Excedente [$/mes] BT1 Facturación Final (Energía) [$/mes] BT1 AHORRO DEL USUARIO [$/mes] BT1 1 Emelari Arica y Parinacota Arica 3 1 $ $ $ $ $ Emelari Arica y Parinacota Camarones 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Iquique 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Huara 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Pica 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Pozo Almonte 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Alto Hospicio 3 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Antofagasta 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Mejillones 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Sierra Gorda 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Calama 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Tocopilla 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Taltal 2 2 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Copiapó 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Caldera 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Tierra Amarilla 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Chañaral 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Diego de Almagro 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Vallenar 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Alto del Carmen 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Freirina 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Huasco 2 1 $ $ $ $ $ Chilquinta Valparaiso Valparaíso 3 1 $ $ $ $ $ Chilquinta Valparaiso Quilpué 3 1 $ $ $ $ $ Chilquinta Valparaiso Viña del Mar 3 1 $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia (1) FN=(BT1. + ((BT1 + UST) CN)) 1,19 (2) AA=(BT1 +UST) 1,19 (CN IE) (3) MIE=PNBT IE (4) FF=FN (AA+MIE) (5) AF=FN FF 5 TW I TTE ALGES T A

6 Donde, FN : Facturación Normal ($/mes) BT1. : Cargo Fijo BT1 ($/mes) BT1 : Tarifa de Energía BT1 ($/kwh) UST : Cargo por Uso Sistema Troncal ($/kwh) CN : Consumo Energía Normal (kwh/mes) AA : Ahorro Autoconsumo ($/mes) IE : Inyección Energía Excedente (kwh) MIE : Monto por Inyección de Excedente ($/mes) PNBT : Precio de Nudo Promedio Tarifa BT ($/kwh) FF : Facturación Final BT1 ($/mes) AF : Ahorro del Usuario BT1 ($/mes) Con esta valorización de las inyecciones se realizó un análisis de las Comunas más favorables, intermedias y desfavorables desde dos ámbitos el Ahorro del Usuario y la Radiación Solar, dado esto las comunas que se determinaron seleccionar para enfocarse en ellas en el Estudio de manera referencial fueron: Tipo Cliente Tabla 3: Comunas Seleccionadas Ámbito Escenario N Comuna-Dist DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREA Fuente: Elaboración Propia AHORRO DEL AHORRO DEL Sector de USUARIO USUARIO Nudo [$/mes] BT1 [$/mes] BT2 AHORRO DEL USUARIO [$/mes] AT2 Radiación Solar Anual BT1 Ahorro del Usuario Desfavorable 108 Maipú-Chilectra Chilectra Metropolitana Maipú 1 1 $ $ $ BT1 Ahorro del Usuario Intermedio 450 Coelemu-Copelec Copelec del BioBio Coelemu 6 1 $ $ $ BT1 Ahorro del Usuario Favorable 78 Casablanca-Emelca Emelca Valparaiso Casablanca 5 1 $ $ $ BT2 Ahorro del Usuario Desfavorable 95 Lo Barnechea-Chilectra Chilectra Metropolitana Lo Barnechea 1 1 $ $ $ BT2 Ahorro del Usuario Intermedio 324 Villarrica-Frontel Frontel de la Araucania Villarrica 5 1 $ $ $ BT2 Ahorro del Usuario Favorable 384 Aysen-Edelaysén Edelaysén Aysén del Gral. Carlos Ibáñez del Campo Aysen 6 1 $ $ $ AT2 Ahorro del Usuario Desfavorable 95 Lo Barnechea-Chilectra Chilectra Metropolitana Lo Barnechea 1 1 $ $ $ AT2 Ahorro del Usuario Intermedio 437 Yerbas Buenas-Luz Linares Luz Linares del Maule Yerbas Buenas 5 1 $ $ $ AT2 Ahorro del Usuario Favorable 13 Taltal-Elecda Elecda Antofagasta Taltal 2 2 $ $ $ Todos Radiación Desfavorable 393 Cabo de Hornos-Edelmag Edelmag Magallanes Cabo de Hornos 3 1 $ $ $ Todos Radiación Intermedio 176 Cobquecura-Emelectric Emelectric del BioBio Cobquecura 3 3 $ $ $ Todos Radiación Favorable 11 Calama-Elecda Elecda Antofagasta Calama 2 1 $ $ $ Para el desarrollo de los análisis que se presentan en el informe se consideró el caso más desfavorable con respecto al ámbito de Ahorro del Usuario, en este caso la Comuna de Maipú, que es suministrada por Chilectra, esto es expresado como Maipú-Chilectra. Lo anterior es producto que al ser un caso desfavorable si se encuentran escenarios positivos para esta comuna las otras comunas en el mismo escenario también tendrían escenarios positivos inicialmente. 6 TW I TTE ALGES T A

7 Posterior a lo anterior se realizó una evaluación económica privada y una social de un proyecto de generación de electricidad para autoconsumo e inyección a la red de distribución para las tecnologías fotovoltaica, biomasa/biogás y cogeneración, en esta evaluación se consideraron los modelos de negocios definidos en la primera etapa de este estudio, asociados a el Modelo Individual y el Modelo Grupal. Previamente a al desarrollo de las evaluaciones se determinaron los proyectos Tipos para cada tipo de Cliente (Residencia, Comercial e Industrial) y para los casos base, medio y máximo. Estos Proyectos Tipos tipos para la tecnología Fotovoltaica fueron: Proyecto Tipo Base FV Tabla 4: Proyectos Tipo Base - Fotovoltaico Residencial Comercial Industrial Costo Equipo de Generación FV (US$/kW) Consumo Base mes (kwh/mes) Autogeneración Mínima (%) 40% 30% 25% Potencia Kit Base (kw) Superficie (m2) Fuente: Elaboración Propia Tabla 5: Casos Proyectos Tipos: Base, Medio y Máximo Caso Ítem FV Residencial Comercial Industrial Base Medio Máximo Consumo Base mes (kwh/mes) Potencia Kit Base (kw) Superficie (m2) Consumo Medio mes (kwh/mes) Potencia Kit Medio (kw) Superficie (m2) Consumo Máximo mes (kwh/mes) Potencia Kit Máximo (kw) Superficie (m2) Fuente: Elaboración Propia Para realizar las evaluaciones económicas privada y social se solicitaron cotizaciones de tecnologías fotovoltaica, biomasa/biogás y cogeneración a distintos proveedores. Destacando que en el mercado chileno existe una cantidad no muy alta de proveedores de Tecnología Fotovoltaica pero si es factible encontrar en el mercado a este tipo de 7 TW I TTE ALGES T A

8 proveedores, pero en el caso de las tecnologías de biomasa/biogás y cogeneración en realidad son muy pocos los proveedores que existen en el mercado chileno, para este segmento, dado esto el proveedor consultado señaló un valor referencial, pero indicó que dado el tipo de tecnología las soluciones son caso a caso, por ende no es posible determinar un valor tipo kit por solución. Adicionalmente se efectuó un Focus Group con los proveedores de estas tecnologías, donde el representante de tecnologías de biogás y cogeneración indicó que en realidad actualmente hacer un proyecto de 100 kw o uno de kw (1 MW) los costos son similares, luego, se opta por realizar proyectos de 1 MW. La evaluación económica privada y social que se presentó se realizó para la tecnología fotovoltaica, ya que para las tecnologías biomasa/biogás y cogeneración, las evaluaciones arrojan valores que no presentan sentido económico, pues la inexistencia de economías de escala para estos tamaños de equipo, de acuerdo a lo señalado en el párrafo anterior, y la no disponibilidad de un equipo Tipo, no permite tener productos estándar para este tipo de proyectos a precios competitivos actualmente para los niveles de potencia requeridos por esta Ley. Esta situación se encarece más aún si se piensa en la disponibilidad y costo del combustible necesario para este tipo de tecnologías (biomasa/biogás y cogeneración). La metodología utilizada para esta evaluación consistió en valorizar las inyecciones de excedentes de energía a precios de nudo considerando las menores perdidas, la valorización de la componente de autoconsumo a tarifa regulada según pliego tarifario correspondiente. El perfil de consumo del cliente se considero de manera horaria, se midieron los ahorros y excedentes, valorizando los primeros a precio de tarifa y los segundos a precio de nudo. Para la evaluación económica privada, se consideró una tasa de descuento referencial del 8%, el plazo considerado para la evaluación es de un periodo de 20 años. Para la evaluación económica social, se consideró una tasa de descuento social correspondiente al 6%, cabe destacar que a diferencia de la evaluación privada, acá se considera un factor de 0,8 1 aplicado a los costos de operación, así como también los costos de instalación. Adicionalmente, se consideraron como beneficios sociales: Atributo ERNC. 1 De acuerdo a la metodología señalada en el documento Precios Sociales Vigentes, Diciembre 2012, en este caso se consideró el promedio entre la categoría de Mano de Obra Calificada y No calificada. 8 TW I TTE ALGES T A

9 Emisión CO2. Beneficios por inyecciones, asociado a lo que el Sistema vería desde el punto de vista de ahorros por no utilizar energía del sistema, sino por el contrario realizar un autoconsumo y en caso de tener excedente de energía inyectarlos a la red, en el punto de consumo. Dado los parámetros anteriores se efectuaron las evaluaciones económicas Privada y Social para las comunas seleccionadas, a modo de ejemplo, se presentan los resultados del Cliente Tipo Residencial para la tecnología Fotovoltaica. Tabla 6: Ejemplo Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Residencial - FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales 2 Maipú-Chilectra -$ ,47% 13 $ Maipú-Chilectra -$ ,47% 13 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,64% 10 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,61% 15 $ Calama-Elecda -$ ,49% 38 $ Fuente: Elaboración Propia Tabla 7: Ejemplo Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Residencial - FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,88% 13 $ Maipú-Chilectra -$ ,88% 13 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,94% 12 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,86% 21 $ Calama-Elecda $ ,61% 9 $ Fuente: Elaboración Propia Posteriormente se propusieron escenarios alternativos correspondientes a las evaluaciones económicas tanto privada como social. Estos escenarios alternativos corresponden a las sensibilizaciones, y representaron en cierto modo la línea en la cual deberían ir los incentivos. Motivo de ello las variables que se sensibilizan son costo de inversión, pudiendo representar subsidios, Precio de Nudo, pudiendo representar un Feed in Tariff; y la generación, pudiendo representar mayores eficiencias en los equipos e instalaciones desarrolladas para la autogeneración. 2 Los ingresos anuales corresponde al Ahorro del Usuario, es decir, a la suma de la valorización de la energía autoconsumida y la inyección de excedentes. 9 TW I TTE ALGES T A

10 Adicionalmente se analizaron las barreras tanto técnicas como económicas para la implementación de tecnologías ERNC a nivel de pequeños generadores. Finalmente se realizó una propuesta del mercado objetivo donde se consideraron las comunas seleccionadas y en función a ellas los nichos en que el VAN social fuera mayor que 0. Finalmente se diseño un mecanismo de incentivo para fomentar el desarrollo de las tecnologías más apropiadas, que como se señaló se determinó que la tecnología más apropiada es la Fotovoltaica, sin embargo, no se deben descartar en un futuro que las otras tecnologías puedan también utilizar el mecanismo propuesto. Es de esta manera que se definió que para los clientes residenciales el mecanismo de incentivo diseñado, es del tipo subsidio a la inversión, el cual propone básicamente reducir en forma parcial la inversión inicial en equipos de generación FV, este subsidio correspondería entre un 30% y un 60%, considerando como una condición de borde que la relación Autoconsumo/Generación debe ser mayor que 0,6, por lo que el subsidio estará en función al tipo de proyecto y la energía de autoconsumo comprometida en un periodo (anual) a entregar, como se expone en el análisis de definición de mercado objetivo. Luego, para el caso de los clientes comerciales e Industriales se aprovechó la posibilidad de canalizar el incentivo a través del régimen tributario de estos tipos de consumidores, de esa manera se establece un incentivo de reembolso mediante la exención tributaria, con un máximo de crédito tributario del 30% de la inversión, en este caso también se considera una condición de borde que la relación Autoconsumo/Generación debe ser mayor que 0,7, por lo que el subsidio estará en función al tipo de proyecto y la energía de autoconsumo comprometida en un periodo (anual) a entregar. Como conclusión se puede señalar que la tecnología que se considera para el mecanismo de diseño para todos los tipos de Clientes (Residencial, Comercial e Industrial) es Fotovoltaica, y en el caso de los Clientes Residenciales el mecanismo es mediante un subsidio que varía entre un 30% y un 60% y en el caso de los Clientes Comerciales e Industriales que tributen en primera categoría podrán optar a una exención tributaria de un 30% de la inversión. Dada esta propuesta de mecanismos de incentivos la estimación de costos para el Estado en el caso de los Clientes Tipo Residenciales se presenta en la tabla siguiente. Tabla 8: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Residenciales N de KW Costo Para el Estado Según Nivel de Subsidio o Viviendas Instalado Beneficio (US$) 30% 40% 50% 60% 10 TW I TTE ALGES T A

11 Fuente: Elaboración Propia En el caso de los Clientes Tipo Comerciales e Industriales no existiría un costo un dejar de percibir de acuerdo a lo indicado en la siguiente tabla. Tabla 9: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Comerciales e Industriales kw Costo Total Crédito Tributario Instalados De Instalaciones 30% de Inversión (US$) (US$) Fuente: Elaboración Propia Como se observa, bajo una meta supuesta de 50 MW a instalar, se tiene que el estado dejaría de percibir por concepto de impuesto a la renta un total de 46 MMUS$. En suma, para una meta supuesta de Techos Verdes (equivalentes a 50 MW) en el sector residencial, y 50 MW en los sectores comerciales e industriales, es decir, un total de 100 MW en este esquema de apoyo subsidio para residenciales, y exención para 11 TW I TTE ALGES T A

12 comerciales e industriales-, el estado tendría un costo aproximado de 100 MMUS$ en el peor caso, y dejaría de percibir 46 MMUS$. 12 TW I TTE ALGES T A

13 TABLA DE CONTENIDOS 1 INTRODUCCIÓN 28 2 OBJETIVO GENERAL Y ESPECIFICOS Objetivo General Objetivos Específicos 31 3 ANÁLISIS INTERNACIONAL Modelos Net Metering y Net Billing Modelo Net Metering (Medición Neta) Modelo Net Billing (Facturación Neta) Resumen Comparación Net Metering v/s Net Billing Revisión de la experiencia internacional Países Específicos Seleccionados Alemania Australia Estados Unidos Francia Países en Desarrollo de Normativas Net Metering Net Billing Brasil Costa Rica España Mecanismos de Incentivos en Chile Programa Nacional de Electrificación Rural (PER) Concurso ERNC en Obras de Riego Proyecto Concentrado Solar de Potencia (CSP) 73 4 Identificación y Caracterización Técnica y Económica de las Tecnologías Energía Solar Fotovoltaica Energía Eólica TW I TTE ALGES T A

14 4.3 Energía mini o micro o nano hidráulica Biogás/Biomasa Cogeneración Tecnologías por Zonas en Chile Análisis de la aplicabilidad de las Tecnologías Resumen Tecnologías propuestas a utilizar TAMAÑO POTENCIAL DEL MERCADO REPRESENTATIVO Energía solar fotovoltaica Antecedentes Metodología Energía eólica Energía micro hidráulica Energía de la biomasa/biogás Cogeneración Resumen de Potencial de Mercado MODELOS DE NEGOCIOS Modelo de Negocios Individual Modelo Grupal Residencial Modelo Grupal Industrial/Comercial Modelo Promotor Resumen Modelos de Negocio VALORIZACIÓN DE LA INYECCIONES Descripción del Mecanismo de Valorización Según Ley N Valorización Excedentes de Energía Precio Nudo Promedio de la Energía Tarifas Reguladas Determinación del Monto de la Valorización por Comuna Resumen Valorización de las Inyecciones TW I TTE ALGES T A

15 8 EVALUACIÓN ECONÓMICA Y SOCIAL Definición de los Costos y Parámetros Técnicos Definición de los Beneficios Beneficios Sociales Antecedentes de los Equipos de Autogeneración Valor Equipos de Autogeneración Fotovoltaicos Valor de Equipos de Autogeneración Biogás y Cogeneración Determinación del Proyecto Tipo a Evaluar Evaluación modelo de negocio Individual Resultados de la Evaluación Privada Modelo Individual Resultados de la Evaluación Social Modelo Individual Evaluación Modelo de Negocio Grupal Residencial y Modelo de Negocio Grupal Industrial/Comercial Resultados de la Evaluación Privada Modelo Grupal Resultados de la Evaluación Social Grupal Modelo Grupal Evaluación Modelo de Negocio Promotor ESCENARIOS ALTERNATIVOS A LAS EVALUACIONES ECONÓMICAS Escenarios alternativos Modelo de Negocio Individual Evaluación Privada Escenarios Evaluación Social Modelo Individual Escenarios alternativos Modelo de Negocios Grupal Residencial y Grupal Industrial/Comercial Escenarios Evaluación Privada Grupal Residencial Evaluación Social Grupal Residencial DETERMINACIÓN DEL INSTRUMENTO DE INCENTIVO Resultados evaluaciones económicas privadas con Instrumentos Evaluación Económica Privada con Instrumentos para Clientes Tipo Residencial TW I TTE ALGES T A

16 Evaluación Económica Privada con Instrumentos para Clientes Tipo Comercial Evaluación Económica Privada con Instrumentos para Clientes Tipo Industrial Resumen Evaluación Económica Privada con Instrumentos Preseleccionados BARRERAS TÉCNICAS Y ECONÓMICAS Barreras asociadas a cada tecnología Energía fotovoltaica Energía eólica Energía mini hidráulica Energía de la biomasa/biogás Energía de cogeneración Barreras generales para conexión a la red No consideración de ahorro producido en las líneas de distribución Altos costos de financiamiento y falta de acceso a créditos Altos costos iniciales de inversión y ausencia de economías de escalas Redes eléctricas poco robustas Experiencias internacionales a considerar para el desarrollo en Chile Altos costos de interconexión Precios insuficientes Requerimientos de medidores Falta de estandarización de equipos para conexión Saturación de las redes Redes de distribución en Chile y sus requerimientos Situación actual Requerimientos Otras Barreras Comportamiento variable de las energías renovables TW I TTE ALGES T A

17 Sistemas de comunicación ineficientes Falta de estandarizaciones y metodologías Capacidades reducidas de negociación Mercados de capital imperfectos, especialmente en la valoración de beneficios que generan las fuentes renovables Resumen de las Barreras Identificadas PROPUESTA DE MERCADO OBJETIVO DE UN INSTRUMENTO DE INCENTIVO Introducción Consideraciones de diseño de Instrumentos de Incentivo Incorporación de externalidades Fortalecimiento de las capacidades locales Certificados y/o bonos por reducción de emisiones contaminantes Instrumentos Específicos Clientes Residenciales Clientes Comerciales e Industriales Metodología de identificación de los segmentos de mercado objetivo del instrumento de Incentivo Potenciales nichos para la Ley DISEÑO MECANISMO DE INCENTIVO Instrumentos Específicos Mecanismo de incentivo Diseño de instrumento de fomento Incentivo para Clientes Residenciales Incentivo para Clientes Comerciales e Industriales EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL MECANISMO PROPUESTO Clientes tipo Residenciales TW I TTE ALGES T A

18 14.2 Clientes Comerciales e Industriales Determinación del Costo para el Estado IDENTIFICACIÓN NORMATIVA A DESARROLLAR O MODIFICAR PARA EL INCENTIVO PROPUESTO Perfeccionamiento del mecanismo Modulación de la curva de carga CONCLUSIONES BIBLIOGRAFÍA ANEXOS ANEXO A. Experiencias Seleccionadas ANEXO B: Gráficos Potencial Eólico ANEXO C: Potencial de Mercado ANEXO D: Gráficos Precio de Energía por Tarifa ANEXO E: Precios de Nudo y de Tarifas ANEXO F: Balance Horario ANEXO G: Resumen Modelos de Negocios ANEXO H: Potencial CHP Industrial Anexo I: Cotizaciones Posibles Proveedores ESOL HELIPLAST SOLAR SOLUTIONS Punto Solar Anexo M: Planillas de Evaluación del mecanismo propuesto Anexo N: Minuta Focus Group Proveedores Anexo O: Planilla Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto TW I TTE ALGES T A

19 19 TW I TTE ALGES T A

20 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Matriz Complejidad Tecnologías ENRC Tabla 2: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa BT Tabla 3: Comunas Seleccionadas... 6 Tabla 4: Proyectos Tipo Base - Fotovoltaico... 7 Tabla 5: Casos Proyectos Tipos: Base, Medio y Máximo... 7 Tabla 6: Ejemplo Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Residencial - FV... 9 Tabla 7: Ejemplo Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Residencial - FV... 9 Tabla 8: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Residenciales Tabla 9: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Comerciales e Industriales Tabla 8: Comparación Modelos Net Metering v/s Net Billing Tabla 9: Información de las experiencias selectas para el análisis (Parte 1) Tabla 10: Información de las experiencias selectas para el análisis (Parte 2) Tabla 11: Revisión Internacional Tabla 12: Resumen de las características los Mecanismos/Instrumentos por Países Tabla 13: Situación Actual Balance Neto Tabla 14: Países destacados Tabla 15: Feed in Tariff por Estados en Australia Tabla 16: Características de cómo Operan Net Metering o Net Billing en algunos Estados de Estados Unidos Tabla 17: Incentivos existentes por estado de EEUU Tabla 18: Ventajas y Desventajas Energía Solar Fotovoltaica Tabla 19: Superficie Requerida Paneles Solares Tabla 20: Ventajas y Desventajas Energía Eólica Tabla 21: Valores de comparación entre Parque Eólico y Fotovoltaico Residencial Tabla 22: Ventajas y Desventajas Energía Mini hidráulica Tabla 23: Información para una planta de biogás de 50 kwe Tabla 24: Ventajas y Desventajas Tecnología de Biomasa/Biogás Tabla 25: Ventajas y Desventajas Tecnología de Cogeneración Tabla 26: Características de Diferentes Tecnologías de Cogeneración Tabla 27: Potenciales sectores de la Industria que pueden utilizar Cogeneración Tabla 28: Potencial tecnológico por región y tipo de cliente Tabla 29: Matriz Complejidad Tecnologías ERNC Tabla 30: Tecnologías propuestas por región y tipo de cliente, para diseñar el mecanismo TW I TTE ALGES T A

21 Tabla 31. Análisis comparativo de metodologías NREL Tabla 32: Potencial de desarrollo de solar fotovoltaico Tabla 33: Comunas con Potencial de Viento Tabla 34: Potencial de desarrollo eólico Tabla 35: Potencial micro hidráulico asociado a obras de riego Tabla 36: Detalle cuencas hidrológicas para desarrollo hidráulico Tabla 37: Cuencas explotables a nivel micro hidráulico Tabla 38: Potencial micro hidro asociado a cauces naturales Tabla 39: Potencial total micro hidro Tabla 40. Potencial neto de biogás en base a cerdos Tabla 41. Potencial neto de biogás en base a bovinos Tabla 42. Potencial de biogás en base a pollos Tabla 43, Potencial de biogás en base a peces Tabla 44: Potencial de cogeneración asociado a instalaciones sanitarias Tabla 45. Potencial industrial de cogeneración Tabla 46: Resumen Potencial de Mercado Tabla 47: Resumen Modelos de Negocio Tabla 48: Total de empresas de distribución eléctricas Tabla 49: Precio Nudo de Energía y Factor de Expansión de Pérdidas por Distribuidora- Comuna Tabla 50: Precio Tarifas de Energía por Distribuidora-Comuna Tabla 51: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa BT Tabla 52: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa BT Tabla 53: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa AT Tabla 54: Comunas Seleccionadas por Ámbito Tabla 55: Ejemplo de cálculo con Calculador Energético Estándar de Chilectra Tabla 56: Ejemplo de Sensibilización del Consumo Mensual Normal v/s % de Autoconsumo (Casablanca) Tabla 57: Ejemplo de Sensibilización del % Nivel de Generación v/s % de Autoconsumo (Casablanca) Tabla 58: Ejemplo de Sensibilización del Consumo Mensual Normal v/s % de Autoconsumo (Calama) Tabla 59: Ejemplo de Sensibilización del % Nivel de Generación v/s % de Autoconsumo (Calama) Tabla 60: Casablanca: Ejemplo de Ahorro Anual con Tecnología FV Tabla 61: Calama: Ejemplo de Ahorro Anual con Tecnología FV Tabla 62: Factores de emisión para los combustibles utilizados en la generación eléctrica Tabla 63: Resumen Cotizaciones Tecnología Tabla 64: Costo promedio por kw para tecnología fotovoltaica TW I TTE ALGES T A

22 Tabla 65: Valores Proyecto Tipo por kw para tecnología fotovoltaica Tabla 66: Antecedentes costos Tecnología Biogás y Cogeneración Tabla 67: Información para una planta de biogás de 50 kwe Tabla 68: Análisis Porcentaje de Autogeneración (Autoconsumo/Consumo Total) (Parte 1) Tabla 69: Análisis Porcentaje de Autogeneración (Autoconsumo/Consumo Total) (Parte 2) Tabla 70: Proyectos Tipo Base - Fotovoltaico Tabla 71: Casos Proyectos Tipos: Base, Medio y Máximo Tabla 72: Proyectos Tipo Base Tecnologías Biogás y Cogeneración Cliente Tipo Industrial Tabla 73: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Residencial - FV Tabla 74: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Comercial - FV 186 Tabla 75: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Industrial Tabla 76: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Tipo Cliente Industrial Biogás Tabla 77: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Residencial - FV 188 Tabla 78: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Comercial - FV. 189 Tabla 79: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Industrial - FV. 190 Tabla 80: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Industrial Biogás Tabla 81: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Residencial FV Tabla 82: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Comercial FV Tabla 83: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Industrial FV Tabla 84: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Tipo Cliente Industrial Biogás Tabla 85: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelos Grupales Residencial FV 194 Tabla 86: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelos Grupales Comercial FV Tabla 87: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelos Grupales Industrial FV Tabla 88: Resultados Evaluación Social Modelo Grupal Tipo Cliente Industrial Biogás 196 Tabla 89: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual Residencial - FV Tabla 90: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual Comercial - FV Tabla 91: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual Industrial - FV Tabla 92: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual Industrial - Biogás TW I TTE ALGES T A

23 Tabla 93: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual Residencial - FV Tabla 94: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual Comercial - FV 201 Tabla 95: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual Industrial - FV 202 Tabla 96: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual Industrial - Biogás Tabla 97: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Residencial - FV Tabla 98: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Comercial - FV Tabla 99: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Industrial - FV Tabla 100: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Industrial - Biogás Tabla 101: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Residencial - FV Tabla 102: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Comercial - FV Tabla 103: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Industrial - FV Tabla 104: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Industrial - Biogás Tabla 105: Instrumentos Evaluados Económicamente según Tipo de Cliente Tabla 106: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base -Sin Instrumento Tabla 107: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base - Subsidio Tabla 108: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base - Subsidio - Actores Tabla 109: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Subsidio 25% Comunas Seleccionadas Tabla 110: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Crédito Blando Tabla 111: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Crédito Blando Actores Tabla 112: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Crédito Blando del 2% por un monto del préstamo del 80% y 15 años Comunas Seleccionadas Tabla 113: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Feed In Tarif Tabla 114: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Feed In Tariff Actores Tabla 115: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Feed In Tariff de $ 50 por kwh Comunas Seleccionadas Tabla 116: Resumen Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Instrumentos 213 Tabla 117: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base - Sin Instrumento TW I TTE ALGES T A

24 Tabla 118: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base - Subsidio Actores Tabla 119: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Subsidio 60% Comunas Seleccionadas Tabla 120: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Feed In Tariff Actores Tabla 121: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Feed In Tariff de $ 85 por kwh Comunas Seleccionadas Tabla 122: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Exención Tributaria Tabla 123: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Exención Tributaria Actores Tabla 124: Resumen Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Instrumentos. 218 Tabla 125: Evaluación Privada Proyecto Tipo Industrial Caso Base - Sin Instrumento Tabla 126: Evaluación Privada Proyecto Tipo Industrial Caso Base - Subsidio Actores Tabla 127: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Subsidio 50% Comunas Seleccionadas Tabla 128: Evaluación Privada Proyecto Tipo Industrial Caso Base Feed In Tariff Actores Tabla 129: Evaluación Privada Proyecto Tipo Industrial Caso Base Feed In Tariff de $ 85 por kwh Comunas Seleccionadas Tabla 130: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Exención Tributaria Tabla 131: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Exención Tributaria Actores Tabla 132: Resumen Evaluación Privada Proyecto Tipo Industrial Instrumentos Tabla 133: Resumen Evaluación Privada con Instrumentos Preseleccionados Tabla 134: Resumen de las Barreras Identificadas Tabla 135: Resumen Propuesta Mercado Objetivo del Instrumento Tabla 136: Resumen Instrumentos Seleccionados Tabla 137: Ejemplo de VAN obtenidos en análisis por segmento Tabla 138: Ejemplo identificación mercado objetivo Tabla 139: Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto para los Clientes Residenciales Tabla 140: Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto para los Clientes Comerciales Tabla 141: Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto para los Clientes Industriales TW I TTE ALGES T A

25 Tabla 141: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Residenciales Tabla 141: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Comerciales e Industriales Tabla 142: Resumen programas específicos revisados Tabla 143: Comunas Seleccionadas por Ámbito Tabla 141: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Residenciales Tabla 141: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Comerciales e Industriales TW I TTE ALGES T A

26 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Preselección de Países por Similitud con Chile Figura 2: Potencial Fotovoltaico por Tipo de Cliente en Alemania Figura 3: Nuevo Mecanismo de Incentivo Figura 4: Número de clientes con Net Metering en Estados Unidos Figura 5: Diagrama resumen de operación PER Figura 6: Diagrama resumen de operación concurso CNR Figura 7: Diagrama resumen de operación concurso CSP Figura 8: Precio de Células Fotovoltaicas de Silicio (US$/Wp) Figura 9: Niveles verticales usado en la nueva versión del modelo para generar el mapa eólico Figura 10: Curva de economía de escala para proyectos hidráulicos (1) Figura 11: Curva de economía de escala para proyectos hidráulicos (2) Figura 12: Eficiencia en Generación Eléctrica de Centrales Convencionales y Cogeneración Figura 13. Esquema metodológico 1 de NREL Figura 14. Esquema metodológico 2 de NREL Figura 15: Propuesta metodológica para estimación de potencial PV Figura 16: Propuesta metodológica para estimación de potencial Eólico Figura 17: Estaciones de control fluviométrico asociadas a las cuencas preseleccionadas Figura 18: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Individual. 134 Figura 19: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Grupal Residencial Figura 20: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Grupal Industrial/Comercial Figura 21: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo Promotor Figura 22: Esquema de la Construcción del Modelo Figura 23: Resultados del Consumo Eléctrico Residencial Modelado Figura 24: Casablanca: Curva de Consumo y Generación mensual (kwh) Figura 25: Casablanca: Curva de Consumo, Generación y Neta de un día (kwh)(15 del 9) Figura 26: Calama: Curva de Consumo y Generación mensual (kwh) Figura 27: Calama: Curva de Consumo, Generación y Neta de un día (kwh)(15 del 9) 171 Figura 28: Modelos de Negocios Individual a Evaluar Privada y Socialmente Figura 29: Modelos de Negocios Grupal a Evaluar Privada y Socialmente Figura 30: Modelos de Negocios Promotor que no se Evaluara Privada y Socialmente, pero que son complementarios a los Evaluados Figura 31: Costo de instalación de pequeños sistemas FV menores a 100 kw TW I TTE ALGES T A

27 Figura 32: Perfil Horario Diario Base Mensual Figura 33: Perfil de tensión para un alimentador bajo carga máxima y mínima Figura 34: Comportamiento frente a falla Figura 35: Esquema Solicitud Incentivo Clientes Figura 37: Convención de colores aplicada Figura 38: Potencial eólico región de Arica y Parinacota Figura 39: Potencial eólico región Tarapacá Figura 40: Potencial eólico región de Antofagasta Figura 41: Potencial eólico región de Atacama Figura 42: Potencial eólico región de Coquimbo Figura 43: Potencial eólico regiones de Valparaíso y Metropolitana Figura 44: Potencial eólico regiones de O Higgins y Maule Figura 45: Potencial eólico región del BioBio Figura 46: Potencial eólico región de la Aaraucanía Figura 47: Potencial eólico regiones de Los Ríos y Los Lagos Figura 48: Potencial eólico región de Los Lagos (Isla Chiloé) TW I TTE ALGES T A

28 1 INTRODUCCIÓN El presente documento, ha sido elaborado con el objetivo de diseñar un mecanismo de incentivo para desarrollar proyectos de generación a pequeña escala no mayores a 100 kw instalados, a nivel de distribución, específicamente a nivel de usuarios finales sujetos a fijación de precios, lo anterior, de acuerdo a la Ley N Para ello y como primera etapa, se realiza una revisión a nivel internacional, donde en base a la experiencia y el conocimiento del equipo de trabajo, se preseleccionaron distintas experiencias internacionales, consideradas relevantes en el desarrollo de generación distribuida a pequeña escala (Residencial, Comercial e Industrial). Finalmente, un grupo de ellas fueron escogidas dentro de las experiencias internacionales para su posterior análisis, en función de criterios orientados en la dependencia energética en Chile, como similitud en la operación del mercado eléctrico y normativas para el desarrollo de las energías renovables. Definidas las experiencias internacionales, se identificaron los mecanismos de incentivo existentes, precisando su objetivo u orientaciones, diferenciadas por los distintos países. Además se caracterizaron las distintas tecnologías utilizadas en aplicaciones de generación a pequeña escala. Asimismo, se realizó una revisión de mecanismos o programas nacionales existentes, con el requisito que pudiesen, a juicio del Consultor, tener un enfoque en el desarrollo de generación a pequeña escala con fuentes renovables de energía y cogeneración eficiente, permitiendo identificar particularidades, que podrían ser utilizadas para el desarrollo del instrumento de incentivo que se propondrá. Definidos los distintos mecanismos existentes y caracterización de las tecnologías, se estimó el potencial de aplicación tecnológica, en relación a los recursos renovables disponibles en cada región. Estimado el mercado potencial, se presentan los modelos de negocio en base a la normativa y que serían los modelos a analizar. La siguiente etapa, considera la valorización de la energía generada, tanto para autoconsumo como para la inyección de excedentes a la red de distribución. Para ello, se describe la metodología planteada por la Ley N con el Reglamento preliminar de Octubre de 2012, con el fin de identificar las aristas relevantes de la metodología programada. Una vez identificada la metodología, se desarrolla en esta etapa, un modelo a nivel referencial, que representa la operación de un sistema de autoconsumo, 28 TW I TTE ALGES T A

29 permitiendo emular la valorización de la energía autogenerada y los excedentes inyectados. En las siguientes etapas del Estudio, se identifican las barreras existentes en el mercado y se definieron y evaluaron los modelos de negocio más adecuados. Posteriormente, se realizó una evaluación económica privada y una social de un proyecto de generación de electricidad para autoconsumo e inyección a la red de distribución para las tecnología fotovoltaica, biomasa/biogás y cogeneración, en esta evaluación se consideraron los modelos de negocios definidos. Una vez realizada estas evaluaciones, se proponen los escenarios alternativos correspondientes a las evaluaciones económicas. Estos escenarios alternativos corresponden a las sensibilizaciones, y deben representar en cierto modo la línea en la cual deberían ir los incentivos. Motivo de ello las variables que se sensibilizan son costo de inversión, pudiendo representar subsidios, Precio de Nudo, pudiendo representar un Feed in Tariff; y La generación, pudiendo representar mayores eficiencias en los equipos e instalaciones desarrolladas para la autogeneración. En el capítulo 11 se identificaron las barreras técnicas y económicas que existen actualmente para el desarrollo de proyectos que hagan uso de la Ley. Dentro de las barreras técnicas, se encuentran las siguientes de manera general: Comportamiento variable de las energías renovables. Sistemas de comunicación ineficientes. Redes eléctricas poco robustas. Falta de estandarizaciones y metodologías. Así mismo, desde la perspectiva de las barreras económicas se detectaron: Altos costos de inversión inicial. Altos costos de financiamiento y falta de acceso a créditos. Capacidades reducidas de negociación. Mercados de capital imperfectos, especialmente en la valoración de beneficios que generan las fuentes renovables. No consideración de ahorro producido en las líneas de distribución. Falta de economías de escalas. Otro punto desarrollado, es la elaboración de una propuesta del mercado objetivo de un instrumento de incentivo. En este capítulo se proponen los posibles instrumentos de 29 TW I TTE ALGES T A

30 incentivos que a juicio de los Consultores se pueden implementar para promover la utilización de la Ley. Cabe destacar, que la propuesta de instrumento de incentivo se encuentra elaborada en función al mercado objetivo. De esta forma en el capítulo 13 se presenta el diseño del mecanismo de incentivo para fomentar el desarrollo de las tecnologías más apropiadas, dimensionando el tipo de beneficio y su monto, escalas de aplicación, período de vigencia, mecanismo de administración y control. El mismo para el caso de los clientes Residenciales se enmarca con el formato de subsidio sobre el costo de inversión y para el caso de los comerciales e industriales es mediante la exención tributaria, el análisis económicos de las distintas alternativas de instrumentos que revisaron se encuentra en el capítulo 10. A continuación del diseño del mecanismo, se elabora, detalla y exponen los resultados de la evaluación económica del mecanismo propuesto. Finalmente, se identifica la normativa que se debe desarrollar o modificar para la implementación, administración y control del mecanismo de incentivo propuesto, según corresponda. 30 TW I TTE ALGES T A

31 2 OBJETIVO GENERAL Y ESPECIFICOS A continuación se exponen los objetivos generales y específicos del presente estudio, los cuales tienen relación con lo expuesto en la propuesta de trabajo presentada. 2.1 Objetivo General Diseñar un mecanismo de incentivo para fomentar el desarrollo de proyectos de generación de electricidad que puedan hacer uso del derecho que establece la Ley N , que regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales, para inyectar la energía que generan a la red de distribución a través de los respectivos empalmes. 2.2 Objetivos Específicos 1. Realizar una descripción técnica y una evaluación económica respecto de las tecnologías y medios de generación de electricidad que puedan hacer uso del derecho que establece la Ley N Diseñar y proponer un mecanismo de incentivo para fomentar el desarrollo de las tecnologías más apropiadas para la realidad de Chile, en relación a la Ley N Desarrollar conclusiones y recomendaciones respecto de la implementación del mecanismo propuesto. 31 TW I TTE ALGES T A

32 3 ANÁLISIS INTERNACIONAL El presente capítulo se orienta en el análisis de los mecanismos existentes a nivel internacional para el desarrollo de sistemas de generación a pequeña escala, los cuales serán utilizados como antecedentes para identificar los instrumentos, como así también caracterizar las tecnologías más utilizadas, las que podrían ser implementadas y posteriormente utilizadas para el fomento y desarrollo de proyectos de generación distribuida, valorización de las inyecciones, análisis potencial de mercado y definición de modelos de negocios. 3.1 Modelos Net Metering y Net Billing El Net Metering y el Net Billing son dos tipos de modelos diferentes que operan o se han desarrollado en distintos países, bajo el principio de la generación distribuida, ésta a su vez se define como la modalidad de generación de energía eléctrica a través de sistemas de pequeña escala, conectadas a la red de distribución eléctrica. Bajo este contexto el Net Metering y el Net Billing se presentan como modalidades de operación, que permiten a clientes residenciales, comerciales e industriales invertir en sistemas de generación propios, conectados a la red de distribución. En términos simples, tanto el Net Metering (Medición Neta) como el Net Billing (Facturación Neta), permite a los clientes que están conectados a la red de distribución eléctrica, generar su propia electricidad para autoconsumo y a su vez, los excedentes generados, puedan ser inyectados a la red, y remunerados según sea el caso Modelo Net Metering (Medición Neta) De acuerdo a la definición de PURPA (Public Utility Regulatory Policies Act - Servicio de Políticas Públicas Regulatorias de la Ley de los Estados Unidos), el modelo Net Metering mide la diferencia entre los kwh consumidos por el cliente y los kwh generados por dicho cliente de una instalación de generación e inyectado a la red eléctrica. El Net Metering normalmente utiliza un medidor que incrementa por cada kwh que el cliente consume de la red, mientras que de igual forma, disminuye por cada kwh que el cliente genera e inyecta a la red, lo que resulta en una lectura neta. 32 TW I TTE ALGES T A

33 Los valores de cada kwh vendido a la compañía de electricidad, tiene el mismo precio que el cliente paga en virtud de un costo de venta Ejemplo de Modelo NET METERING En el siguiente esquema de ejemplo se puede comprender la forma que el net metering opera en cuanto a consumo y generación al que estaría afecto el cliente de este modelo. Cliente A Consumo Cliente total en kwh Generación y entrega de Cliente total en kwh kwh netos Medidor del Cliente A registra 250 kwh (900 kwh menos 650 kwh). El Cliente A paga a la Empresa los 250 KWh a precio Cliente (tarifa). Cliente B Consumo Cliente total en kwh Generación y entrega de Cliente total en kwh kwh netos Medidor del Cliente B registra -50 kwh (900 kwh menos 950 kwh). La Empresa paga al Cliente B los 50 kwh, a precio Cliente (tarifa) Modelo Net Billing (Facturación Neta) De acuerdo a la definición de PURPA (Public Utility Regulatory Policies Act - Servicio de Políticas Públicas Regulatorias de la Ley de los Estados Unidos), el Modelo Net Billing mide los kwh consumidos por el Cliente, separado los kwh generados por dicho Cliente mediante un mismo medidor instalado en el lugar. Este esquema utiliza una medición avanzada, que es capaz de grabar por separado la energía consumida y la energía generada, discriminando períodos de tiempo específicos, sean estos, por ejemplo, en Hora de Punta o en Hora Fuera de Punta. El esquema Net Billing permite valorar la utilidad para cada kwh basado en la hora, en un periodo de tiempo, el que puede ser día, mes o año, respecto a la energía consumida y/o generada. 33 TW I TTE ALGES T A

34 Ejemplo de Modelo NET BILLING El siguiente ejemplo esquemático permitirá comprender en qué consiste cada uno de los cobros y pagos que contempla el net billing y la forma en que discrimina tanto el consumo de la generación como además los horarios. CLIENTE A Consumo Cliente total en kwh Generación y entrega de Cliente total en kwh kwh netos HP HFP TOTAL HP HFP TOTAL HP HFP TOTAL HP: Hora Punta HFP: Hora Fuera Punta Utilizando un Cuadro Tarifario por tiempo de uso, el Cliente A paga a la Empresa: 170 kwh al costo de hora punta. 80 kwh a costo hora fuera de punta. CLIENTE B Consumo Cliente total en kwh Generación y entrega de Cliente total en kwh kwh netos HP HFP TOTAL HP HFP TOTAL HP HFP TOTAL La Empresa paga al Cliente B, 100 kwh a precio de hora punta. El Cliente B paga a la Empresa: 50 kwh a precio de hora fuera de punta. 34 TW I TTE ALGES T A

35 3.1.3 Resumen Comparación Net Metering v/s Net Billing A continuación en la Tabla 10 se presenta un resumen de las principales características de estos dos modelos de operación. Tabla 10: Comparación Modelos Net Metering v/s Net Billing NET METERING Modelo de Medición Neta (Asociado principalmente a Cantidad) Existencia de un mismo precio para la venta y compra de energía. Capacidad de generación de propiedad del cliente Utiliza medición bidireccional estándar El medidor no separa los KWh consumidos de los generados por el cliente NET BILLING Modelo de Facturación Neta (Asociado a Cantidad y Precio) Existencia de dos precios distintos para la venta y compra de energía. Capacidad de generación de propiedad del cliente Tecnología avanzada, mayor costo de medición El medidor separa los KWh consumidos de los generados por el cliente No discrimina el costo en hora de punta y fuera de punta Reembolsa al cliente la energía a costo de venta promedio 3 Cargos por consumo de energía son proporcionales a precio minorista Los resultados puede causar inequidades entre los que utilizan este esquema y los que, debido a déficit en la recuperación de ciertos costos Discrimina el costo en hora de punta y fuera de punta Provee al cliente con el valor apropiado para la energía que genera, basados en día y año Capacidad de proporcionar al cliente un precio que corresponde a la energía consumida, según la hora del día y año utilizado Apropiadamente asigna y recupera los costos de transmisión, distribución y otros costos fijos que están insertos en los costos de cada kwh Fuente: Valgesta y Asociación de Sistemas de Energía Municipal de Carolina del Sur. 3 Costo de pliego tarifario correspondiente a cada distribuidora. 35 TW I TTE ALGES T A

36 3.2 Revisión de la experiencia internacional Para el desarrollo de esta sección, es necesario contextualizar las experiencias internacionales en relación con la realidad chilena, en lo relativo al desarrollo de las energías renovables y cogeneración eficiente, en el mercado eléctrico en el cual se encuentran. Para determinar qué países se seleccionarán específicamente, se consideraron en una primera etapa tres aspectos principales. Similitud del mercado eléctrico: Esta variable consiste en que el país seleccionado posea un marco regulatorio donde operen empresas privadas en el sector eléctrico y estén separadas las componentes de generación, transmisión y distribución. Dependencia de suministros energéticos extranjeros: Analiza si el país satisface su demanda energética total con suministros energéticos propios o depende en un alto porcentaje de importaciones para su abastecimiento. Este aspecto se considera importante debido a que si el país tiene una alta dependencia de combustibles primarios asociados a su suministro energético que importa, se estima que los países están buscando la posibilidad de satisfacer sus consumos o parte de ellos con energías propias, principalmente las asociadas a sus recursos propios, con lo que una fracción de su matriz energética, sea cubierta con dichos recursos, es decir, con la implementación de distintas tecnologías, en este caso tecnologías tales como, fotovoltaica, eólica, de tal forma que dicho país será abastecido en parte por combustibles primarios existentes en su territorio. Similitud en el marco normativo específico ERNC: Esta variable evalúa si el país seleccionado integra dentro de su marco normativo eléctrico, normativas y leyes, relacionadas con tecnologías de generación eléctrica mediante fuentes renovables y aplica generación distribuida. Finalmente a estas variables se les asignó un peso específico de manera proporcional, por lo que para efectos de este estudio y primer filtro de selección, estas tres variables tienen la misma ponderación, equivalentes a un 33,3%, de esta manera, si un país no cumple con dos de los tres aspectos es clasificado como poco similar, por lo tanto no entraría dentro del análisis del estudio. Lo anterior se debe, a juicio del Consultor, a que los tres aspectos son transversales, en relación a la operación de un mercado eléctrico que integra energías renovables en su funcionamiento. Cabe destacar que inicialmente a este filtro el Consultor en base a su experiencia fueron preseleccionados 17 países, los cuales presentan importantes 36 TW I TTE ALGES T A

37 desarrollos en materia de utilizar fuentes de energías renovables para generación eléctrica, a pequeña y gran escala, este conjunto de países fueron los que se analizaron en función a las tres variables señaladas respecto a su similitud con Chile. Producto de lo anterior, a continuación, se exponen los distintos países revisados y los resultados obtenidos de su análisis en la Tabla 11 y Tabla Tabla 2 y 3 editable en Anexo A Excel. 37 TW I TTE ALGES T A

38 Tabla 11: Información de las experiencias selectas para el análisis (Parte 1). Nº PAÍS SIMILITUD MERCADO ELÉCTRICO 1 ALEMANIA 2 FRANCIA 3 INGLATERRA 4 ESPAÑA 5 PORTUGAL 6 DINAMARCA 7 EE.UU. 8 CANADÁ Mercado eléctrico liberado. El estado está encargado de fiscalizar y regular el sistema eléctrico del país. Están diferenciadas la generación transmisión y distribución. Posee un mercado mayorista y minorista, que opera a través de agentes. Mercado eléctrico liberado. El estado a través de la comisión de regulación de energía (cre) está encargado de fiscalizar y regular el sistema eléctrico del país. Están diferenciadas la generación transmisión y distribución. Mercado eléctrico liberado. Venta energía a través de mercado spot. La dirección general de suministro eléctrico (DGES) está encargada de fiscalizar y regular el sistema eléctrico del país. Están diferenciadas la generación transmisión y distribución. Mercado eléctrico liberado e integrado con Portugal. Venta energía a través de mercado spot operado por el operador de mercado eléctrico (OMELl). La comisión nacional de energía (CNE) supervisa y regula la calidad del servicio eléctrico. Están diferenciadas la generación transmisión y distribución. Mercado eléctrico liberado e integrado con España. Venta energía a través de mercado spot operado por el operador de mercado eléctrico (omel). La comisión nacional de energía (cne) supervisa y regula la calidad del servicio eléctrico. Están diferenciadas la generación transmisión y distribución. Mercado eléctrico liberado e integrado por el nord pool spot (Noruega-Suecia-Finlandia- Dinamarca). La regulación del mercado eléctrico, es compartida entre los países integrantes del nord pool. Pero cuenta con instituciones nacionales que trabajan en conjunto. Los estados tienen carácter de reguladores. Mercado eléctrico liberado. El estado y gobiernos federales están encargados de fiscalizar y regular el sistema eléctrico del país. Están diferenciadas la generación transmisión y distribución. Posee un mercado mayorista y minorista, que opera a través de agentes o bulk power. Mercado eléctrico liberado. El estado y gobiernos federales están encargados de fiscalizar y regular el sistema eléctrico del país. Están diferenciadas la generación transmisión y distribución. Posee un mercado mayorista y minorista, que opera a través de agentes o bulk power. DEPENDENCIA ENERGÉTICA ALTA ALTA ALTA ALTA ALTA ALTA BAJA BAJA Fuente: International Energy Agency (IEA), Valgesta MARCO NORMATIVO A través del Renewable Energy Sources Act (Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG) 2004, Alemania ha desarrollado distintos instrumentos y mecanismos para el desarrollo y uso de energías renovables a gran y pequeña escala. Se destacan los programas de financiamiento de sistemas renovables por medio de préstamos blandos a través del KWF BANKENGRUPPE, subsidios a la inversión y mecanismos de Feed in Tariff para fuentes de energías renovables. A través Le Grenelle de l'environnement, Francia ha desarrollado políticas con el fin de promover el desarrollo de las energías renovables en el largo plazo. Esta política fomenta el desarrollo tanto a pequeña y gran escala. Actualmente la ley White Paper presenta una reforma al sistema eléctrico inglés, permitiendo diversificar la matriz energética, potenciando el uso de energías renovables en especial la energía eólica oceánica y la eficiencia energética. La ley PPS22 de Energías Renovables, es la política de planificación nacional de energía renovable publicada en el 2004, esta va acompañada de una guía, la cual fija las directrices de planificación y desarrollo de programas de energía renovables a través de Inglaterra de gran y pequeña escala. De acuerdo con el Plan Nacional de Acción de Energías Renovables , permite al Gobierno la elaboración de los planes de energías renovables con el fin de alcanzar los objetivos nacionales de energía renovable. Permitiendo incorporar en la estrategia nacional de energía, el desarrollo de sistemas de generación con fuentes renovables de gran y pequeña escala. La ley DL 363/2007 bonifica la generación de electricidad a través de cualquier sistema renovable con una potencia inferior a 3,68 kw. Con la excepción de la biomasa, el pago de estas bonificaciones está orientado a la instalación de energía solar térmica en el mismo lugar. El esfuerzo del gobierno por promocionar la energía solar térmica, esto se debe a su necesidad de alcanzar los objetivos que se habían puesto para Hasta ahora, sólo hay instalados m2, menos de la mitad del millón que había previsto. Estrategia Danesa de la Energía para 2050 es lograr el 100% de independencia de los combustibles fósiles en la matriz energética nacional para el año En un primer paso para eliminar completamente los combustibles fósiles, el gobierno apunta a la caída en el consumo de petróleo, gas y carbón en un 33% entre 2009 y Esta estrategia potencia el desarrollo de fuentes renovables, para la generación eléctrica y térmica. The Energy Policy Act of 1992 (EPAct 1992) proporcionan incentivos y mecanismos para apoyar el desarrollo de los recursos energéticos renovables. La Executive Order se amplía la reducción de energía y medio ambiente de la Orden Ejecutiva por lo que la gestión de gases de efecto invernadero, es una prioridad para el Gobierno Federal. La Orden define los requisitos, objetivos y los plazos para que las agencias federales, definan políticas para el uso de energías renovables en general, como las políticas de contratación de gran y pequeña escala. Cartera de políticas PRINCE EDWARD ISLAND para el desarrollo de fuentes alternativas de energía. Exige que los proveedores de electricidad obtener un porcentaje mínimo de su suministro de electricidad a partir de fuentes de energía renovables. El porcentaje requerido aumenta con el tiempo. 38 TW I TTE ALGES T A

39 9 COREA DEL SUR 10 JAPÓN Tabla 12: Información de las experiencias selectas para el análisis (Parte 2). El estado es el órgano regulador, mercado eléctrico abierto. (KEPCO) es la única empresa a la cual los generadores pueden vender su energía, el gobierno posee el 51% de la empresa. Están diferenciadas la generación transmisión y distribución. Mercado eléctrico liberado. Venta energía a través de contratos. El estado a través del (NSO) regula la calidad del servicio eléctrico. Están diferenciadas la generación transmisión y distribución. ALTA ALTA En el año 2003 se puso en marcha el denominado Ten Year Nacional Basic Plan for New & Renewable Energy (NRE) Technology Development and Dissemination, un plan a diez años centrado en el desarrollo e instalación de sistemas de energías renovables a lo largo de todo el país de gran y pequeña escala. En junio de 2010, el gobierno japonés revisó su política a largo plazo de energía, para hacer frente al crecimiento económico, la seguridad energética y la mitigación del cambio climático. De acuerdo con este plan estratégico, la proporción de energía renovable para el suministro de energía primaria se fija para alcanzar un 10% para el año 2020 siendo el nivel actual de aproximadamente un 5%. 11 AUSTRALIA Mercado eléctrico liberado. Venta energía a través de mercado mayorista (NEM). El estado está como ente fiscalizador y regulador. Están diferenciadas la generación, transmisión y distribución. BAJA A través del Energy White Paper (EWP), se definen una serie de iniciativas políticas energéticas, que se establecen en Australia en el largo plazo, para reducir las emisiones de efecto invernadero del sector energético, y seguir desarrollando la industria energética renovable en Australia. 12 NUEVA ZELANDA Mercado eléctrico liberado. Venta energía a través de contratos y tarifas reguladas. El ministerio de economía y la autoridad eléctrica (EANZ) están como entes fiscalizadores y reguladores. Están diferenciadas la generación, transmisión y distribución. ALTA A través del ministerio de economía y desarrollo, han desarrollado una nueva ley eléctrica, la cual contiene medidas para mejorar los incentivos para la industria y sus participantes, mejorar la gestión en la seguridad del suministro, y para hacer campañas y programas de conservación del recurso a través de la autoridad de conservación de la energía y eficiencia energética. 13 BRASIL El estado es el órgano regulador, mercado eléctrico abierto, si bien el estado licita bloques de energía, las adjudicaciones son a través de privados. Están diferenciadas la generación transmisión y distribución. BAJA En el 2002, Brasil aprobó la Ley que crea el programa de incentivos para fuentes alternativas de energía. Esta ley tiene la finalidad de otorgar incentivos a pequeñas hidroeléctricas, eólicas y plantas termoeléctricas de biomasa que se conecten a la red de transmisión nacional, de esta manera cumplir con el 10% de la generación eléctrica con fuentes de energías renovables. 14 ARGENTINA 15 COSTA RICA 16 PERU 17 URUGUAY El estado es el órgano regulador del mercado, mercado eléctrico abierto, inversiones a través de privados y el estado. Están diferenciadas la generación transmisión y distribución. El estado es el órgano regulador del mercado a través del instituto costarricense de electricidad (ICE) y la autoridad regulatoria de servicios públicos, inversiones a través del estado y privados. Mercado eléctrico liberado, venta de energía a través de mercado spot y por contrato. La dirección general de electricidad (DGE) y el organismo supervisor de la inversión en energía y minería (OSINERGMIN) supervisa y regula el servicio eléctrico. Están diferenciadas la generación transmisión y distribución.. Mercado eléctrico liberado, venta de energía a través de mercado spot y por contrato. Están diferenciadas la generación, transmisión y distribución. La administración del mercado eléctrico (ADME) opera y administra el despacho nacional de cargas. La unidad reguladora de servicios de energía y agua (URSEA) fiscaliza el servicio eléctrico. La administración nacional de usinas y trasmisiones eléctricas (UTE) empresa propiedad del estado mantiene una importante presencia en el mercado. BAJA ALTA BAJA ALTA Ley , apunta a cumplir con el 8% del consumo de fuentes renovables en 10 años. Estrategia Nacional para el Descarbonización de la Economía / Estímulos para Proyectos con Energías Renovables. El objetivo es reducir la dependencia de los combustibles fósiles y al mismo tiempo promover la electrificación de los métodos de transporte terrestre, la modernización del transporte vehicular de personas y bienes, la regionalización del transporte, reforzar el uso del transporte multimodal y de las políticas de eficiencia energética en la industria y consumo general. Perú cuenta con dos leyes que promueven el desarrollo de las energías renovables, estas son: Ley de 2007 tiene por objeto promover la investigación y el desarrollo de biocombustibles y establecer la estructura general del mercado de los biocombustibles. Ley 1002 de 2008 identifica el desarrollo de la electricidad procedente de fuentes renovables y lo establece como una necesidad pública de interés nacional, designa al Ministerio de Minas y Energía como responsable del diseño de la política nacional de energía renovable menor a 20MW. Ley Nº referente a la Promoción de la Energía Solar Térmica, que declara el interés nacional la investigación, desarrollo y formación en su uso. Adicionalmente la Ley concederá las exoneraciones previstas en la Ley de Promoción de Inversiones para la fabricación, implementación y utilización de este tipo de energía. No existe ley específica para el desarrollo de las energías renovables. Fuente: International Energy Agency (IEA), Valgesta 39 TW I TTE ALGES T A

40 En la Tabla 11 y Tabla 12 se describen los aspectos definidos para el segundo filtro de los países preseleccionados, en base a sus similitudes con Chile. Como se observa, en color verde las experiencias y aspectos de gran similitud (Muy Similar), en color amarillo los que tienen un menor grado de similitud (Similar) pero que igual cumplen con un estándar para ser potencialmente preseleccionados en esta etapa y posteriormente de acuerdo a filtros más específicos al Estudio se determinaran cuales serán estudiados, por último, en color rojo se destacan los países con una baja similitud (Poco Similar) y, en consecuencia, quedarían descartados para el análisis de las experiencias internacionales a estudiar. Lo anterior se expone de manera resumida en el siguiente esquema. Figura 1: Preselección de Países por Similitud con Chile. Fuente: Valgesta. A modo de resumen, se destacan las siguientes características identificadas en el análisis realizado: De los países analizados (17 países), 11 presentan una alta dependencia energética. Lo anterior quiere decir que, al igual que Chile, dependen de suministros extranjeros para satisfacer su demanda interna de combustible. En 40 TW I TTE ALGES T A

41 contraparte EE.UU., Canadá, Australia, Brasil, Argentina y Perú presentan una importante industria nacional petrolera y de combustibles. En relación a la normativa vigente, 14 países presentan una legislación que fomenta el desarrollo de energías renovables para generación eléctrica de gran y pequeña escala. Si bien Argentina cuenta con una legislación que fomenta las energías renovables, la intervención del estado en la definición de tarifas eléctrica, y como principal ente en el desarrollo de líneas de transmisión, hace que no clasifique en el estudio, al ser poco comparable esa realidad a la del mercado eléctrico chileno. En el caso de Perú, este cuenta con leyes que promueven el desarrollo de las energías renovables en relación a los biocombustibles y fuentes renovables hasta 20 MW. Sin embargo, Perú no cuenta con legislación que fomente las energías renovables y Net Metering o Net Billing, por lo tanto, no fue considerado dentro de los países preseleccionados para ser estudiados. Uruguay y Nueva Zelanda, presentan una legislación orientada al uso de energía solar para aplicaciones térmicas. Si bien, ambos países cuentan con leyes específicas para el desarrollo puntual de tecnologías e investigación en fuentes renovables en aplicaciones a gran escala, aún no han desarrollado políticas específicas correspondientes a Net Billing. Cabe destacar, que en el caso de Uruguay si ha habilitado la microgeneración conectada a la red a partir de fuentes de Energías Renovables desde el Modelo Net Metering. En relación a los resultados obtenidos del análisis internacional, se pudieron identificar principalmente cinco diferentes mecanismos orientados a incentivar la generación eléctrica a pequeña escala para uso residencial, comercial e industrial. Finalmente y en relación a los aspectos de similitud analizados en los países preseleccionados, se revisaron las características relevantes en torno a los mecanismos de incentivos a nivel internacional, los cuales están enfocados al desarrollo de sistemas de generación a pequeña escala para uso residencial, comercial e industrial. A continuación, se resume en la siguiente tabla, clasificadas por país y tipo de mecanismo, la cantidad de instrumentos que se detectaron en la revisión de experiencias internacionales. Es importante destacar que en esta preselección de países y mecanismos se consideraron tanto el Modelo Net Metering como el Modelo Net Billing. 41 TW I TTE ALGES T A

42 Tabla 13: Revisión Internacional País Descripción Capacidad Sector Tecnología Instrumento de Apoyo El sistema principalmente es de tipo Net Metering en Alemania dado que permite al consumidor obtener una prima asociada a los excedentes de producción, sumado esto, al hecho de que el autoconsumo constituye en Se llega a sí mismo un ahorro para el generar entre Alemania consumidor o cliente. En Alemania desde el 2001 hasta el 2012, existió un programa de feed-in-tariffs, consistente en pagar un valor de app. 0,5 US$/kWh inyectado a la red de distribución. Actualmente 25% a 35% de la energía requerida por Alemania en instantes del día (días soleados), principalmente con tecnología Residenciales, comerciales, industriales y sectores rurales (Principalmente tecnología Fotovoltaica) Fotovoltaica ( instalaciones a finales del 2010) Múltiples Energías Renovables Feed in Tariff Préstamo Blando Subsidio Exención de Impuestos este valor se encuentra en el solar y algo orden de los 0,2 US$/kWh eólica inyectado a la red de distribución. Dado este mecanismo en que se pagaba un precio distinto al de la tarifa de consumo se consideraría un Modelo de tipo Net Billing.. 42 TW I TTE ALGES T A

43 En Australia se opera con dos modelos de tarifas, El Net Model, corresponde a la valorización de los excedentes netos inyectados a la red, donde el precio de la energía 5 kw 200 kw corresponde a un FIT o (Dependiendo Australia Premium Price. Mientras que el Gross Model, corresponde al pago de cada kw/h generado por el sistema del estado) 5 En el caso de los subsidios las capacidades van RE CO - IND 6 Fotovoltaica Fotovoltaica y Eólico Feed in Tariff 7 Subsidio residencial, comercial o de 1,5 kw a 10 industrial conectado a la red kw. de distribución. Dada la forma de operar se considera que el modelo de Australia es más de tipo Net Billing que Net Metering. Las regiones de Columbia Británica, Ontario, Québec, Nueva Escocia y Manitoba cuentan con una regulación Fotovoltaica Exención de Impuestos Canadá de Net Metering. Las empresas distribuidoras Múltiples Energías Feed in Tariff implementaron programas de mejora para la aplicación del Renovables Subsidio Net Metering. Dinamarca, cuenta con un sistema de Net Metering para Eólico Exención de Dinamarca instalaciones fotovoltaicas, esta medición ha sido una manera barata, fácil de administrar y efectiva para estimular el desarrollo de sistemas fotovoltaicos. RE CO - IND Fotovoltaica Múltiples Energías Renovables Impuestos Feed in Tariff Subsidio 5 Ver Tabla 17 6 Ver Tabla 17 7 Ver Tabla TW I TTE ALGES T A

44 EE.UU. España Francia Japón EE.UU. tiene como parte de su Ley de Política Energética, que todas las empresas operadoras que sean públicas deben ofrecer a sus clientes de acuerdo a sus requerimientos Net Metering. En España la norma técnica relacionada con Net Metering se encuentra pendiente. En Francia la energía que se produce por generadores domésticos puede ser vendida y esta es valorizada a un precio mayor que la que el cliente paga por el consumo Japón actualmente posee un programa de energía fotovoltaica, el cual permite a los clientes que vendan la energía generada por estos sistemas a la empresa eléctrica correspondiente. Se recomienda vender toda la energía generada y comprar la consumida a un menor precio. Depende del estado 8 RE CO - IND 910 Fotovoltaica Múltiples Energías Renovables Exención de Impuestos Subsidio 100 kw Fotovoltaica Feed in Tariff RE CO - IND Fotovoltaica Múltiples Energías Renovables Fotovoltaica Amortización Acelerada Exención de Impuestos Feed in Tariff Préstamo Blando Subsidio Feed in Tariff Subsidio Fuente: International Energy Agency (IEA), Valgesta. Los resultados generales obtenidos por el análisis internacional, permitió identificar tipos de instrumentos, los cuales están clasificados en 5 mecanismos distintos de incentivo que son Amortización Acelerada, Exención de Impuestos, Feed in Tariff, Préstamo Blando y Subsidio. Del análisis, se identificaron los siguientes mecanismos más relevantes: el Feed in Tariff y Subsidio a la Inversión. Ellos se destacan como los más utilizados como 8 Ver Tabla 18 9 Los clientes industriales están también considerados en los comerciales, como se aprecia en la Tabla Ver Tabla TW I TTE ALGES T A

45 incentivo para al desarrollo del Net Billing, entendiendo que en general se valoriza de manera mensual la energía inyectada con la energía consumida, y los precios son diferentes, representando un 47% y 38% respectivamente. Como tercer mecanismo, se encuentra aquel asociado a la exención de impuestos, con un 21,4%. En la Tabla 14 se ve de manera general las características de los mecanismos/instrumentos por países, que están asociados a los modelos Net Metering o Net Billing, cabe destacar que en la mayoría de los países se menciona el Modelo Net Metering como base, pero lo que realizan en muchos casos es más similar al concepto de facturación neta (Net Billing), luego, no existe una separación explícita. País Alemania Tabla 14: Resumen de las características los Mecanismos/Instrumentos por Países Tipo de Año Mecanismo/ Descripción Tecnología Inicio Instrumento Préstamo Blando 1997 Alemania Subsidio 2006 Alemania Subsidio 2011 Plazo de 10 a 20 años, con tasa preferencial bajo un 1% o 2% sobre el mercado. Fondos para el desarrollo (I+D) de proyectos de generación fotovoltaica a nivel industrial. Fondos para el desarrollo (I+D) de proyectos de generación con nuevas tecnologías e integración con redes. Múltiples Energías Renovables Fotovoltaica Múltiples Energías Renovables Alemania Feed in Tariff 2012 Australia Feed in Tariff 2007 Australia Feed in Tariff 2008 Australia Feed in Tariff 2008 Australia Feed in Tariff 2008 Australia Subsidio 2008 Australia Subsidio 2009 Tarifas especiales para pequeños generadores comerciales fotovoltaicos de hasta 500 kv. Para proyectos de generación fotovoltaica residencial. Para proyectos de generación fotovoltaica residencial en South Australian hasta 5 kw. Para proyectos de generación fotovoltaica residencial en Queensland hasta 5kW. Para proyectos de generación fotovoltaica residencial en Victoria hasta 5kW y 100kW comercial por un plazo de 15 años. Para la construcción de sistemas fotovoltaicos en escuelas públicas y privadas. Para la construcción de sistemas fotovoltaicos residenciales de hasta 1,5 kw. Fotovoltaica Fotovoltaica Fotovoltaica Fotovoltaica Fotovoltaica Fotovoltaica Fotovoltaica 45 TW I TTE ALGES T A

46 Australia Subsidio 2009 Australia Feed in Tariff 2010 Australia Feed in Tariff 2010 Australia Feed in Tariff 2010 Dinamarca Exención de Impuestos 1997 Dinamarca Feed in Tariff 1998 Dinamarca Feed in Tariff 2004 España Feed in Tariff 2010 Reino Unido Feed in Tariff 2010 Canadá Feed in Tariff 2006 Canadá Feed in Tariff 2009 Canadá Subsidio 2009 Japón Subsidio 1994 Para la construcción de sistemas fotovoltaicos comunitarios de hasta 10 kw. Para proyectos de generación fotovoltaica empresas y comunidades hasta 30kW en todo el territorio australiano. Para proyectos de generación fotovoltaica residencial hasta 5kW en el territorio oeste australiano. Para proyectos de generación fotovoltaica residencial hasta 10kW en New South Wales por 7 años. Bajo esta ley, las personas que participan en la cooperativas (Bürgerwind) para generación eólica pueden elegir entre una tributación normal o simplificada, donde no hay impuestos por 4 años, el resto se grava al 60% del tipo impositivo normal. Net-metering para instalaciones fotovoltaicas de propiedad privada, se compra la energía al mismo precio que la compañía eléctrica vende la electricidad. Para proyectos de generación fotovoltaica residencial hasta 6kW durante los primeros 10 años. Diferenciado por potencia instalada, 5% residencial hasta 5kW, 25% comercial hasta kW y en tierra 45% sobre 100 kw Para pequeñas unidades de generación. Hidro menor a 15 kw, solar menor a 4 kw y eólica menor a 1,5 kw. Por 20 años. Para pequeñas fuentes de generación renovable. Diferenciados hasta 100 kw y entre 100 kw hasta 1.000kW. Para proyectos de generación hasta 10 kw residenciales. Para desarrollo de I+D en proyectos de generación renovable a pequeña escala. Costos de adquisición para módulos FV hasta 10 kw Fotovoltaica Fotovoltaica Fotovoltaica Fotovoltaica y Eólico Eólico Fotovoltaica Fotovoltaica Fotovoltaica Múltiples Energías Renovables Múltiples Energías Renovables Fotovoltaica Múltiples Energías Renovables Fotovoltaica 46 TW I TTE ALGES T A

47 Japón Subsidio 2009 Japón Feed in Tariff 2009 Corea del sur Subsidio 2009 Portugal Feed in Tariff 2007 Portugal Feed in Tariff 2010 Francia Subsidio 1995 Francia Subsidio 1995 Francia Subsidio 2000 Francia Francia Francia Exención de Impuestos Exención de Impuestos Amortización Acelerada Francia Feed in Tariff 2010 Costo de Inversión Total para unidades de generación fotovoltaicas residenciales de hasta 10 kw Para proyectos de generación fotovoltaica residencial hasta 10 kw por los primeros 10 años desde su inicio de operación. Costo de Inversión Total para unidades de generación fotovoltaica y eólicas residenciales. Para proyectos de generación fotovoltaica residencial hasta 5 kw y hasta 150 kw para comerciales. Tarifa de venta eléctrica, igual al costo de compra de electricidad del suministro eléctrico. (Régimen General) Durante los primeros 5 años desde el inicio de sus operaciones (Régimen de Bonificación) Costo de Inversión total para unidades de generación rurales, pequeña escala. Costo de Inversión total para unidades de generación en zonas aisladas, pequeña escala. Para realización de estudios de factibilidad y diagnostico para generación con fuentes renovables y eficiencia energética a escala industrial y residencial. Reducción del IVA en equipos de generación renovables, para ser instalados en casas residenciales en un 5,5%. (Ley de Presupuesto 2003) Reducción del IVA en equipos de generación renovables, para ser instalados en casas nuevas residenciales en un 15%. (Ley de Presupuesto 2003) Industrias pueden amortizar inversiones en fuentes de generación renovable en un 100% en el primer año de operación del proyecto. Tarifa diferenciada para proyectos fotovoltaicos menores a 9kW, residencial. 9kW hasta 31kW comunitario y 31kW hasta 100kW comercial. Fotovoltaica Fotovoltaica Fotovoltaica y Eólico Fotovoltaica Múltiples Energías Renovables Múltiples Energías Renovables Múltiples Energías Renovables Múltiples Energías Renovables Múltiples Energías Renovables Múltiples Energías Renovables Múltiples Energías Renovables Fotovoltaica 47 TW I TTE ALGES T A

48 EE.UU. Feed in Tariff 1992 EE.UU. Subsidio 1992 EE.UU. Subsidio 2001 EE.UU. Subsidio 2007 EE.UU. Exención de Impuestos 2008 EE.UU. Subsidio 2009 Para instalaciones de generación renovable residenciales 10kW. Para instalaciones de generación renovable pequeños, eólica 100kW, geotérmica 2MW y cogeneración hasta 50MW. Para instalaciones de generación renovable residenciales de hasta 30kW. Integración de energía solar a nivel residencial a nivel de inversión. "The California Solar Initiative" Para todos los medios de generación con fuentes de energía renovables. Para la investigación y desarrollo de tecnología aplicada a Smart Grid. Múltiples Energías Renovables Múltiples Energías Renovables Fotovoltaica y Eólico Fotovoltaica Múltiples Energías Renovables Múltiples Energías Renovables Fuente: International Energy Agency (IEA), Valgesta A continuación, son caracterizados los distintos mecanismos de incentivos utilizados a nivel internacional, cabe señalar que las ventajas y desventajas de estos mecanismos se analizarán en los capítulos posteriores en función al desarrollo del Estudio, principalmente en función a como impactaran en los modelos de negocios cuando se efectúen las respectivas evaluaciones económicas privadas y sociales. Amortización Acelerada (Depreciación Acelerada): A través de este mecanismo las empresas industriales y comerciales, que invierten en proyectos de energías renovables, tienen la posibilidad de solicitar la amortización acelerada de las inversiones asociadas. Por ejemplo, el 100% en un año, siempre y cuando dispongan de una estructura fiscal compatible. Exención de Impuestos: Este mecanismo permite un descuento en los impuestos que gravan los componentes de generación eléctrica renovable para uso residencial, comercial e industrial. Liberan mediante una disposición legal la obligación de pagar, la totalidad o de manera parcial, las contribuciones al Estado. Cabe mencionar que la exención de impuestos y la franquicia tributaria no son el mismo concepto, ya que la exención de impuestos libera por disposición legal de la obligación de pagar impuestos al Estado. Franquicia Tributaria: Este mecanismo entrega un beneficio que permite disminuir la carga tributaria u obtener recursos no tributables. En general en los países revisados no se han visto mecanismos asociados a franquicia tributaria, sin embargo, se considera en esta etapa dado que podría ser una alternativa a evaluar. 48 TW I TTE ALGES T A

49 Feed in Tariff o FIT: Este mecanismo permite impulsar el desarrollo de proyectos de generación renovable, mediante el establecimiento de una tarifa especial, premio o sobre precio, por unidad de energía eléctrica inyectada a la red. Es decir, se interviene el precio de mercado de la electricidad que es recibido por el generador residencial, comercial e industrial. Esto permite obtener precios más competitivos en relación con el menor precio que será pagado por concepto de venta de energía eléctrica por parte de la empresa distribuidora eléctrica. Préstamo Blando: Este mecanismo corresponde al otorgamiento de préstamos en condiciones preferenciales para el desarrollo de proyectos de generación renovables, los cuales se destacan por ofrecer menores tasas de interés en comparación al mercado y/o plazos o periodos de pago más prolongados. Estos tienen como objetivo financiar parte o la totalidad del costo de inversión de un sistema de generación renovable. En los países estudiados, en general, este tipo de mecanismo son ejecutados a través de entidades públicas y privadas. Subsidio: Este mecanismo corresponde a un incentivo económico, orientado a la inversión, que permite reducir en un porcentaje determinado, los costos asociados a la implementación de un sistema de generación renovable residencial, comercial e industrial. Realizado el análisis y especificados los mecanismos de incentivo identificados a nivel internacional, se definieron, en relación al objetivo u orientación, las distintas tecnologías utilizadas para generación distribuida a pequeña escala (aplicada a Net Metering o Net Billing). Lo anterior se ve expresado en la Tabla 13, en función a la orientación de los instrumentos utilizados por los países en estudio. De los instrumentos analizados, la energía solar fotovoltaica representa un 45% de las aplicaciones, esto significa que existen 19 instrumentos orientados específicamente al desarrollo de sistemas de generación residencial, comercial e industrial con esta tecnología. En segundo lugar, los instrumentos orientados a múltiples energías renovables (Solar Fotovoltaica, Eólica, Biomasa, Hidráulica) representan un 50% de los mecanismos de incentivo, es decir, su enfoque u objetivo es promover distintos sistemas o tecnologías renovables para uso en sistemas de generación distribuidas a pequeña escala. Sin embargo lo anterior, en la Tabla 13 se aprecia claramente que los instrumentos que se utilizan, en su mayoría, consideran la tecnología fotovoltaica. Es importante señalar que independientemente de los instrumentos y tecnologías consideradas para los países estudiados en la Tabla 13, se considerará también para el análisis la tecnología de cogeneración. 49 TW I TTE ALGES T A

50 Cabe destacar que actualmente Brasil y España, cuentan con las normas y leyes aprobadas para el desarrollo del Net Metering, pero no cuentan con el reglamento técnico que regule el pago de la inyección y la operación de estos sistemas con la red de distribución. En contraparte, Costa Rica posee un programa piloto de Net Metering, el cual tiene como objetivo adquirir experiencia sobre tecnologías y operación del sistema eléctrico del país. En términos generales, se destaca la energía Solar FV para aplicaciones de generación residencial, comercial e industrial, la cual representa un 45% de los instrumentos utilizados en los países estudiados para el desarrollo Net Metering y Net Billing y con esto el autoconsumo. En la tabla siguiente, se presenta a modo de resumen la situación actual de balance neto en algunos países. Cabe destacar que cuando se hace referencia al Net Metering Mixto se está indicando que el tipo de remuneración es de tipo balance neto (Net Metering) y facturación neta (Net Billing). Tabla 15: Situación Actual Balance Neto Fuente: Agencia Andaluza de la Energía. 50 TW I TTE ALGES T A

51 3.3 Países Específicos Seleccionados Una vez efectuado el análisis internacional de los países preseleccionados, y ahora considerando la utilización de los mecanismos que fomentan el Net Billing, como así también, a la caracterización de tecnologías utilizadas, se seleccionaron 4 países plenamente comparables con el caso en estudio, los cuales han abordado el desarrollo de políticas de Net Metering y/o de Net Billing, a través de diferentes mecanismos de incentivo. Los mismos se detallan a continuación. Países Amortización Acelerada Exención de Impuestos Tabla 16: Países destacados. Feed in Tariff Préstamo Blando Subsidio Alemania - Flexibilidad Rebaja en los Tarifaria Programas de pagos de instalaciones financiamiento en impuestos para de biogás condiciones las empresas nuevas y preferenciales a Mecanismos de subsidios, distribuidoras existentes. través del que proporciona eléctricas, las Como para Bankengruppe incentivos para incorporar cuales hayan sistemas (KfW), entre 10 y energías renovables en comprado al Fotovoltaicos. 20 años plazo, las viviendas, comercio e menos un 50% de A fines del año con tasas de industria. Además para el la energía que 2010 ya interés de 1% a desarrollo de nuevas venden a fuentes disponían de 2% por debajo de tecnologías solares. de energías los niveles de renovables instalaciones interés del fluctuantes (Eólica con tecnología mercado. y Solar) solar. Flexibilidad Australia - - Tarifaria El subsidio se aplica a los caracterizada primeros 1,5 kw por potencia instalados y a los instalada y por primeros 10 kw para estado. Opera - sistemas remotos. Asocia con dos montos de subsidio, modelos de desde US$ 750 hasta US$ tarifas Net y dependiendo de la Gross. zona del país. Duración hasta 20 años. 51 TW I TTE ALGES T A

52 EE.UU. - Ley de Política Energética Federal del 2005 (HR 6, sec. 1335), el cual estableció un crédito fiscal del 30% (hasta USD 2.000) - - Provee pagos de incentivos financieros para nuevas instalaciones de generación de energía renovable a pequeña escala. Reciben incentivos anuales de 1,5 centavos de dólar por kilowatt-hora (1993 USD e indexado por CPI) durante los primeros 10 años de su operación de cada año fiscal. Programa Iniciativa Solar de California (CSI) Francia Amortización acelerada de los costos de inversión hasta en un 100% en un año, siempre y cuando se posea la estructura fiscal para utilizar este bono. Exención tributaria (IVA) equivalente a un 5,5% aplicable a los equipos de generación renovables eléctricos en casas usadas y un 15% en casa nuevas. Flexibilidad Tarifaria caracterizada por potencia instalada características de instalación. y Financiamiento a través del Banco de Desarrollo Francés con garantía estatal con plazo máximo hasta 15 años. Fuente: International Energy Agency (IEA), Valgesta. Programa Connecticut Solar Lease Program. Subsidio hasta en un 50% en los estudios de factibilidad técnica y económica para el diseño y diagnóstico de sistemas de generación renovables. En relación a la tabla anterior, a continuación se describen con mayor detalle las características generales de cómo operan estos mecanismos en los países seleccionados. Cabe señalar que la selección de estos países, respondió al ámbito transversal que presentan, en relación al uso de los distintos mecanismos identificados a nivel internacional Alemania En la actualidad, la reforma de la Ley de Energías Renovables, o Erneuerbare-Energien- Gesetz (EEG), recientemente entrada en vigor (EEG 2012), ha centrado los esfuerzos de Alemania en potenciar el uso de energías renovables, en el marco de importantes cambios en la infraestructura eléctrica del país, producto de la desnuclearización del parque generador alemán. Para ello, los principios básicos de la reforma al EEG se fundamentan en dar prioridad de compra, transporte y distribución de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables. Además el sistema de compensación tarifaria o Feed in Tariff (Feed-Legal) se mantiene sin cambios, permitiendo mantener 52 TW I TTE ALGES T A

53 precios competitivos de energía renovable en el largo plazo. Para ello, el EEG desarrolló las siguientes estrategias para la producción eléctrica con energías renovables y su integración en el mercado. Desarrollo de un mercado Premium (para todas las energías renovables, y obligatorio desde el 2014 para las nuevas instalaciones de biogás). Flexibilidad Tarifaria o Prima (para instalaciones de biogás nuevas y existentes). Una rebaja en los pagos de impuestos para las empresas de servicios que vendan electricidad, las cuales hayan comprado al menos un 50% de la energía que venden a fuentes de energías renovables fluctuantes (Eólica y Solar). Integración de sistemas fotovoltaicos, en los instrumentos tarifarios o Feed in Tariff, así como el apoyo en la gestión para el EEG. En base a lo anterior, el sistema en Alemania principalmente está enfocado en un Modelo de tipo Net Billing, el que permite al consumidor (cliente) obtener una prima asociada a los excedentes de producción, sumado esto, al hecho de que el autoconsumo constituye en sí mismo un ahorro para el cliente. Esta tarifa preferencial incentiva a que las instalaciones residenciales, comerciales e industriales, puedan aportar a la red de distribución sus excedentes de electricidad generada a través de tecnologías renovables. Para ello, el gobierno alemán instó a las compañías eléctricas a comprar la electricidad proveniente de fuentes renovables con una tarifa especial (Feed in Tariff), la cual desde el año 2000, permite al usuario tener claridad en el retorno económico de su instalación en operación en un plazo de 20 años. Para el balance de electricidad, en la factura final se descuentan los consumos a las inyecciones de energía renovable realizadas, dadas por el medidor bidireccional. Del resultado obtenido, los excedentes son valorizados a través de una tarifa preferencial o Premium, la cual es pagada por la empresa distribuidora eléctrica al cliente. Dado que existe una tarifa Premium diferente a la que la distribuidora cobra a sus clientes, este tipo de mecanismo es un Modelo Net Billing. Cabe destacar que en Alemania desde el 2001 hasta el 2012, existió un programa de feed in tariff (FIT), consistente en pagar un valor app. de 0,5 US$/kWh inyectado a la red de distribución, lo que dio como resultado que actualmente el 51% de la energía renovable en Alemania provenga de pequeños medios de generación, lo que ayudó a mejorar el 53 TW I TTE ALGES T A

54 sistema de energía, a reducir los costos de instalación y a generar mayores empleos. Dado lo anterior, fue posible que actualmente el valor de compra de un kwh inyectado se encuentre en torno a los 0,2 US$/kWh inyectado a la red de distribución. Dado este modelo de tarifas (Premium), el que está garantizado a largo plazo entrega seguridad al pequeño generador, lo cual fomenta e incentiva la inyección de los excedentes de energía, directamente al sistema de distribución. Para provocar además el autoconsumo, cabe destacar que la nueva regulación obliga a que cada instalación fotovoltaica consuma al menos un 20% de la energía que produzca. En el caso de que inyecte toda la energía generada a la red, sólo recibe el 80% de la retribución, de esta manera se incentiva el autoconsumo. A parte del mecanismo de FIT, Alemania por medio de La Corporación de Préstamos para la Reconstrucción y el Bankengruppe (KfW), ofrece programas de financiamiento en condiciones preferenciales, a través de créditos blandos bajo garantías estatales. Estas condiciones de crédito oscilan entre 10 y 20 años de plazo, con tasas de interés de 1% a 2% por debajo de los niveles de interés del mercado. A través de este financiamiento, el KfW-Infrastrukturprogramm permite inducir el uso de fuentes de energía renovables para generación eléctrica y térmica, como la conversión de los sistemas de calefacción. A partir de 2009, el Programa de Energías Renovables del KfW incorpora el Programa de Generación con Energía Solar, el cual concede financiamiento para sistemas fotovoltaicos en construcciones nuevas y en casas de bajo consumo de energía (Pasive Houses), como, así también, financiamiento para la modernización de viviendas antiguas. El KfW-Infrastrukturprogramm, además de apoyar a la empresa privada, es el único programa que se aplica a los municipios, instituciones públicas y organizaciones sin fines de lucro. Este último apunta a la modernización energética de edificios comunales (por ejemplo, escuelas, jardines infantiles). Además, y en complemento a los créditos blandos, Alemania ha desarrollado mecanismos de subsidios, los cuales permiten proporcionar nuevos incentivos para los arquitectos e ingenieros que incorporan el uso de las energías renovables en las viviendas, a través del Verordnung über die Gebührenordnung für Architekten und Ingenieure. Sin embargo, desde el 2012 los subsidios a los paneles solares por parte del gobierno están siendo recortados, principalmente dado que Alemania ya es capaz de producir una cantidad importante de energía solar, y el gobierno indica que la demanda es tan alta que ya no puede mantener esa tecnología. 54 TW I TTE ALGES T A

55 A modo de referencia, Alemania tiene una capacidad de producción de más de 25 GW y en diciembre de 2011 agregó 7,5 GW a su parque solar, como referencia este aumento de producción significó al gobierno alemán entregar subsidios por una cifra cercana a los millones de dólares. En días soleados y despejados, la energía solar puede aportar entre un 25% a un 35% de la energía del país. El éxito de la energía solar en Alemania se debe una generosa política de subsidios para promover las fuentes renovables, en especial las células fotovoltaicas 11. Así también, el esquema de subvenciones obliga a las empresas públicas a pagarles a los ciudadanos que generan su propia energía solar, por ejemplo, con paneles en los techos de sus casas. Dado lo anterior, se están produciendo los recortes a los subsidios a la tecnología solar, sin embargo, se estima que lo que podría suceder es que parte de estos recortes se dirijan hacia otras tecnologías renovables, con lo que se podrían potenciar otras tecnologías. Sin embargo, las empresas distribuidoras, dado que son las que están obligadas a pagarles a los clientes que poseen tecnología solar, transfieren los mayores costos (por los recortes de subvenciones) a sus clientes en las facturas de electricidad. Dado lo anterior el gobierno indica que compensaría la baja en las subvenciones reduciendo la carga financiera que pesa sobre los consumidores. Por último, existen otros subsidios, como es el del Centro de Evaluación de Tecnología Fotovoltaica (PV-Tec), que en conjunto al Instituto Público-Privado Fraunhofer para Sistemas de Energía Solar (ISE), poseen fondos para asesorar a los fabricantes de células solares y sistemas solares, que estén interesados en probar nuevas tecnologías y productos. A modo de resumen y de acuerdo a lo revisado se muestran en las figuras siguientes, el potencial fotovoltaico por tipo de cliente y un nuevo mecanismo de incentivo que se está revisando en Alemania. 11 Inter Press Service (IPS), Agencia de Noticias 55 TW I TTE ALGES T A

56 Figura 2: Potencial Fotovoltaico por Tipo de Cliente en Alemania. Fuente: Industry overview. The photovoltaic market in Germany. Considerando la figura anterior y que la energía generada fotovoltaico en el sector residencial es de aproximadamente GWh y la energía total del sistema sería de GWh, el porcentaje asociado al residencial es de 7,56%, si consideramos este mismo porcentaje para la realidad chilena la que posee en sus sistemas interconectados SIC y SING un consumo de aproximadamente GWh para clientes regulados y libres, la energía producida con tecnología fotovoltaica para el segmento residencial sería del orden de GWh, si se considera el 7,56%. 56 TW I TTE ALGES T A

57 Figura 3: Nuevo Mecanismo de Incentivo Fuente: Industry overview. The photovoltaic market in Germany Australia Las bases para el desarrollo del Net Metering 12 en Australia, datan de 1998, a través de la estrategia adoptada por el cambio climático o Safeguarding the Future: Australia's Response to Climate Change. Si bien esto sentó los cimientos para el desarrollo de programas en eficiencia energética y energías renovables, dadas las características de organización del país, Australia no posee una política nacional única para el desarrollo del Net Metering, sino que cada estado posee un programa diferente o adaptado en función a las características de operación de sus sistemas eléctricos. Pero todos comparten un denominador común, se caracterizan por utilizar como mecanismo de fomento el Feed in Tariff o FIT. Lo cual se ve reflejado en la siguiente tabla. 12 Dado como operan los sistemas en Australia al existir dos precios uno de venta y otro de compra de energía se considera para efectos de este estudio como modelos Net Billing. 57 TW I TTE ALGES T A

58 Estado VIC Tabla 17: Feed in Tariff por Estados en Australia. Tamaño Duración del Estado Ratio de Pago Máx. Programa Iniciado en Noviembre kw 60c/25c/8c (crédito/efectivo) Modelo 15 años Net SA Iniciado en Julio kw 44c/25c Variable Net ACT Iniciado en Marzo kw 30.16c/1:1 20 años Gross TAS Iniciado 10 kw 1:1 20 años Net NT Iniciado 10 kw WA Terminada en Agosto 2011 Igual al ratio de consumo 20 años Gross 30 kw Variable 10 años Net QLD Iniciado en Julio kw 44c/8c -16c 20 años Net Nuevo Programa desde NSW 10 kw 60c, 20c, 8-13c 7 años Gross Julio 2012 Fuente: International Energy Agency Database (IEA). VIC=Victoria, SA=South Australia, ACT =Metropolitan Area, TAS=Tasmania, NT=Northern Territory, WA=Western Australia, QLD=Queensland, NSW=New South Wales. Cabe destacar que en Australia se opera con dos modelos de tarifas, Net y Gross. El Net Model, corresponde a la valorización de los excedentes netos inyectados a la red, donde el precio de la energía corresponde a un FIT o Premium Price. Mientras que el Gross Model, corresponde al pago de cada kw/h generado por el sistema residencial, comercial o industrial conectado a la red de distribución, lo cual proporcionar un retorno financiero más seguro, ya que se paga por toda la electricidad generada, independientemente si es o no, consumida por el cliente. En ambos casos dado que son precios diferentes respecto al precio de venta para efectos de este estudio se consideraron Modelos Net Billing. En términos generales, las leyes estatales australianas que consideran FIT s, están centradas en el apoyo a la energía solar fotovoltaica, en el contexto residencial, comercial e industrial. Las capacidades o límites sobre la capacidad instalada de los proyectos (por ejemplo, 10 kw en NSW) permiten de manera significativa, apoyar proyectos de pequeña escala. Además, Australia ha desarrollado subsidios para amortizar los costos de inversión. Para ello, el Programa de Crédito Solar (The Solar Credits Scheme) ofrece un subsidio al capital por adelantado, para la instalación de sistemas de pequeña escala, a partir de energía solar, eólica y sistemas hidroeléctricos. El subsidio se aplica a los primeros 1,5 kw instalados en sistemas conectados a la red, y a los primeros 10 kw para sistemas remotos. El programa tiene vigencia desde el 1 de julio de 2009 y se eliminará el 30 de junio de Se caracteriza por definir zonas dentro del país, asociadas a montos de subsidio, desde US$ 750 hasta US$ a los 58 TW I TTE ALGES T A

59 primeros 1,5 kw instalados. Estos deben estar certificados por la Renewable Energy Certificates (RECs). Australia ha aplicado un sistema complejo de incentivos normativos y de mercado para incrementar la porción de renovables en su matriz. A partir del año 2000, con la promulgación de la Renewable Energy Act 2000, Australia se ha propuesto incrementar la producción de energía eléctrica con ER en 9500 GWh por año a 2010, con la introducción del Mandatory Renewable Energy Target (MRET). El MRET es una norma que obliga a los distribuidores a obtener un número determinado de Renewable Energy Certificates (REC s) o certificados de energía renovable proporcional a la electricidad que distribuyen. De no cumplir con esta obligación enfrentan una multa de US$ 31 por cada REC que dejen de obtener. Cada REC representa 1 MWh de electricidad proveniente de ER. Otro programa, corresponde al programa de Iniciativa de Energía Limpia o Clean Energy Initiative (CEI), el cual está diseñado para apoyar la generación de energías limpias y nuevas tecnologías que permiten reducir las emisiones de carbono. El programa incluye cuatro componentes: Soporte para tecnologías de baja emisión de carbón, esto en relación al Carbon Capture and Storage Flagships Program y al National Low Emissions Coal Initiative. Apoyo a las tecnologías solares, esto en relación al Australian Solar Institute. Fondos al Centro Australiano para la Energía Renovable, el cual apoya el desarrollo tecnológico y la comercialización energética. Fondos de apoyo para las energías renovables y la eficiencia energética a través del Renewable Energy Future Fund Estados Unidos En EEUU, el Net Metering tomó forma en 1978, con la Public Utility Regulatory Act, siendo posteriormente actualizado en el 2005 por la Energy Policy Act (Public Law ). Desde el 2011, el Net Metering es aplicado por más de 47 estados 13 de los 51 estados de los Estados Unidos, los cuales poseen su propia regulación y normativa. En la mayoría de 13 U.S. Departament of Energy, Database of State Incentives for Renewables & Efficiency. 59 TW I TTE ALGES T A

60 las regulaciones estatales, se acota el Net Metering 14 a instalaciones de microgeneración ubicadas en los mismos puntos de consumo. En varios estados se permiten instalaciones a la escala de 1MW, destacándose Colorado, donde existe la figura del Community Solar Garden 15, el cual permite a varios clientes o titulares, asociar el Net Metering a la producción de una misma planta solar, aunque no se encuentre inmediata en sus respectivos puntos de consumo. Otro caso destacado corresponde al estado de California, el cual constituye uno de los más antiguos estados que utilizan el Net Metering en su sistema de distribución eléctrica, desde 1996 y actualmente es uno de los ejemplos de autoconsumo. En California, la energía excedente se inyecta a la red y el usuario sólo paga la diferencia entre la energía extraída y la inyectada. En este sistema, el valor de la energía inyectada a la red genera un crédito de consumo, cuyo valor es igual al costo evitado (Avoided Cost). Este crédito, tiene una duración de hasta 36 meses. Otra de las características destacables, es que las distribuidoras o compañías eléctricas asumen los costos de conexión, el costo causado por la energía inyectada a red por los usuarios del sistema de Net Metering y asumen también los costos asociados al incremento de la carga administrativa. Respecto a la potencia, en California el 2008, se tenía con este mecanismo de incentivo una potencia de 386 MW, de los cuales casi el 95% correspondía a tecnología fotovoltaica. En este estado se tiene un límite de potencia de 1 MW, pero en otros estados el límite de potencia puede llegar hasta 2 MW o más. Los principales usuarios son de tipo residencial, comercial, industrial y agrícola. La meta para el estado de California, es alcanzar para el 2020 un abastecimiento del 33% de su demanda energética vía ER. Si bien sus programas de fomento han demostrado relativo éxito, la California Energy Comission (CEC) se encuentra realizando intensos estudios y observando con gran atención la experiencia alemana, de manera de implementar un sistema de fomento que le permita acceder a la meta auto impuesta. En términos generales, EE.UU. incentiva el desarrollo e inversión en sistemas de generación a pequeña escala (Residencial, Comercial e Industrial), operando mecanismos de exención de impuestos y subsidios a la inversión a través de programas 14 Cabe destacar que en Estados Unidos dada la manera de operar en varios de sus estados con precios para la energía inyectada distintos al precio tarifa, que es el que pagan los clientes por la energía consumida, se asume que en esos casos utilizan el Modelo Net Billing, independiente a que habitualmente en la literatura aparece mencionado al igual que en esta revisión y análisis el Modelo Net Metering. 15 U.S. Departament of Energy, Database of State Incentives for Renewables & Efficiency. 60 TW I TTE ALGES T A

61 gubernamentales. Ejemplos como los de Colorado y California, representan en gran medida la realidad en la operación y valorización de los excedentes eléctricos inyectados a la red de distribución eléctrica en el país del norte. De estos instrumentos de exención de impuestos, se destaca La Ley de Política Energética Federal del 2005 (HR 6, sec. 1335), la cual estableció un crédito fiscal del 30% (hasta US$ 2.000) para la compra e instalación de sistemas solares residenciales eléctricos y para agua caliente sanitaria (ACS), como de otras fuentes renovables. Esta ley fue mejorada con la Ley de Estabilización Económica de Emergencia de 2008 (HR 1424), promulgada en octubre de Con respecto a los subsidios, el Renewable Energy Production Incentive (REPI), creado bajo la Ley de Política Energética de 1992 y modificado en Provee pagos de incentivos financieros para nuevas instalaciones de generación de energía renovable a pequeña escala. Las instalaciones que califican reciben incentivos anuales de 0,015 US$/kWh (1993 USD e indexado por CPI) durante los primeros 10 años de su operación, a cada año fiscal. A Diciembre del 2012 este valor equivale a 0,0235 US$/kWh. En relación a las políticas de incentivo, el San Francisco Solar Energy Incentive Program es un programa de estímulos municipales, para fomentar la instalación de energía fotovoltaica (FV) a nivel residencial, comercial e industrial. Para ello existen diferentes niveles de incentivos disponibles, los cuales permiten focalizar mecanismos para propiedades residencial de bajos ingresos, multifamiliares residenciales y para organizaciones sin fines de lucro. Como requisito general, los sistemas deben ser de al menos un 1 kw de la capacidad. Las instalaciones básicas residenciales, pueden obtener un subsidio entre US$ y US$ En residencias de ingresos menores, pueden obtener un subsidio de hasta US$ Empresas comerciales e industriales pueden recibir un monto máximo de US$ Edificios de varias unidades residenciales que son operados por una organización sin fines de lucro, pueden recibir US$ por kw hasta un máximo de US$ Otros programas asociados a Net Billing son California Solar y Connecticut Solar Lease Program. California Solar consiste en una iniciativa que ofrece dinero en efectivo a quienes cuenten con instalaciones de energía solar en su hogar o negocio. El objetivo de este programa Iniciativa Solar de California (CSI) es incorporar al parque generador energía mediante tecnología solar entregando a los clientes descuentos en efectivo por cada kw de energía solar instalado en casas, negocios, granjas, escuelas, organizaciones gubernamentales y organizaciones sin fines de lucro. 61 TW I TTE ALGES T A

62 Los requisitos en este instrumento son, ser clientes y comprar energía a las Distribuidoras de servicios públicos de California y tener techo o espacio en el suelo donde se reciba luz del sol. Si se cumple con estos requisitos se deben efectuar 5 pasos: 1. Paso 1: Auditoría de Eficiencia Energética, consistente en efectuar una auditoría de eficiencia energética, y asegúrese de tomar ventaja de todas las formas rentables para ahorrar energía y dinero en la propiedad. 2. Paso 2: Encontrar un Instalador Solar, es decir, un contratista calificado obtener el sistema de energía solar. 3. Paso 3: Aplicar los descuentos. Los contratistas calificados son los encargados del proceso de solicitud de CSI para sus reembolsos. 4. Paso 4: Instalar el sistema. Una vez recibida la carta de conformidad el cliente puede gestionar la instalación del sistema y la interconexión a la red de distribución. 5. Paso 5: Solicitud del Incentivo. Una vez que está instalado y operativo el proyecto se presenta el Formulario de Solicitud de Incentivos. El otro programa correspondiente al de Connecticut Solar Lease Program, combina el programa de descuento solar innovador de CCEF y el poder de financiamiento de leasing, de esta manera los clientes pueden contar con instalaciones de energía solar en sus hogares a los más bajos costos posibles. El valor de los incentivos adicionales, pueden ayudar a no tener la necesidad de un pago inicial por los equipos y a la vez reducir los costos de arriendo mensual de estos. Tabla 18: Características de cómo Operan Net Metering o Net Billing en algunos Estados de Estados Unidos Estado de Estados Unidos Límite de potencia Res/Com(kW) Renovación Mensual Compensación Anual Alabama 100 Si, indefinidamente Varía Alaska 25 Si, indefinidamente Precio tarifa Arizona 125% de la carga Si, costo evitado al final del año de facturación. Costo Evitado Arkansas 25/300 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa California Si, indefinidamente Varía Colorado 120% de la carga o 16 10/25* Si, indefinidamente Varía* Connecticut Si, costo evitado al final del año de facturación. Precio tarifa 16 * Donde aparece * en esta tabla es que depende de la Distribuidora. 62 TW I TTE ALGES T A

63 Delaware 25/500 o 2.000* Si, indefinidamente Precio tarifa District of Columbia Si, indefinidamente Precio tarifa Florida Si, costo evitado al final del año de facturación. Precio tarifa Georgia 10/100 No A una tasa determinada Idaho 25 o 25/100* No Precio tarifa o costo evitado* Illinois 40 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa Indiana Si, indefinidamente Precio tarifa Iowa 500 Si, indefinidamente Precio tarifa Kansas 25/200 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa Kentucky 30 Si, indefinidamente Precio tarifa Louisiana 25/300 Si, indefinidamente Costo evitado Maine 100 o 660* Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa Maryland 2 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa Michigan 150 Si, indefinidamente Precio tarifa (Parcial) Minnesota 40 No Precio tarifa Misuri 100 Si, hasta el final del año fiscal Costo evitado Montana 50 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa Nebraska 25 Si, hasta el final del año fiscal Costo evitado Nevada 1000 Si, indefinidamente Precio tarifa Nuevo Hampshire 100 Si, indefinidamente Precio tarifa Nueva Jersey Nueva York Consumo Año Anterior 10 a o Carga Máxima Carolina del Norte Si, costo evitado al final del año de facturación. Varía Si, hasta la temporada de verano de facturación. Precio tarifa Costo evitado o Precio tarifa Precio tarifa Dakota del Norte 100 No Costo evitado Ohio No explicita límite Si, hasta el final del año fiscal Tasa de generación Oklahoma 100 o /año No Oregón 10/25 o 25/2.000* Pensilvania 50/3.000 o Rhode Island para la mayoría, or 3.500* Carolina del Sur 20/100 Si, hasta el final del año de facturación * Si, "precio a comparar" al final del año de facturación Opcional Si, hasta la temporada de verano de facturación Coste evitado, pero las distribuidoras no están obligadas a comprar. Varía Precio tarifa Un valor algo menor al Precio tarifa En función al tiempo de uso. Utah 25/2,000 o 10* Varía* Costo evitado o Precio tarifa* Vermont 250 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa 63 TW I TTE ALGES T A

64 Virginia 10/500 Si, la opción de coste evitado al final del año de facturación Precio tarifa Washington 100 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa Virginia Occidental Wisconsin 20 No Wyoming Si, hasta a doce meses Precio tarifa Si, costo evitado al final del año de facturación. Fuente: Wikipedia Precio tarifa para las energías renovables, costo evitado las no renovables Precio tarifa Cabe destacar que el crecimiento de los usuarios del Net Metering y Net Billing en Estados Unidos ha sido importante y continuará siéndolo respecto a las proyecciones que tiene dicho país, esto se aprecia en la Figura siguiente. Figura 4: Número de clientes con Net Metering en Estados Unidos Fuente: Wikipedia Finalmente, en la tabla subsiguiente se listan los incentivos vigentes por estado, con los respectivos links a los sitios webs de los mismos: 64 TW I TTE ALGES T A

65 Tabla 19: Incentivos existentes por estado de EEUU Solar/Wind 1. State/Region/Utility Technology Solar/Wind Incentive or Rebate Description Alaska (AK) Alabama (AL) Arizona (AZ) British Columbia, Canada (BC) California (CA) Colorado (CO) Connecticut (CT) District of Columbia (DC) Delaware (DE) Florida (FL) Georgia (GA) Hawaii (HI) Iowa (IA) Idaho (ID) Illinois (IL) Indiana (IN) Kentucky (KY) Louisiana (LA) Massachusetts (MA) Maryland (MD) Maine (ME) Michigan (MI) Minnesota (MN) Missouri (MO) Mississippi (MS) Montana (MT) North Carolina (NC) North Dakota (ND) Nebraska (NE) New Hampshire (NH) New Jersey (NJ) New Mexico (NM) Nova Scotia, Canada (NS) Northwest Territories, Canada (NT) Nevada (NV) New York (NY) Ohio (OH) Ontario, Canada (ON) Oregon (OR) Pennsylvania (PA) Puerto Rico (PR) Rhode Island (RI) South Carolina (SC) 1 solar & wind energy incentives in Alaska» View details 56 solar & wind energy incentives in Alabama» View details 43 solar & wind energy incentives in Arizona» View details 1 solar & wind energy incentives in British Columbia, Canada» View details 106 solar & wind energy incentives in California» View details 25 solar & wind energy incentives in Colorado» View details 2 solar & wind energy incentives in Connecticut» View details 4 solar & wind energy incentives in District of Columbia» View details 33 solar & wind energy incentives in Delaware» View details 26 solar & wind energy incentives in Florida» View details 29 solar & wind energy incentives in Georgia» View details 26 solar & wind energy incentives in Hawaii» View details 30 solar & wind energy incentives in Iowa» View details 2 solar & wind energy incentives in Idaho» View details 1 solar & wind energy incentives in Illinois» View details 3 solar & wind energy incentives in Indiana» View details 40 solar & wind energy incentives in Kentucky» View details 2 solar & wind energy incentives in Louisiana» View details 31 solar & wind energy incentives in Massachusetts» View details 15 solar & wind energy incentives in Maryland» View details 6 solar & wind energy incentives in Maine» View details 7 solar & wind energy incentives in Michigan» View details 15 solar & wind energy incentives in Minnesota» View details 5 solar & wind energy incentives in Missouri» View details 72 solar & wind energy incentives in Mississippi» View details 4 solar & wind energy incentives in Montana» View details 27 solar & wind energy incentives in North Carolina» View details 1 solar & wind energy incentives in North Dakota» View details 1 solar & wind energy incentives in Nebraska» View details 5 solar & wind energy incentives in New Hampshire» View details 3 solar & wind energy incentives in New Jersey» View details 10 solar & wind energy incentives in New Mexico» View details 2 solar & wind energy incentives in Nova Scotia, Canada» View details 1 solar & wind energy incentives in Northwest Territories, Canada» View details 14 solar & wind energy incentives in Nevada» View details 53 solar & wind energy incentives in New York» View details 7 solar & wind energy incentives in Ohio» View details 5 solar & wind energy incentives in Ontario, Canada» View details 45 solar & wind energy incentives in Oregon» View details 10 solar & wind energy incentives in Pennsylvania» View details 2 solar & wind energy incentives in Puerto Rico» View details 3 solar & wind energy incentives in Rhode Island» View details 5 solar & wind energy incentives in South Carolina» View details 65 TW I TTE ALGES T A

66 Tennessee (TN) Texas (TX) US (US) Utah (UT) Virginia (VA) Virgin Islands (VI) Vermont (VT) Washington (WA) Wisconsin (WI) West Virginia (WV) Wyoming (WY) 303 solar & wind energy incentives in Tennessee» View details 142 solar & wind energy incentives in Texas» View details 2 solar & wind energy incentives in US» View details 12 solar & wind energy incentives in Utah» View details 4 solar & wind energy incentives in Virginia» View details 1 solar & wind energy incentives in Virgin Islands» View details 9 solar & wind energy incentives in Vermont» View details 13 solar & wind energy incentives in Washington» View details 4 solar & wind energy incentives in Wisconsin» View details 1 solar & wind energy incentives in West Virginia» View details 1 solar & wind energy incentives in Wyoming» View details Fuente: Francia Francia posee un sistema de Net Metering, en el que opera diferentes mecanismos de incentivo para el desarrollo de la generación distribuida a pequeña escala (Production Décentralisée), potenciando el uso de energías renovables y resaltando la solar fotovoltaica en aplicaciones residenciales, comerciales e industriales, en relación a la capacidad instalada. Para ello, Francia ajusta un sistema de tarifas eléctricas para sistemas solares fotovoltaicos. De hecho, la estructura de soporte está dispuesta en torno a dos métodos principales: un sistema de primas ajustables cada trimestre, para la construcción de instalaciones no mayores de 100 kw, y licitaciones para la construcción de instalaciones de más de 100 kw y plantas de montaje en piso (esta última orientada a empresas de generación de pequeña escala). Obtiene como resultado, un Feed in Tariff diferenciado, el cual es descrito a continuación. Sistemas Fotovoltaicos Integrados o Intégrés aux Bâtiments des Installations Photovoltaïques (IBPV): 0,62 US$/kWh para sistemas fotovoltaicos no mayores de 9kW. 0,55 US$/kWh para sistemas fotovoltaicos entre 9kW - 36 kw. Sistemas Simplificados Fotovoltaicos o Simplifié les Systèmes Photovoltaïques (SSP): 0,41 US$/kWh para sistemas fotovoltaicos no mayores de 36 kw. 0,40 US$/kWh para sistemas fotovoltaicos entre 36 kw and 100 kw. Sistemas Montados en Tierra o Montage au Sol des Panneaux Solaires (MSPS): 0,434 cent US$/kWh de tarifa base. 66 TW I TTE ALGES T A

67 En virtud de potenciar la generación distribuida residencial, Francia, a través de la Ley de Presupuestos del 2003, desarrolló una exención tributaria (de IVA) equivalente a un 5,5%, aplicable a los equipos de producción eléctrica con fuentes de energía renovable para uso residencial en viviendas usadas. Esta exención de impuesto es ampliada para viviendas nuevas, siendo el crédito igual al 15% sobre el precio de compra. Además, Francia cuenta con un sistema de créditos preferenciales otorgados a través del Banco de Desarrollo Francés para el financiamiento de los costos de inversión en sistemas de generación renovables para PYMES, el cual opera con un fondo de garantía estatal, que cubre los riesgos a medio y largo plazo (2-15 años) y asegura el riesgo asumido por la entidad financiera que concede el préstamo. Su objetivo es proporcionar a las PYMES una plataforma de financiamiento segura, para inversiones en el desarrollo de sistemas de generación con energías renovables. A este mecanismo se le suma el subsidio a los estudios de factibilidad técnica y económica para el diseño y diagnóstico de sistemas de generación renovables en aplicaciones residenciales, comerciales e industriales. Los niveles máximos de apoyo son de hasta 50% de los costos del estudio, otorgados a través de la Agencia Francesa de la Gestión de la Energía y Medio Ambiente (Environnement français et l'agence de gestion de l'énergie). Adicionalmente, la empresa Electricite de France, ofrece un modelo de venta de energía a sus clientes, el cual consiste en un precio por energía fijo a 20 años, e indexado al IPC, para sistemas fotovoltaicos residenciales, menores a 9 kw. Este modelo fija una generación total anual, la cual no debe ser superada, y valoriza la energía inyectada a la red o excedente, a través de un Feed in Tariff. Por lo tanto, los ingresos totales, están compuestos por los ahorros generados en la factura eléctrica, o autoconsumo, más los excedentes generados e inyectados a la red. Al igual que en los otros países que se analizaron dado que se realizan la venta de energía inyectada a la red a un precio distinto al de venta de la energía consumida se considera para efectos de este estudio un Modelo de tipo Net Billing. 3.4 Países en Desarrollo de Normativas Net Metering Net Billing En esta sección se presentan tres casos de países en desarrollo de la Normativa de Net Metering, el que dado lo que hemos visto no necesariamente es un Modelo Net Metering, sino existen caso que aunque sean denominados Net Metering son más cercanos a un Modelo Net Billing dadas las características de ellos. 67 TW I TTE ALGES T A

68 3.4.1 Brasil El Net Metering o Sistema de Compensación de Brasil, se desarrolló recientemente a través de una junta directiva de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), la cual aprobó el 17 de abril del 2012 las normas destinadas a reducir las barreras para la instalación de generación distribuida a pequeña escala, clasificando la microgeneración para instalaciones con un máximo de 100 kw de potencia instalada y minigeneración de 100 kw a 1 MW instalada. La regla se aplica a los generadores que utilizan fuentes de energía renovables (hidroeléctrica, solar, cogeneración con biomasa y eólica). El Net Metering de Brasil se caracteriza en que los consumidores que instalen micro o minigeneración distribuida, serán responsables de los costos asociados a la conexión, pero la empresa distribuidora será la responsable del mantenimiento de los componentes de conexión, incluyendo los costos por reemplazo. Cabe destacar que el Net Metering de la energía excedente, opera a través de un crédito para rebajar el consumo en los meses siguientes. Estos créditos pueden ser utilizados en un período de 36 meses, donde el balance de las inyecciones vs. el consumo serán informados a través de la factura emitida por la empresa distribuidora al cliente. Además, el Net Metering integra agencias públicas y empresas con filiales que decidan participar en el sistema de compensación, permitiendo utilizar los excedentes producidos en sus instalaciones para reducir la factura de otra unidad. Paralelamente, el sistema de compensación de energía (Net Metering) norma los descuentos sobre la Tarifa de Uso del Sistema de Distribución (TUSD) y la Tarifa de Uso del Sistema de Transmisión (TUST), de las instalaciones más grandes (hasta 30 MW) que utilizan energía solar, las cuales son calificadas según el periodo de conexión, donde: Para las empresas que entran en operación comercial hasta el 31 diciembre del 2017, el descuento del 80% se aplicará en los primeros 10 años de operación de la instalación. El descuento se reduce al 50% después del décimo año de funcionamiento de la instalación. Para las empresas que entran en operación comercial después del 31 diciembre de 2017, se mantiene el 50% del descuento sobre las tarifas. 68 TW I TTE ALGES T A

69 3.4.2 Costa Rica Costa Rica cuenta con un programa piloto de Net Metering, el cual permite conectar directamente a la red de distribución operada por el ICE (Instituto Costarricense de Electricidad). Para ello el ICE financia la instalación de medidores bidireccionales en instalaciones residenciales, comerciales e industriales, como así también los demás componentes de conexión. La operación del Net Metering se basa en que cualquier excedente neto de la producción de energía puede ser transferido al siguiente ciclo de facturación como un crédito por kwh. Debido a que el programa está destinado a fomentar la generación de electricidad para autoconsumo, los créditos sólo pueden ser utilizados para compensar el consumo, es decir, los clientes de servicios públicos no tienen derecho a ningún pago o compensación adicional por producir más de lo que utilizan. Este programa piloto, está diseñado exclusivamente para los clientes del ICE (otras distribuidoras de electricidad, se espera que lo hagan en el futuro), el cual fija un límite de 1 MW para clientes residenciales y de hasta 4 MW para clientes comerciales e industriales. La política del programa es "primero que llega, primero servido", y abarca tecnologías como solar, biomasa, eólica, hidráulica y sistemas de cogeneración con biomasa. El programa piloto tiene un doble propósito, permite probar y demostrar nuevas tecnologías, como así también evaluar los efectos de la generación distribuida en la red eléctrica al ICE. Finalmente, el programa también busca incentivar a los clientes de servicios públicos a invertir en sistemas de generación renovables, permitiendo a los consumidores cubrir parte o la totalidad de sus demandas de energía, con una eventual reducción de sus facturas de electricidad España En España, la medición neta ha sido propuesta en conjunto por La Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF) y por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), para promover la electricidad renovable, sin la necesidad de apoyo económico adicional. Sin embargo, a diferencia de otros países europeos, el Net Metering está pendiente de regulación técnica. Si bien el Decreto Real 1699/2011 estableció la regulación de las condiciones administrativas y económicas de la conexión a la red de distribución de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña escala, es 69 TW I TTE ALGES T A

70 decir, aplicable a consumidores de energía eléctrica no superiores a 100 kw por punto de suministro. Sin embargo, está pendiente la norma que indique las condiciones técnicas necesarias para dichas conexiones y la regulación de un modelo de Net Metering adecuado a las características del sistema eléctrico español. Actualmente, y en relación al Decreto Real, los sistemas de autoconsumo han de ser totales, es decir, ha de consumir toda la energía producida sin que se puedan inyectar los excedentes de energía a la red (autoconsumo instantáneo). Se espera que en el 2013 el Ministerio de Industria promulgué en el Boletín Oficial del Estado (BOE), la normativa que regulará el Net Metering en España. Cabe destacar que existe un mecanismo tarifario, orientado a pequeños sistemas de generación renovable a través del Decreto Real 1565/2010, el cual tiene por objeto modificar el marco de apoyo para proyectos de energía renovable, especialmente para la producción de electricidad fotovoltaica, mejorar la integración técnica de las instalaciones de energía renovable y facilitar los procedimientos administrativos. El apoyo del gobierno para la electricidad generada a partir de plantas fotovoltaicas se limitará a 25 años y afectará el actual proceso de primas en las tarifas directas, o Feed in Tariff, para las instalaciones bajo el marco del Decreto Real 1578/2008: 45% para instalaciones en techo de pequeño tamaño (Hasta 21 kw). 25% para instalaciones medianas (21 a 100 kw) en techo. 15% para instalaciones en tierra. Las tarifas actuales de la electricidad fotovoltaica son los siguientes: Instalaciones de pequeño tamaño en techo: 400 US$/MWh De tamaño mediano instalaciones en techo (21 kw a 100 kw): 282 US$/MWh Instalaciones básicas: 186 US$/MWh 3.5 Mecanismos de Incentivos en Chile En este capítulo se presentaran algunos casos de mecanismos o programas nacionales existentes, con el requisito que pudiesen, a juicio del Consultor, tener un enfoque en el desarrollo de generación a pequeña escala con fuentes renovables de energía, permitiendo identificar particularidades, que podrían ser utilizadas para el desarrollo del instrumento de incentivo que se propondrá. 70 TW I TTE ALGES T A

71 En Chile, se han desarrollado programas de electrificación de carácter rural, los cuales tienen el objetivo de aumentar la cobertura del suministro eléctrico a zonas de baja densidad poblacional. Por sus características, necesitan del apoyo del estado para su ejecución, en este caso se presentan 2 instrumentos, adicionalmente a un tercer instrumento asociado a un proyecto de Concentrado Solar de Potencia (CSP). Entre los que destacan para efectos de este estudio los siguientes programas Programa Nacional de Electrificación Rural (PER) Como lo indica su nombre, este programa fue desarrollado con el objetivo de incrementar el grado de electrificación en zonas rurales de nuestro país, siendo la Comisión Nacional de Energía (CNE), el organismo encargado de su operación técnica. Es financiado a través del Fondo Nacional de Desarrollo Regional (FNDR), por medio de un subsidio a la inversión. Si bien este programa en sus inicios no integraba fuentes de energía renovables, a medida que el proyecto se fue desarrollando en el tiempo, la alternativa de utilizar ERNC como fuente de energía en zonas de difícil acceso (en las cuales los sistemas convencionales no eran factibles técnica y económicamente de implementarse), las mismas comenzaron a introducirse como solución real de suministro energético. En base a lo anterior, gracias al programa se han implementado diferentes proyectos, los cuales utilizan de manera conjunta sistemas de generación convencionales y diesel. Ejemplo de ello son la Central Eólico-Diesel Isla Tac X Región y la Central de Biomasa Isla Butachauques X Región, además de la implementación de minicentrales hidroeléctricas, entre otras iniciativas. El programa opera con el objetivo de electrificar zonas rurales a través de la extensión de las redes de distribución eléctrica y, en casos especiales, donde técnicamente la extensión no sea factible, se desarrollan sistemas de autogeneración con sistemas convencionales, renovables o mixtos. 71 TW I TTE ALGES T A

72 Figura 5: Diagrama resumen de operación PER. Fuente: Valgesta. En resumen, los costos de inversión para la electrificación, son financiados en un 30% por los usuarios y empresas eléctricas, siendo el resto, financiado por el programa. Además, los usuarios que reciben el beneficio deben pagar la instalación interior del suministro eléctrico y el consumo de energía. La empresa receptora del subsidio tiene la responsabilidad de la ejecución, mantención, operación y administración del sistema de distribución eléctrica, durante un determinado periodo de tiempo. En los sistemas de redes eléctricas este periodo está en torno a los 30 años y en los sistemas de autogeneración, dependiendo de su tecnología, oscila entre 10 a 30 años Concurso ERNC en Obras de Riego La Comisión Nacional de Riego (CNR) ha desarrollado un subsidio a la inversión en el uso de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) orientado a la generación eléctrica para obras de riego. Este programa cuenta con un fondo para financiamiento de 700 millones de pesos, el cual es de carácter abierto a pequeños, medianos y grandes agricultores, que tengan regularizado el dominio de las tierras y las acciones de agua. Este concurso financia obras que utilicen fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC), tales como biomasa, geotermia, biogás, solar, eólicas o hidráulicas menores a 20 MW, de acuerdo a lo definido en la Ley N para la generación de electricidad en sistemas de riego tecnificado. Además, este concurso permite la reposición de equipos de riego que contemplen cambio tecnológico del suministro energético, es decir, reemplazar sistemas convencionales de generación 72 TW I TTE ALGES T A

73 eléctrica por sistemas renovables de generación. El concurso financia hasta un 90% de los costos de inversión de proyectos de generación eléctrica con ERNC. Figura 6: Diagrama resumen de operación concurso CNR. Fuente: Valgesta. Este concurso opera bajo La Ley N (Ley de Riego), la cual otorga subsidios a proyectos de riego cuyo costo no supere las UF en el caso de proyectos individuales, ni sobrepase las UF en el caso de ser proyectos presentados por organizaciones de regantes. El monto máximo de bonificación, al cual puede optar un proyecto determinado, es del 90% de su costo total Proyecto Concentrado Solar de Potencia (CSP) El Ministerio de Energía a través de CORFO, ha desarrollado un programa para cofinanciar la materialización de una planta de Concentración Solar de Potencia (CSP). Este concurso tiene el objetivo de viabilizar el desarrollo de una planta de generación eléctrica conectada al SIC o SING. Este concurso, selecciona un proyecto que reúna los requisitos técnicos y financieros necesarios para su concreción. El monto máximo que otorga este subsidio, es de US$ , el cual cubre hasta un 50% de los costos de inversión del proyecto. Finalmente el proyecto que se adjudique los fondos, deberá disponer de una potencia instalada igual o superior a 10 MW. 73 TW I TTE ALGES T A

74 Figura 7: Diagrama resumen de operación concurso CSP. Fuente: Valgesta. Este concurso, permite participar tanto empresas nacionales, internacionales y consorcios, en el caso de asociaciones, estas corresponderán a empresas o entidades tecnológicas extranjeras con experiencia en plantas solares térmicas. En términos generales, los distintos instrumentos descritos, permiten visualizar la existencia y operación de subsidios focalizados y específicos, orientados para el desarrollo de sistemas de generación eléctrica renovables. Si bien, estos tienen un enfoque a gran escala, sus objetivos y orientación, permiten crear antecedentes de subsidios operativos para desarrollo de las ERNC otorgados por el estado, los cuales de forma general, permiten disminuir los riesgos asociados a las inversiones al cofinanciar parte de estas, los cuales permiten entregar escenarios más competitivo a los inversionistas. 74 TW I TTE ALGES T A

75 4 Identificación y Caracterización Técnica y Económica de las Tecnologías En este capítulo se identificarán y caracterizarán las tecnologías que podrían ser aplicadas de acuerdo a la Ley Esta caracterización se efectuará desde una perspectiva técnica y económica, adicionalmente se presentará una visión inicial de las tecnologías en las regiones de Chile, y finalmente la aplicabilidad de las tecnologías de acuerdo a lo estudiado y a la experiencia del Consultor. 4.1 Energía Solar Fotovoltaica La Energía Solar Fotovoltaica es la energía renovable con mayor utilización en gran parte del mundo, como se ha señalado en capítulos anteriores. La tecnología de la energía solar fotovoltaica, genera corriente continua, por medio de semiconductores cuando estos son iluminados por un haz de fotones, de esta forma mientras la luz incide sobre una célula solar 17 se genera potencia eléctrica, es decir, si esta luz se termina, la electricidad deja de estar presente. Las células solares no requieren ser cargadas como las baterías. Algunas ventajas y desventajas, técnicas y no técnicas se presentan en la Tabla 20, sin embargo, es posible destacar que este tipo de tecnología es diametralmente opuesta a tecnologías de centrales convencionales de combustible, es así que las plantas de combustibles fósiles provocan emisiones peligrosas para el medio ambiente, utilizan una fuente de combustible limitada, no necesariamente son modulares, pensando en construir plantas pequeñas. Una desventaja que tiene este tipo de energías y tecnologías con respecto a las tecnologías convencionales es lo difícil de almacenar, dado principalmente el tipo de combustible que utiliza. Un punto importante de destacar que la tecnología Solar Fotovoltaica al igual que las tecnologías convencionales de combustible, son confiables. Desde la perspectiva del payback de la energía 18 es posible considerar que, de acuerdo a estudios efectuados, el tiempo de payback de la energía oscila entre 3 y 5 años, luego, si se considera que los módulos e instalaciones tienen una duración entre 25 y 30 años, es claro que la solución fotovoltaica es un sistema productor neto de energía. 17 La célula solar es un dispositivo capaz de convertir la energía proveniente de la radiación solar en energía eléctrica. 18 El concepto de payback de la energía o retorno energético, corresponde a la cantidad de años que tarda el sistema en producir la misma energía consumida en su fabricación. 75 TW I TTE ALGES T A

76 Tabla 20: Ventajas y Desventajas Energía Solar Fotovoltaica Características Ventajas Desventajas Técnicas Económicas Medioambientales Tecnología confiable Célula Solar Sistemas modulares Sin partes Móviles Superficie o área utilizada pequeño (depende de la solución) De fácil instalación y operación Corto payback de la energía Producción variable según clima y periodo del año. Difícil almacenamiento Proceso de fabricación de módulos complejo Gran inversión inicial Costo de la Inversión ha ido bajando Proceso de fabricación de módulos caro Costo de Mantención y operación bajo, casi nulo. Limpia Renovable Infinita Silenciosa Otras Competitiva con otras tecnologías de energías Fuente: Colegio Oficial de Ingenieros de Telecomunicaciones 19 (España) - Valgesta. De manera general en las aplicaciones fotovoltaicas, las células solares se interconectan y se encapsulan en elementos, denominados módulos fotovoltaicos 20. Estos módulos producen corriente continua, la que generalmente se transforma a corriente alterna, mediante un equipo electrónico, denominado inversor. Dado lo anterior una solución de equipamiento para construir un Sistema Fotovoltaico es: Módulos Fotovoltaicos (panel solar), el o los inversores, la estructura donde se orientan y montan los módulos, otros elementos menores, y finalmente si se requiere almacenamiento, se necesitan baterías recargables. Con el objeto de dimensionar la superficie que se requiere para un panel solar para este tipo de instalaciones, se considera un panel de 195 Watt Watt, el que tiene una superficie entre 1,2 m 2 y 1,6 m 2, lo anterior de acuerdo a información entregada por proveedores. Dado estos parámetros, en la Tabla 21 se presentan posibles requerimientos de superficie, suponiendo 1,4 m 2 para paneles. 19 Documento: Energía Solar Fotovoltaica, ISBN: Este es el producto que generalmente que se vende al usuario. 76 TW I TTE ALGES T A

77 Kit Potencia Panel Solar (W) Tabla 21: Superficie Requerida Paneles Solares Cantidad Paneles Potencia (kw) Dimensión Panel (m 2 ) Superficie Requerida (m 2 ) Kit ,40 6 Kit ,5 1,40 8 Kit ,40 15 Kit ,5 1,40 25 Kit ,40 42 Kit ,40 48 Kit , Kit , Kit , Kit , Fuente: Proveedores - Valgesta. La eficiencia de las células solares varían entre el 6% y 44%, dependiendo del material, es decir, silicio amorfo o células multiunión, respectivamente. En el caso de los módulos comerciales la eficiencia se encuentra entre el 14% y el 22% 21. Respecto a los costos de las células solares de silicio cristalino, estas han tenido una baja importante desde 76,67 US$/Wp hasta aproximadamente 0,74 US$/Wp, como se aprecia en la figura siguiente. Cabe destacar, que esta tendencia en el precio sigue la llamada "ley de Swanson", la que señala que los precios de los módulos solares descienden un 20% cada vez que se duplica la capacidad de la industria fotovoltaica Valores indicados por proveedores y literatura TW I TTE ALGES T A

78 Figura 8: Precio de Células Fotovoltaicas de Silicio (US$/Wp) Fuente: Bloomberg New Energy Finance. Respecto a los componentes técnicos necesarios para su funcionamiento óptimo, como se señaló en párrafos anteriores, se destacan los paneles solares, el inversor, cables, conectores, estructura donde se instalará, y si se requiere disponer de almacenamiento de la energía que se produce una batería para estos efectos. Con relación a esta tecnología en Chile, ésta tiene un alto potencial de desarrollo en el norte del país (XV, I y II regiones) debido a los altos niveles de radiación solar, siendo, a juicio de expertos, de los más altos del mundo, con un factor de planta en torno al 25% - 30%. Sin embargo, la alta inversión de estos sistemas para la producción de electricidad ha condicionado su lento desarrollo e implementación en el país. No obstante, estos costos de desarrollo han disminuido con el transcurso de los años, como se aprecia en la figura superior, respecto a los costos de las células solares. El uso de este tipo de tecnología no se limita solamente a las regiones del norte del país. Las zonas centrales y sur poseen, igualmente, importante potencial para su desarrollo, debido a una mayor densidad de clientes regulados y a las condiciones climáticas o estacionales. Para ello se destacan las regiones desde Atacama hasta el Maule, 78 TW I TTE ALGES T A

79 preferiblemente de ciudades ubicadas en valles centrales, que favorecen una relativa sencillez de instalación y mantención. Los costos de este tipo de tecnología en Chile, dependiendo de la capacidad requerida fluctúan entre los US$ y US$ por kw instalados. 4.2 Energía Eólica La Energía Eólica es una energía renovable originada mediante el movimiento de la masa de aire, este movimiento de la masa (viento) se debe principalmente a la diferencia de presiones existentes en distintos lugares de la tierra, moviéndose de alta a baja presión. La energía eólica produce energía mediante aerogeneradores, por lo que para poder utilizar y aprovechar la energía eólica es necesario contar con un sistema de rotor, el que gira en función al viento que pasa por éste. Son principalmente tres factores los asociados a la potencia del viento: a) Densidad del aire, b) Velocidad del viento, y c) área por donde pasa el viento (rotor). Como se aprecia en estos factores la energía del viento depende de la velocidad del viento. Para poder utilizar la energía eólica es necesario disponer de una velocidad mínima (cutin speed) y también de una velocidad máxima" (cut-out speed), las que dependerán del aerogenerador a utilizar. Es así que valores referenciales de velocidades fluctúan entre los 10 km/h y 90 km/h, respectivamente. Algunas ventajas y desventajas, técnicas y no técnicas se presentan en la Tabla 22, sin embargo, es posible destacar que este tipo de tecnología, al igual que la Solar, es diametralmente opuesta a tecnologías de centrales convencionales de combustible, es así que las plantas de combustibles fósiles provocan emisiones peligrosas para el medio ambiente, utilizan una fuente limitada de combustible, no necesariamente son modulares, pensando en construir plantas pequeñas. Una desventaja que tiene este tipo de energías y tecnologías con respecto a las tecnologías convencionales es lo difícil de almacenar. Un punto importante de destacar que la tecnología Eólica al igual que las tecnologías convencionales de combustible, son confiables. 79 TW I TTE ALGES T A

80 Al igual que en la energía solar, ambas tecnologías ayudan a disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero al reemplazar las tecnologías convencionales a base de combustibles fósiles. Desde la perspectiva del payback de la energía es posible considerar que el tiempo de payback de la energía para aerogeneradores sería del orden de 6-8 meses, luego, si se considera que los aerogeneradores tienen una vida útil de 20 años, es claro que la solución eólica es un sistema productor neto de energía y además, que tiene un mejor payback de la energía que una solución solar Fotovoltaica. Tabla 22: Ventajas y Desventajas Energía Eólica Características Ventajas Desventajas Técnicas Económicas Medioambientales Otras Tecnología confiable Utiliza un Rotor Sistemas relativamente modulares Corto payback de la energía Producción variable según clima y viento Difícil almacenamiento Proceso de fabricación de módulos complejo Con partes móviles Área utilizada es significativa Energía de tipo intermitente. De instalación y operación compleja Gran inversión inicial Costo de la Inversión ha ido bajando Proceso de fabricación de módulos caro Costo de Mantención y operación bajo, casi nulo. Limpia Renovable Infinita Competitiva con otras tecnologías de energías Fuente: Valgesta. Ruidosa Debido a las aspas estas generan sombras. De manera general las aplicaciones eólicas, consideran un aerogenerador, el que consta de varias partes, como son los componentes básicos: i) hélices del rotor, ii) eje, iii) caja de engranajes y, iv) generador, en el caso de los otros componentes, los que dependen de la solución requerida se destacan: i) Controlador electrónico, ii) unidad de refrigeración, iii) Anemómetros y la veleta y, iv) Torre. Con el objeto de dimensionar el espacio requerido para un aerogenerador, en la figura siguiente se presentan las dimensiones típicas, de altura y diámetro, para turbinas de potencia entre 50 kw y 5 MW, como se aprecia existe una relación directa entre el tamaño de las hélices del rotor y la potencia que entrega el aerogenerador. 80 TW I TTE ALGES T A

81 Adicionalmente en la figura se presenta un ejemplo de los niveles verticales del WRF 23 para un punto cerca del nivel del mar y otro punto en metros de altura. Figura 9: Niveles verticales usado en la nueva versión del modelo para generar el mapa eólico 24. Se muestra a la izquierda las dimensiones típicas (altura (A) y diámetro (d)), de turbinas de potencia entre 50 kw y 5 MW Fuente: EWEA WRF (Weather Research and Forecasting), es un modelo avanzado y ampliamente utilizado en el mundo para el estudio del potencial eólico. 24 El Explorador Eólico 2012, Descripción y Manual de Uso. Ministerio de Energía, facultad de ciencias físicas y matemáticas Universidad de Chile. 81 TW I TTE ALGES T A

82 Respecto a los costos de la energía producida en una solución eólica debe considerar el costo inicial de la inversión, donde el costo del aerogenerador se encuentra entre los 60% - 70%. De manera referencial el costo medio de una central eólica en Europa es de aproximadamente US$/kW, obviamente dependiendo de la tecnología, la capacidad, las características de los elementos que la componen. Respecto a los costos de operación y mantención varían entre un 1% y un 3% de la inversión. La vida útil es de aproximadamente 20 años. Respecto a los componentes técnicos necesarios para su funcionamiento óptimo, como se señaló en párrafos anteriores, se destacan las hélices del rotor, eje, generador, torre, el inversor, cables, conectores, estructura donde se instalará, y si se requiere disponer de almacenamiento de la energía que se produce una batería recargable para estos efectos. A modo de resumen se presenta en la Tabla 23 una comparación entre Parque Eólico y Solución Fotovoltaica Residencial. Tabla 23: Valores de comparación entre Parque Eólico y Fotovoltaico Residencial Parque Eólico Fotovoltaico Residencial Factor de Carga 26% - 28% 10% Eficiencia 32% - 35% 15% EPBT 25 (Payback Energía) 10 meses 3 años - 6 años Fuente: Building Cooperation 26. Con relación a esta tecnología en Chile, se debe destacar que en los últimos años se han desarrollado importantes avances en la instalación de nuevos parques eólicos en el país, llegando actualmente a unos 300 MW instalados. No obstante, sólo representaría una pequeña fracción de la capacidad instalada del Sistema. Si bien se han utilizado las mejores tecnologías disponibles en el mercado, el factor de planta se mantiene en torno al 20% - 25%, salvo algunas zonas al sur de Chile donde éste factor tiene el potencial de estar en torno al 30% - 40%. Esto se debe a la variabilidad en los vientos que presentan las distintas zonas aptas del país. Aún así, existe un importante potencial para la explotación de sistemas eólicos a pequeña escala 25 EPBT (Energy Payback Time), esta sigla corresponde al concepto de payback de la energía o retorno energético TW I TTE ALGES T A

83 en ciudades costeras y en zonas cordilleranas rurales, donde puede existir o no cobertura eléctrica. 4.3 Energía mini o micro o nano hidráulica La Energía mini o micro o nano hidráulica es un tipo de energía renovable por excelencia, esta es generada mediante la energía cinética del agua producto de la caída de ésta, es así que los lugares con mejor aprovechamiento de este tipo de energía son los ríos o lugares con gran desnivel, estos últimos, corresponden principalmente a desniveles de tipo artificial los que son construcciones tipo represa. De manera general el agua se canaliza por tuberías que la llevan hacia la central mini hidráulica, donde se encuentra una turbina la que convierte el agua en energía eléctrica. Respecto a las pequeñas centrales hidroeléctricas según la definición de la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo se pueden clasificar de la siguiente forma: a) Nano o Pico Centrales: Corresponden a centrales cuya potencia de generación es inferior a 1 kw. Son fundamentalmente usadas para suministro familiar y aplicaciones mecánicas. b) Micro Centrales: Corresponden a las centrales cuya potencia de generación está entre 1 kw y 100 kw. Su uso principal en el mundo ha sido abastecer redes eléctricas comunales en sectores aislados. c) Mini Centrales: Son las que poseen una capacidad de generación entre los 100 kw y los kw. Estas se han usado en el mundo para abastecer varias comunidades cercanas como también para la conexión a la red de energía nacional. d) Pequeñas Centrales: Son aquellas cuya potencia instalada se encuentra en el rango de 1 MW a 5 MW. Se han usado para alimentar pequeñas ciudades y sectores aledaños y también para conectarlas a la red eléctrica nacional. Respecto al tipo de soluciones mini hidráulicas se distinguen las siguientes alternativas: a) Centrales en la base del rio: Estas corresponden a las que tienen agua del rio y está retenida en un embalse pequeño, desde donde mediante tuberías se dirige el agua a las turbinas. 83 TW I TTE ALGES T A

84 b) Centrales de agua fluyente: En este caso se construye una derivación del río, con obras menores, para alimentar un canal que llega a una cámara de carga, desde donde se hace caer el agua hasta las turbinas. Posteriormente, el agua que pasa por las turbinas se devuelve al cauce del río. c) Centrales de canal de riego: En este caso se utiliza el desnivel existente en el propio canal. En este caso mediante una tubería que va de manera paralela al canal de riego, se conduce el agua a la Central y una vez que pasa por ella se devuelve a su curso normal del canal. En general este tipo de centrales hidráulicas evitan el deterioro excesivo del agua, ya que ésta se recoge del río en un punto y se devuelve al cauce en una cota inferior, una vez transformada su energía en energía eléctrica a su paso por la turbina. Es importante considerar que en este tipo de Tecnologías, y dado el efecto que tiene sobre los ríos y los ecosistemas (fauna, flora y paisaje), es necesario que se planifique de tal forma que no genere impactos negativos en el ecosistema. De acuerdo a lo estudiado la energía proveniente de pequeñas centrales hidroeléctricas es la que competitivamente presenta mayores ventajas con respecto a otras fuentes de energía renovable, lo anterior producto que este tipo de energía se ha venido usando hace ya muchos años, como también porque este tipo de centrales presenta factores de planta por lo general superiores a 50% y costos de inversión de alrededor de US$ 3,5 millones 27 por MW instalado. Algunas ventajas y desventajas, técnicas y no técnicas se presentan en la Tabla ACERA 2011 Tecnologías y estrategias de gestión comercial disponibles y sus costos en Chile, asociados a ERNC 84 TW I TTE ALGES T A

85 Tabla 24: Ventajas y Desventajas Energía Mini hidráulica Características Ventajas Desventajas Técnicas Económicas Medioambientales Otras Tecnología confiable Es posible almacenar el recurso La turbina hidráulica es una máquina sencilla, eficiente y segura, que puede ponerse en marcha y detenerse con rapidez y requiere poca vigilancia siendo sus costes de mantenimiento, por lo general, reducidos. Es una tecnología eficiente, dado que posee alta eficiencia de conversión de la energía potencial a energía eléctrica, entre un 75% y un 90%. Costo de Mantención y operación bajo. Limpia Renovable No emite gases invernaderos El recurso es reutilizable (No consume agua) Disponibilidad Infinita Existe una gran disponibilidad del recurso en Chile, dada sus características climatológicas y geográficas. Silenciosa Competitiva con otras tecnologías de energías Los impactos al sector donde se instala la central no son significativos. Posee una larga vida útil (50 años o más) Fuente: Valgesta. No son sistemas modulares y dependen de la solución a implementar. Sus tamaños no son pequeños. Posee gran cantidad de partes y elementos, dentro de ellos a lo menos una turbina. Su instalación y operación no es sencilla. La disponibilidad de energía puede variar en función con el régimen de lluvias. Gran inversión inicial Para desarrollar este tipo de proyectos se requieren estudios técnicos para determinar el potencial disponible, como así también la factibilidad técnica, lo que implica un costo y un plazo mayor de ejecución que las otras tecnologías. En su construcción podría producir residuos contaminantes La ubicación, condicionada por la geografía natural, generalmente están lejos de los centros de consumo y de los potenciales usuarios, luego obliga a construir un sistema de transmisión de electricidad, aumentando los costos de inversión y de mantenimiento y aumentando la pérdida de energía. No son soluciones movibles. Es decir, que se puedan reubicar. Dependen de la ubicación del recurso. 85 TW I TTE ALGES T A

86 Una solución de equipamiento para construir un Sistema mini/micro hidráulico es: Obras civiles vinculadas a la represa o estanque de regulación, casa de máquinas, turbina, generador, infraestructura anexa, entre otros. El dimensionamiento de una central mini/micro hidráulica dependerá del recurso, su ubicación, el lugar donde se emplaza, entre otras variables, luego, no es posible determinar un dimensionamiento, sin embargo, se puede considerar la casa de máquinas 28 con un dimensionamiento de 50 m 2 o menos dependiendo del proyecto. Respecto a los costos de proyectos hidráulicos, se presenta en las figuras siguientes las curvas de economías de escala de este tipo de proyectos. Figura 10: Curva de economía de escala para proyectos hidráulicos (1) Fuente: Centro de Energía La casa de máquina es la construcción es la construcción donde se ubican los equipos (alternadores, turbinas, etc.) y los elementos de regulación y comando. 29 Presentación Microhidráulica Plug and Play. 86 TW I TTE ALGES T A

87 Figura 11: Curva de economía de escala para proyectos hidráulicos (2) Fuente: Centro de Energía 30. Respecto a esta tecnología en Chile, se debe destacar que ha tenido un desarrollo sostenido y continúo a lo largo del tiempo, siendo una de las fuentes de generación renovable más relevantes en la matriz energética chilena, debido a su gran potencial de desarrollo. No obstante, principalmente sus aplicaciones han sido orientadas a escala industrial. Lo anterior principalmente se debe al amplio conocimiento de la tecnología, un factor de planta relativamente alto (65%), bajo costo de operación y a la existencia de un gran potencial hídrico en las regiones centro y sur del país. Los nuevos retos para su desarrollo están enfocados a la cobertura de sistemas de distribución eléctrica en zonas rurales, producto de los mayores recursos disponibles que se encuentran en zonas cordilleranas, como también a soluciones a pequeña escala. Cabe destacar que el uso en comunidades agrícolas, que dispongan de un potencial de generación a través de este recurso (como acciones de agua), genera otro importante polo de desarrollo de generación residencial, comercial o industrial hasta 100 kw. 30 Presentación Microhidráulica Plug and Play. 87 TW I TTE ALGES T A

88 4.4 Biogás/Biomasa La biomasa genera una energía ecológica y renovable con múltiples aplicaciones, es así también, que resuelve el problema del tratamiento de los residuos desaprovechados de zonas tales como campo, cerros e incluso industrias. Como definición se tiene que la biomasa es el conjunto de la materia orgánica, de origen vegetal o animal y los materiales que proceden de su transformación natural o artificial. Dentro de las ventajas de la biomasa, se destacan: La biomasa genera una energía ecológica y renovable, dado que no aumenta el efecto invernadero, causante del cambio climático, ni contamina con lluvias ácidas o gases tóxicos. Es importante señalar que este tipo de fuente energética fue la principal hasta la revolución industrial, cuando se sustituyó por los combustibles fósiles. La limpieza de los cerros, realizada de forma controlada, evita posibles daños ambientales y mejora la calidad del arbolado, disminuye las plagas e incendios y favorece la regeneración natural. La biomasa eléctrica es la energía renovable que más contribuye a la estabilidad de la red de distribución, porque garantiza el suministro a cualquier hora del día y con diferentes condiciones atmosféricas (viento, sol, etc.). No obstante, para ello hay que disponer de una fuente cercana a precios razonables y tener unos consumos energéticos suficientes para que la instalación sea rentable. Según un informe de la Asociación Europea de la Industria de la Biomasa y la organización WWF, la biomasa reduciría las emisiones de dióxido de carbono (CO2) en cerca de mil millones de toneladas anuales, y podría satisfacer, dentro de una década, el 15% de la demanda eléctrica de los países industrializados 31. Un dato para tener en consideración, es que en España la biomasa, tanto en generación eléctrica como en producción térmica, es la mayor renovable, de acuerdo al Instituto de la Diversificación y Ahorro de Energía (IDEA), con un 3,9% en el balance de eficiencia y renovables 2009, luego, un 2,4% la energía eólica y un 1,7% la energía hidráulica TW I TTE ALGES T A

89 Actualmente la tecnología que aprovecha la biomasa no ha avanzado de manera muy relevante, por lo que necesita un mayor avance, su rendimiento es menor que el de los combustibles fósiles (por ejemplo, un litro de gasolina equivale a tres kilos de biomasa). Se requieren mayores recursos y sistemas más complejos y costosos de almacenamiento y manejo. Luego, en estos ámbitos, es que se esperaría que en los próximos años mejore esta tecnología. Una desventaja de esta tecnología y combustible específicamente, es que los canales de distribución no están tan desarrollados como los de los combustibles fósiles. Con relación a Chile, este tipo de fuente de energía posee un gran potencial de desarrollo, debido al importante crecimiento económico que han tenido las actividades avícolas, ganaderas, forestales y agrícolas. Esto ha generado una alta producción de residuos orgánicos, permitiendo una potencial fuente constante de materia prima para la producción de biogás, principalmente. A su vez, las tecnologías disponibles para la producción de biogás están ampliamente maduras y desarrolladas (birreactores), así como los equipos de generación eléctrica que, en su mayoría, corresponden a motores de ciclo diesel. El futuro de su desarrollo depende de diseños de sistemas eficientes de acopio de materia prima o de la posesión de niveles de producciones de materias primas propias, viables en el tiempo, ya que las mismas corresponden a pequeños productores que se encuentran dispersos en las regiones, identificándose potencial en el desarrollo de sistemas comunitarios de generación, además del comercial e industrial. Cabe señalar, que existen soluciones de generación de energía renovable (biogás) de pequeño tamaño (inferior a 100 kwé de capacidad instalada), pero hay que hacer una diferencia según el tipo de sustrato que alimenta el sistema. Existen sistemas bien artesanales con una tecnología muy rústica, de menor costo pero también poco confiable y generalmente adaptada a un solo tipo de sustrato, los purines de cerdo o el estiércol de vacuno, y sistemas más tecnificados, más versátiles en cuanto a los sustratos aceptables y más estables en su operación, pero con un costo por kwé instalado superior. En cuanto al nivel de modularidad, existen sistemas enteramente modulares (tipo contenedores), incluyendo los estanques, que permiten un ahorro importante en mano de obra para su instalación (basta construir una losa de hormigón para colocar los contenedores) y que son atractivos en los rangos de 25 a 50 kwé de capacidad instalada, y sistemas parcialmente modulares, con la construcción de estanques de hormigón, que representan más mano de obra pero se adaptan mejor a proyectos de 75 a 100 kwé de capacidad instalada. 89 TW I TTE ALGES T A

90 La Tabla 25 entrega información estimada para una planta de 50 kwe. Tabla 25: Información para una planta de biogás de 50 kwe Planta artesanal Planta CSTR full contenedor Planta 2 etapas full contenedor Capacidad instalada 50 kwé 50 kwé 50 kwé Residuos vegetales Tipo de sustrato Solamente purines (1 o más sustratos) Modelo Navarro (choclo + sin purines/estiércol estiércol o purines) Ejemplo: fruta y verdura, orujo + vinaza, pomaza, etc. Estándar Flexibilidad (tipo de sustrato, cantidad, calidad, etc.) Volumen de estanque m³ 300 m³ 240 m³ Modularización No Si Si Rango valores inversión US$/kWé US$/kWé instalado US$/kWé instalado instalado Fuente: Empresa GreenWatt 33 Adicionalmente, es importante tener presente que: 1 No hay que olvidar que la planta de biogás, además de generar energía, ofrece una solución durable al problema de los bioresiduos, convirtiéndolos en biofertilizantes. Según el tipo de residuo, la solución de biogás puede representar un ahorro significativo en el costo de tratamiento del desecho (disposición en vertedero, etc.), lo que mejora la rentabilidad de los proyectos. 2 El factor de planta en el caso del biogás es de 86% a 92%, por lo que es importante comparar los valores por kwé producido y no por kwé instalado (en comparación con el solar PV por ejemplo). Con el biogás, no hay problema de intermitencia de la producción. 3 En la estimación de los valores de inversión, se consideró solamente la producción de energía eléctrica (valor por kwé). Dado que este tipo de tecnologías es posible asociarla de manera directa a la tecnología de cogeneración (tecnología señalada en el punto siguiente) se destaca que un motor de cogeneración de 50 kwé 32 Valores estimados en dólares en base a proyectos realizados en Europa. 33 GreenWatt está presente en Benelux, Chile, Francia, Italia, Marruecos y Reino Unido. 90 TW I TTE ALGES T A

91 muestra un rendimiento eléctrico de 35% pero también un rendimiento térmico de 50% (agua caliente a 85 C). Es decir, que se puede valorizar la energía térmica localmente (procesos productivos, precalentamiento de agua para hacer vapor, red de calor residencial, calefacción, etc.) y mejorar de manera significativa la rentabilidad de un proyecto. A modo de resumen en Tabla 27 se indican algunas ventajas y desventajas, técnicas y no técnicas de esta tecnología. Tabla 26: Ventajas y Desventajas Tecnología de Biomasa/Biogás Características Ventajas Desventajas Técnicas Económicas Medioambientales Otras Tecnología confiable Producción estable. Es posible modular la producción de energía. Costo de Mantención y operación mediano. Limpia Renovable Competitiva con otras tecnologías de energías Fuente: Valgesta. Área utilizada es significativa Proceso de fabricación de módulos complejo Sistemas modulares (medianos-grandes) De instalación y operación compleja. Gran inversión inicial Proceso de fabricación de módulos caro Se debe considerar el costo del traslado de la materia prima en caso que no se disponga en el lugar de generación. 4.5 Cogeneración La cogeneración es un tipo de tecnología que considera en su proceso la producción de manera simultánea de energía eléctrica (y/o mecánica) y energía térmica útil (entregar calor útil) a partir de un combustible. Es decir, este tipo de tecnologías es una alternativa eficiente a los sistemas tradicionales de utilización de la red eléctrica y de calderas. Si además se genera refrigeración, se denomina trigeneración. Principalmente la cogeneración es una tecnología ampliamente incorporada y desarrollada en sectores industriales de tamaño mediano grande, pero principalmente en empresas con alto consumo energético, lo anterior debido a los costos asociados a esta tecnología. 91 TW I TTE ALGES T A

92 Una de sus características y beneficio principal que tiene este tipo de tecnologías es el aprovechamiento de la energía del combustible, en una parte eléctrica y otra térmica. Dependiendo de la planta de cogeneración, del combustible de esta y del motor que utilice, si se compara la generación de electricidad de una central térmica y la producción de calor de una caldera, es posible tener aproximadamente un tercio de ahorro en la energía primaria. Es así que por ejemplo, en el caso de un motor de cogeneración a gas natural 34 la potencia eléctrica podría llegar a un 40%, la potencia calórica a un 55%, en el caso de una solución de cogeneración con biogás 35 el rendimiento eléctrico es un 35% y el rendimiento térmico es un 50%. Entre los beneficios se puede destacar que la cogeneración es una tecnología eficiente en sí, es decir, mayor eficiencia en la generación de energía, genera ahorro de energía primaria, por lo que implica una reducción de emisiones, el ahorro en infraestructura de redes de transporte y distribución, en caso que estas soluciones se implementen en el punto de consumo térmico y eléctrico, la reducción de costos energéticos, menores costos de operación respecto a centrales eléctricas con tecnología convencional y calderas, seguridad en el suministro (dependiendo de la disponibilidad del combustible). Entre las desventajas se puede señalar, la mayor dificultad es la logística del combustible a utilizar, en caso que no se disponga del combustible en el punto de generación, el tamaño de su instalación en comparación a soluciones más modulares y pequeñas de otras tecnologías, respecto a las tecnologías renovables (eólicas, solares e hidráulicas) tiene un mayor costo de operación y mantención. Algunas ventajas y desventajas, técnicas y no técnicas se presentan en la Tabla 27. Tabla 27: Ventajas y Desventajas Tecnología de Cogeneración Características Ventajas Desventajas Técnicas Económicas Tecnología confiable Utiliza turbinas, motores. Puede utilizar distintos tipos de combustibles, dependiendo de la solución. Producción estable. Es posible modular la producción de energía. Genera energía térmica y energía eléctrica. Costo de Mantención y operación mediano. Área utilizada es significativa Proceso de fabricación de módulos complejo Sistemas modulares (medianos-grandes) De instalación y operación compleja. Gran inversión inicial 34 Información Empresa Gusacor Power, motor a Gas Natural. 35 Información Empresa GreenWatt. 92 TW I TTE ALGES T A

93 Medioambientales Otras Limpia Renovable Competitiva con otras tecnologías de energías Fuente: Valgesta. Proceso de fabricación de módulos caro Se debe considerar el costo del traslado de la materia prima en caso que no se disponga en el lugar de generación. En la Tabla 28 se presentan algunas características de diferentes tecnologías de Cogeneración. Tabla 28: Características de Diferentes Tecnologías de Cogeneración Costo Eficiencia Capacidad Unitario Eléctrica (MW) (US$/kW) (%) Tecnología de Cogeneración Eficiencia Global (%) Motor Stirling < 0, Micro turbina 0, ,7 59 Motor combustión 0, ,1 75 Celda de Combustible 0, ,0 73 Motor combustión 0, ,9 65 Motor combustión 3, ,6 62 Turbina 1, ,9 72 Turbina 5, ,6 73 Turbina 10, ,0 74 Turbina 25, ,3 78 Turbina 40, ,0 78 Fuente: Informe de Oportunidades de Cogeneración Eficiente 36 /Agencia Internacional de la Energía (AIE) En la siguiente figura se presenta una comparación de la eficiencias en generación de centrales de generación convencionales, de ciclos combinados y de cogeneración. 36 Informe desarrollado por CONUEE: Comisión Nacional para Uso Eficiente de la Energía, enmexico. ( 93 TW I TTE ALGES T A

94 Figura 12: Eficiencia en Generación Eléctrica de Centrales Convencionales y Cogeneración Fuente: Informe de Oportunidades de Cogeneración Eficiente 37 /Agencia Internacional de la Energía (AIE) Respecto a las potenciales aplicaciones de esta tecnología se pueden señalar, que técnicamente puede ser utilizada en casi cualquier tipo de empresa, sea del sector industrial o del comercio (hospitales, centros comerciales, edificios, hoteles, escuelas, etc.), lo importante es que requieran energía térmica útil (vapor, gases calientes, aire acondicionado, agua caliente, etc.) y energía eléctrica. Algunos potenciales sectores de la industria donde se puede utilizar esta tecnología se presenta en la Tabla Informe desarrollado por CONUEE: Comisión Nacional para Uso Eficiente de la Energía, en México. ( 94 TW I TTE ALGES T A

95 Sector Industrial Químico Cartón y Papel Alimenticio Textil Automotriz Cerámica y Azulejos Neumáticos Tabla 29: Potenciales sectores de la Industria que pueden utilizar Cogeneración Horas Anuales Relación Características de Electricidad/Calor operación (E/C) (hrs.) Usos térmicos a baja temperatura Consumidor importante de energía térmica y eléctrica. El uso térmico es a alta temperatura. A veces se utilizan equipos de absorción para la producción de frio. Los subsectores más aconsejables para la cogeneración en este grupo son los de tintes, acabados y curtidos. Los usos térmicos son en forma de vapor, agua caliente y aire caliente. Se requiere vapor o agua sobrecalentada a gran presión y temperatura y gases calientes. Utilizan gran cantidad de combustibles en hornos de alta temperatura, en general. Usos térmicos a nivel bajo , , , , , , ,56 Tecnologías más utilizadas Turbinas a gas y vapor. Ciclos simples o combinados. Turbinas a gas con recuperador de calor y vapor. Ciclos simples con turbina a gas o motor alternativo. Motores alternativos de ciclo simple. Turbinas a gas en ciclo simple o combinado. Turbinas a gas con aplicación directa de los gases de escape al atomizador. 95 TW I TTE ALGES T A

96 Hoteles y Hospitales Usos térmicos a nivel bajo y una gran confiabilidad en el suministro eléctrico Fuente: Informe de Oportunidades de Cogeneración Eficiente 38 /Agencia Internacional de la Energía (AIE) Respecto a Chile y en términos generales, la cogeneración posee un potencial atractivo para su desarrollo en todo el país, ya sea en proyectos de biomasa/biogás o convencionales, donde la energía residual utilizada provenga de diferentes tipos de procesos industriales. Si bien la utilización de esta tecnología tiene un enfoque industrial, donde depende de procesos industriales con características térmicas incluyendo calderas u otros equipos similares para su utilización, existe la posibilidad de realizar cogeneración en aplicaciones comunitarias, las que permitirían adquirir materia orgánica en volúmenes competitivos para el desarrollo de estos sistemas. Cabe destacar que, mientras no se dicte la norma técnica a la que hace mención el artículo 62 del DS 244, para efectos de reglamentación de la Ley N , se entenderá como cogeneración eficiente, a un sistema de cogeneración que posea un Rendimiento Eléctrico Efectivo (REE) mayor o igual a 0,55 (55%). 4.6 Tecnologías por Zonas en Chile La geografía del país se caracteriza por presentar una importante diversidad de condiciones climáticas y ambientales. Por ello, el uso de tecnologías renovables para la generación eléctrica a pequeña escala, debe considerar esta variable que impacta directamente en la producción eléctrica de estos sistemas, como también su desarrollo a nivel regional. En base a lo anterior, se caracteriza de forma general el tipo de tecnología en relación a su potencial desarrollo en el país. 38 Informe desarrollado por CONUEE: Comisión Nacional para Uso Eficiente de la Energía, en México. ( 96 TW I TTE ALGES T A

97 Tabla 30: Potencial tecnológico por región y tipo de cliente. Potencial Tecnológico Potencial Tecnológico Nº Región Residencial Comercial Comercial Industrial Pequeño XV Arica y Parinacota FV-EO FV-CG I Tarapacá FV-EO FV-CG II Antofagasta FV-EO FV-CG III Atacama FV-EO FV-CG IV Coquimbo FV-EO FV-CG V Valparaíso FV-EO FV-CG RM Metropolitana de Santiago FV FV-CG VI Libertador Gral. Bernardo O'Higgins FV-EO FV-HI-BIO-CG VII Maule FV-EO FV-HI-BIO-CG VIII Biobío FV-EO FV-HI-BIO-CG IX Araucanía FV-EO FV-HI-BIO-CG XIV Los Ríos FV-EO FV-HI-BIO-CG X Los Lagos FV-EO FV-HI-BIO-CG XI Aysén del Gral. Carlos Ibáñez del Campo EO EO-HI-BIO-CG XII Magallanes y de la Antártica Chilena EO EO-HI-BIO-CG Fuente: Valgesta. FV: Fotovoltaico, EO: Eólica, CG: Cogeneración, HI: Hidráulica, BIO: Biomasa-Biogás. En términos generales y como se señaló en la sección anterior, a lo largo del país es posible apreciar que existe un elevado potencial para el desarrollo y uso de distintos tipos de sistemas de generación con energías renovables. Es importante destacar que este potencial está caracterizado por zona o región, esto quiere decir que, dadas las características geográficas y climáticas de Chile, se determina el nivel del recurso disponible y qué tipo de recurso disponible tiene el mayor potencial de uso. Entendiendo que los recursos renovables están distribuidos y caracterizados a lo largo del país, la información de regionalización de los potenciales tecnológicos, permitirá definir mecanismos para el apoyo diferenciado por tipo de fuente renovable, en relación a las zonas potenciales. De manera específica en el Capítulo 5, se indicará el tamaño del mercado potencial por región y por tecnología. 4.7 Análisis de la aplicabilidad de las Tecnologías El presente capitulo tiene por objetivo, hacer una análisis objetivo respecto del uso de las tecnologías ERNC y cogeneración eficiente disponibles en el marco de la Ley N En efecto, es importante antes de estimar cualquier potencial de demanda por el uso de un instrumento para el fomento de la Ley (objeto de este trabajo), que las tecnologías a 97 TW I TTE ALGES T A

98 utilizar sean, en primer lugar aplicables, y segundo lugar, utilizables tanto desde el punto de vista de la operatividad y seguridad así como otros aspectos que son relevantes de considerar. En este sentido, la Ley es clara indicando que cualquier tipo tecnología ERNC puedes ser utilizada, incluyendo también, la cogeneración eficiente. No obstante, la complejidad de algunas de las tecnologías ERNC y/o cogeneración eficiente, hace que el segmento al cual está dirigida la Ley 39, no necesariamente cuente con las capacidades necesarias para el financiamiento, la instalación, operación y mantenimiento de los equipos de autogeneración. Una muestra clara de esto y que no es posible permitir a discreción es la utilización de tecnologías complejas de autogeneración, y esto lo demuestra el resultado de la experiencia internacional, como se apreció en el capitulo anterior, pues por su simplicidad, la mayoría de los incentivos al Net Metering o al Net Billing, apunta principalmente a la tecnología Fotovoltaica, luego esta es una primera conclusión a tener presente, desde la experiencia internacional. En este esquema, y considerando lo visto en la experiencia internacional, las características de las Tecnologías y en conjunto con la experiencia del Consultor, se realiza una etapa en la cual por medio de una matriz (Tabla 31), se desestimará el uso de ciertas tecnologías para alguno de los segmentos en los cuales es aplicable la Ley. 39 Todos los usuarios finales sujetos a fijación de precios, que dispongan para su propio consumo de equipamiento de generación de energía y que la capacidad instalada de éstos no supere los 100 kw. 98 TW I TTE ALGES T A

99 Tecnologías Tabla 31: Matriz Complejidad Tecnologías ERNC Análisis de Operación y Madurez Diseño Recurso Mantenimiento Tecnologica Profundidad de Mercado PV Bajo Bajo Bajo Bajo Bajo Hidro Alto Medio/Alto Medio Medio/Alto Medio/Alto Biomasa Medio/Alto Medio/Bajo Medio/Alto Medio/Bajo Medio Biogás Medio/Alto Medio/Alto Medio/Alto Medio/Alto Alto Eólico Alto Medio/Alto Medio/Alto Medio/Alto Medio/Alto Cogeneración Medio Medio Medio/Alto Medio/Bajo Medio Bajo Medio/Bajo Medio Medio/Alto Alto Nivel de Compejidad Tecnológica Fuente: Valgesta. En la matriz anterior es posible observar en el eje de las ordenadas las distintas tecnologías aplicables y analizadas en el contexto de este estudio, y en el eje de las abscisas una serie de criterios que el Equipo Consultor analizó con el fin de establecer las complejidades que podría implicar para cada uno de los usuarios este tipo de tecnologías, de acuerdo a la experiencia del Consultor. Entre algunos de los criterios considerados y que destacan se pueden señalar: Diseño: En el caso del diseño, se considera un grado de dificultad principalmente medio alto, dado que se requiere de ciertas condiciones específicas que se deben analizar para instalar un equipo de autogeneración. Por el contario, en el caso fotovoltaico, esto no es una variable relevante, pues el diseño es relativamente sencillo. Madurez Tecnológica: Desde el punto de vista la madurez tecnológica, también se considera un bajo nivel complejidad aquellas tecnologías que se encuentran bien desarrolladas y no a nivel de prototipo. Profundidad de Mercado: Este criterio se relaciona directamente con la penetración de mercado. En efecto, la penetración de mercado corresponde principalmente a la oferta y demanda existente en Chile por este tipo de sistemas. Es importante mencionar que, para 99 TW I TTE ALGES T A

100 todos los efectos de este estudio, se analizan equipos de generación eléctrica con fuentes ERNC, incluida la generación eficiente, menores a 100 kw. En este sentido, se le asigna un bajo nivel de complejidad a aquellas tecnologías que tienen un mercado profundo. Como resultado del análisis, bajo todos los criterios analizados, la tecnología fotovoltaica, seguida por la biomasa/biogás y la Cogeneración son las tecnologías que representan los más bajos niveles de complejidad. Por este motivo se recomienda, como primer punto desarrollar el resto del trabajo apuntando principalmente a estas tecnologías. En una segunda mirada al análisis, se observa que sólo la tecnología fotovoltaica representa el más bajo nivel en todos los criterios, por tanto es esta tecnología la que debería ser utilizada transversalmente por todos los usuarios. Luego, la tecnologías biomasa/biogás y cogeneración, representan más bien niveles medios de complejidad, motivo por el cual su uso debe tener ciertas restricciones. Dicho lo anterior, el Consultor propone para el desarrollo del estudio y propuesta de mecanismos, que los usuarios residenciales, y los comerciales pequeños, sólo puedan hacer uso de la tecnología fotovoltaica, mientras que los usuarios comerciales más grandes e industriales sujetos a regulación tarifaria puedan hacer uso de la tecnología fotovoltaica, biomasa/biogás y cogeneración. Lo anterior se debe principalmente a que estos últimos usuarios por ser comerciales y/o industriales, pueden tener un mejor entendimiento y uso de estas tecnologías de generación. Específicamente se propone que el primer grupo se componga de todos los usuarios residenciales y comerciales pequeños con tarifa BT1, mientras que el segundo grupo se componga de todos los usuarios con el resto de las tarifas eléctricas. Independientemente de lo indicado, dado que no es el objetivo de este trabajo limitar las otras tecnologías en el marco de esta Ley, ya que es posible que ellas pueden tener un mayor desarrollo en el mediano y largo plazo, en la definición del mecanismo se debería considerar que los usuarios que deseen implementar otro tipo de tecnología para el uso del mecanismo objetivo de este trabajo, se dejará la posibilidad a que el ministerio o quien éste disponga sea quien evalué específicamente dicha situación. 100 TW I TTE ALGES T A

101 4.8 Resumen Tecnologías propuestas a utilizar Es importante destacar que todas las tecnologías aquí analizadas de Energías Renovables y de la Cogeneración eficiente, tienen como beneficio en menor o mayor medida para Chile, y en general para cualquier organización o país, los siguientes aspectos: Ahorro en energía primaria de combustibles. Reducción de la importación de combustibles fósiles. Disminución de las emisiones de CO 2 a la atmósfera. Nuevas inversiones, desarrollo regional y creación de empleos. Liberación de la capacidad de las redes de transmisión de energía (Transmisión, subtransmisión, distribución). Reducción de pérdidas de transmisión, subtransmisión y distribución. Por último, y dado lo analizado en las secciones anteriores en la Tabla 32 se presentan las tecnologías por tipo de cliente y región propuestas para ser consideradas en el diseño del mecanismo de incentivo que se propondrá al finalizar el Estudio, lo anterior, como se señaló no descarta la posibilidad que otras tecnologías se puedan incorporar en el futuro, en función al mecanismo que se propondrá, lo que deberá ser evaluado en cada caso, por el organismo pertinente. Tabla 32: Tecnologías propuestas por región y tipo de cliente, para diseñar el mecanismo. Tecnología Tecnología Residencial Comercial Comercial Industrial Nº Región Pequeño (Resto Tarifas (Tarifa tipo BT1) Reguladas) XV Arica y Parinacota FV FV-CG I Tarapacá FV FV-CG II Antofagasta FV FV-CG III Atacama FV FV-CG IV Coquimbo FV FV-CG V Valparaíso FV FV-CG RM Metropolitana de Santiago FV FV-CG VI Libertador Gral. Bernardo O'Higgins FV FV-BIO-CG VII Maule FV FV-BIO-CG VIII Biobío FV FV-BIO-CG IX Araucanía FV FV-BIO-CG XIV Los Ríos FV FV-BIO-CG X Los Lagos FV FV-BIO-CG XI Aysén del Gral. Carlos Ibáñez del Campo BIO-CG XII Magallanes y de la Antártica Chilena BIO-CG Fuente: Valgesta. FV: Fotovoltaico, CG: Cogeneración, BIO: Biomasa-Biogás. 101 TW I TTE ALGES T A

102 5 TAMAÑO POTENCIAL DEL MERCADO REPRESENTATIVO 40 Conforme a lo señalado en secciones anteriores, a continuación se estima en función de diferentes criterios y estudios anteriores potenciales de mercado de desarrollo de tecnologías ERNC susceptibles de aplicación de lo dispuesto por la Ley N Energía solar fotovoltaica Antecedentes A continuación se presenta una breve descripción de dos metodologías para la estimación de potencial de mercado fotovoltaico, elaboradas por NREL. Posteriormente se presenta un cuadro comparativo entre dichas metodologías, de modo que permita establecer similitudes y diferencias entre las mismas Metodología NREL, estudio Rooftop photovoltaics market pentration scenarios 41 (Metodología 1) Para esta metodología se desarrolló una herramienta de cálculo Excel que realiza los siguientes procesos: 40 Las tablas asociadas a este capítulo se encuentran en forma editable en Anexo F, al igual que la información. 41 NREL. Rooftop photovoltaics market penetration scenarios TW I TTE ALGES T A

103 Figura 13. Esquema metodológico 1 de NREL Fuente: NREL. Rooftop photovoltaics market penetration scenarios Potencial técnico Para calcular la penetración de mercado que tiene los sistemas fotovoltaicos, se estimó el tamaño del mercado disponible. Se estimó el espacio en techos, tanto actuales como proyectados entre el 2007 al 2015 por estado, considerando edificios residenciales y comerciales. Luego se aplicó un factor de acceso para estimar cuántos de los techos están actualmente disponibles para sistemas FV. Dicho factor consideró sombras, orientación de la construcción y las características estructurales de la edificación. Posteriormente se utilizaron datos sobre densidad de potencia FV para calcular la capacidad instalada potencial por cada estado. Para calcular el área total de techos, se extrajo la cantidad total de áreas construidas residenciales y comerciales por estado entre el 2007 y el A partir de estas se estimó la tendencia de crecimiento o decrecimiento entre dichos años, con la cual se realizó una proyección entre el 2012 al Para estimar cuánto del área edificada correspondía a techumbres, se consideró el número promedio de plantas por edificio en base a los datos de EIA (Energu Information Administration), RECS (Residential Energy 103 TW I TTE ALGES T A

104 Consumption Survey) y CBECS (Commercial Building Energy Consumption Survey), asumiendo que el 92% de los techos residenciales tenían inclinación. Para estimar cuánta superficie de techumbres está disponible para FV, se consideró el factor de acceso FV para áreas frías y cálidas, y luego se aplicó a los datos de áreas de techumbres a nivel estatal para obtener la superficie de techos disponible. El potencial técnico se estimó usando datos de densidad de potencia FV a partir de un estudio del DOE, donde el potencial técnico es definido como la cantidad de veces que un sistema FV cabe en el área de un techo dada. De modo que se desarrolló un porcentaje en base al promedio de eficiencia de un módulo (en base a las eficiencias de las tres tecnologías prevalentes en el mercado actual). La densidad de potencia de un módulo fue calculada sobre la base de pies cuadrados, y la densidad de potencia de un sistema FV se calculó aplicando un packing factor de 1,25 para sistemas residenciales y comerciales. El packing factor modifica la densidad de potencia FV tomando en cuenta el espacio necesario para un sistema como el acceso a los módulos, cableado e inversores. Potencial económico Después de calcular el potencial técnico para cada estado, se evaluó el potencial económico el cual corresponde a un porcentaje del potencial técnico, que posteriormente se multiplicó por la curva de adopción de tecnología. El dato de entrada para las curvas de penetración de mercado correspondió a la recuperación del capital, para lo cual se analizó la estructura tarifaria y las respectivas tarifas, reglas de net metering, incentivos, consumos y perfiles eléctricos FV. Se utilizaron dos curvas diferentes de penetración (teniendo la recuperación del capital como dato de entrada): uno para el mercado actual y otro para la nueva construcción, utilizando dos estudios: uno correspondió a Kastovich et al y el otro sería una curva basada en entrevistas, encuestas y datos de mercado sobre la eficiencia energética de la tecnología. Luego de calcular el porcentaje de penetración del mercado, se usaron curvas-s para modelar la adopción tecnológica. Una curva-s provee la tasa de adopción de tecnologías en función de las características de las mismas y las condiciones de mercado. En este caso se utilizó el modelo Fisher-Pry, el cual predice la adopción tecnológica en función de un mercado de tamaño conocido. 104 TW I TTE ALGES T A

105 Después de aplicar estas curvas, el mercado de penetración final correspondió a la instalación acumulada en un área determinada como un porcentaje del potencial técnico en dicha área. A continuación se desarrolló un conjunto de escenarios considerando políticas de interconexión, políticas de desarrollo solar como los Certificados Renovables, sistema de precios, políticas de net metering, legislación de carbono, políticas de estructuras tarifarias, escalabilidad de tasas eléctricas e incentivos federales. Para el primer escenario, se evaluó el nivel de dificultad que presentan los estándares de interconexión a la red (estudio del IREC), asignándole a cada uno un porcentaje de mercado alcanzable bajo dichas condiciones. De modo que el primer escenario asumió que todos los estados mejoran sus estándares de conexión al punto más alto (mercado alcanzable del 100%). Algunas redes tienen límites de penetración de net metering como un porcentaje de la punta de la demanda, el estudio utilizó estos datos para traspasar el límite net metering (en porcentaje) a megawatts. De esta manera para cada año de análisis, la penetración del mercado es el rango de instalaciones acumuladas hasta el límite de net metering. Los siguientes dos escenarios se refieren a los estándares de net metering. El primer escenario net metering asume que todos los límites son aumentados el El segundo se refiere a la disponibilidad de net metering, ya que algunos estados y redes de distribución aún no lo permiten, por lo tanto este escenario asume que el net metering se presenta en toda la nación desde el El siguiente escenario abarca los Certificados Renovables de tipo solar. Varios estados tienen planes de desarrollo solar o de generación distribuida como parte de su Cartera Estándar de Renovables. Para cada año de análisis, el modelo de penetración de mercado aseguró que dicha penetración alcance al menos el nivel requerido por los planes de desarrollo solar independientemente de los límites para net metering, economías o de los estándares de interconexión. Otro escenario asumió la introducción de una legislación de carbono, bajo la cual existiría un precio base a partir de un determinado año, luego del cual este aumenta anualmente hasta un tope definido. Para ver su efecto en el nivel de penetración de FV se usaron los datos de EIA sobre la intensidad de carbono asociada a un kwh y se modeló el precio del carbono como un sobrecargo en las cuentas eléctricas. El escenario siguiente consideró la introducción de tarifas TOU (time of use) en todas las redes de distribución (ya que aún no están disponibles totalmente), para lo cual se utilizó 105 TW I TTE ALGES T A

106 una tasa de aproximación multiplicativa. Se seleccionó un grupo de servicios de redes de distribución que contaban con tarifas TOU y para cada una de ellas se calculó el rango de tarifas en peak estándar y en peak no estándar, tanto para invierno como verano. A continuación se calcularon los promedios de dichos rangos, los que fueron tomados como puntos de referencia para estimar tarifas TOU en aquellas redes donde no las ofrecían. Otro componente del análisis del multiplicador involucró el cálculo del número promedio de horas peak y el momento de inicio de dichos períodos en cada región. Sabiendo que los precios eléctricos influyen en la recuperación de capital, se realizaron dos proyecciones de precios. La primera proyección usó datos de EIA, las que muestran un costo decreciente en el tiempo y la segunda proyección usó proyecciones desarrolladas por NCI (Navigant Consulting Inc). Los dos escenarios finales involucraron incentivos federales para FV respecto a la extensión temporal de los mismos en base a una legislación. De esta manera, el primer escenario asume que el incentivo a la zona comercial se extiende hasta el 2015 y el de la zona residencial hasta el 2010, mientras que el segundo escenario asume que los incentivos, para ambas zonas, son extendidos hasta el Metodología NREL, estudio The Solar Deployment System (SolarDS) Model: documentation and sample results 42 (Metodología 2) Esta metodología se basa en el desarrollo de un modelo llamado Solar Deployment System o SolarDS Model, el cual simula la penetración de mercado según el potencial de adopción de la tecnología fotovoltaica en techos residenciales y comerciales en los Estados Unidos al El SolarDS se elaboró como una colección de modelos de aplicación en visual basic para interface Excel. Los componentes principales de este modelo son: un simulador de rendimiento FV, el cálculo anual de ingresos FV, un cálculo de rendimiento financiero FV, un cálculo de la penetración de mercado y una agregación regional de dichos cálculos. 42 NREL. The solar deployment system (Solar DS) model: documentation and smaple results TW I TTE ALGES T A

107 Figura 14. Esquema metodológico 2 de NREL Fuente: NREL. The solar deployment system (Solar DS) model: documentation and smaple results El PV Performance Simulator estima la cantidad de electricidad que genera por hora un módulo FV de un tamaño y orientación determinada, abarcando una gran cantidad de locaciones en los Estados Unidos. Este cálculo se basa en el recurso solar y datos climáticos (Typical Metorological Year) de estaciones. El cálculo para múltiples orientaciones permite caracterizar los distintos tipos de techumbres. El PV Annual Revenue Calculator combina el rendimiento técnico con las tarifas eléctricas, estructuras tarifarias y simulación de consumos, con lo cual se obtienen los ahorros anuales esperados para múltiples sistemas FV en cada locación. Los ingresos de FV son definidos como los costos eléctricos evitados y se calculan como una combinación de la electricidad generada horaria y las tarifas eléctricas. Para edificios residenciales, los ingresos son calculados en tarifas planas y TOU y para edificios comerciales, los ingresos se calcularon en tarifas planas, TOU y por demanda base. El PV Financial Performance Calculator combina los ingresos anuales generados por un sistema FV con supuestos de financiamiento que permiten generar indicadores financieros para sistemas individuales. Los costos de sistemas FV se obtuvieron de precios actuales para los mismos y de proyecciones de precios de EIA y DOE. Los usuarios también pueden especificar sus propias proyecciones de costos o tasas de aprendizaje de FV. Se aplican además incentivos federales y estatales, reduciendo los costos de inversión de sistemas FV. Se analiza una distribución de parámetros financieros que incluyen pagos en efectivo, préstamos ajustados para el hogar y préstamos convencionales. Para sistemas residenciales, el modelo de rendimiento financiero calcula, como medida financiera, el flujo de caja hasta que se obtengan flujos positivos. Para edificios comerciales se considera la tasa interna de retorno (TIR) como medida financiera básica. El PV Market Share utiliza los rendimientos financieros para simular la probabilidad de venta de energía FV que es única para el recurso de cada región y estructura tarifaria, tipo de cliente, financiamiento, orientación de paneles, tamaños de edificios y edad de las construcciones. Los parámetros financieros son utilizados para calcular el mercado potencial de FV (utilizando curvas de penetración de mercado) y las tasas de adopción 107 TW I TTE ALGES T A

108 tecnológica (usando Modelo Bass). Se utilizan diferentes curvas de penetración de mercado FV para caracterizar a los clientes residenciales y comerciales en el mercado actual. Finalmente el Regional Aggregator, combina una gran cantidad de probabilidades de adopción de FV con el número de edificios asociados a un determinado tipo de sistema y agrega las estadísticas de adopción a nivel nacional y estatal. El número de edificios residenciales y comerciales adecuados para sistemas FV se genera usando un censo y una proyección (obtenida a partir de estimaciones del crecimiento poblacional). El número total de edificios que adoptan sistemas FV se calcula por la combinación de la probabilidad de venta de energía con el número total de edificaciones adecuadas para FV y luego según cada tipo de sistema y región se generan estadísticas estatales y nacionales de adopción tecnológica. Al finalizar, el modelo entrega la capacidad FV acumulada anual, el número de edificios con FV, la cuota del mercado correspondiente a FV y el periodo de recuperación del capital a nivel estatal y nacional Análisis comparativo De acuerdo a lo presentado anteriormente, se evidencia un alto volumen de datos utilizados en ambas metodologías, así como diferentes fuentes y estudios previos para obtenerlos. Tabla 33. Análisis comparativo de metodologías NREL Ítem Metodología 1 Metodología 2 Tarifas de distribución eléctrica Tarifas de distribución eléctrica (tarifas planas, TOU, tasa de Estructuras tarifarias demanda) Datos de entrada y procesos similares Incentivos Estudio de Kastovich et al. sobre penetración de mercado Proyecciones de precios eléctricos, obtenidas del Annual Energy Outlook de EIA Datos sobre el sistema de precios de tecnologías FV, obtenidos a partir del Solar America Initiative Program Estructuras tarifarias Incentivos estatales y locales a nivel municipal y de servicios eléctricos. Créditos fiscales a la inversión Estudio de Kastovich et al. sobre penetración de mercado Proyecciones de precios eléctricos, obtenidas del Annual Energy Outlook 108 TW I TTE ALGES T A

109 (SAI) del DOE. de EIA Perfiles de consumo Datos sobre la cantidad de espacio disponible en edificaciones residenciales y comerciales por cada estado entre 2007 al Proyecciones de reducción de costos FV a partir de EIA y DOE. Cargas de consumo de los edificios Crecimiento inmobiliario Escalabilidad tarifaria para análisis de escenarios Base de datos sobre cantidad de edificios, caracterizados por tipo residencial y comercial. Datos sobre el número de edificios comerciales, obtenidos a partir de CBECS. Datos sobre material predominante en las construcciones, obtenidos de CBECS Datos de entrada diferentes para procesos similares Perfiles de generación FV Estudio sobre penetración de mercado en base a entrevistas de consumidores, adopción de tecnología según eficiencia y recuperación de capital. Proyecciones de crecimiento de las cargas, obtenido a partir del Annual Energy Outlook de EIA. Modelo Fisher-Pry para obtener curvas-s de adopción tecnológica. Escalabilidad tarifaria a nivel residencial y comercial, obtenida a partir del Annual Energy Outlook 2009 de EIA Modelo PVFORM/PVWATTS para calcular la electricidad en AC que genera una capacidad FV dada Modelo NEMS y NCI para curvas de penetración máxima de mercado. Estudio de Papidipati et al sobre penetración de mercado. Modelo Energy Plus sobre tipos de edificaciones comerciales, para estimar las cargas de dichos 109 TW I TTE ALGES T A

110 edificios. Base de datos sobre la densidad de potencia FV considerando eficiencia del panel, obtenida a partir del Solar America Initiative Technology Pathway Partnership del DOE (US Department of Energy). Modelo de difusión Bass para estimar curvas de adopción tecnológica Datos de radiación solar por región en el Typical Meteorological Year 3 (TMY3) del National Solar Radiation Database (NSRDB) Características de rendimiento FV Datos de entrada diferentes Base de datos sobre el número promedio de plantas por edificio, obtenidos a partir de EIA (Energy Information Administration), RECS (Residential Energy Consumption Survey) y CBECS (Commercial Building Energy Consumption Survey) Estudio sobre factores de acceso FV, ajustado según entrevistas con expertos. Recuperación del capital simple (residencial y comercial) obtenido a partir de una selección de empresas de distribución que representasen las economías FV en cada estado. Datos de valoración de los estándares de interconexión respecto a las facilidades para generación distribuida, obtenidos a partir de IREC (Interstate Renewable Energy Council) del DOE. Regiones de precios eléctricos Datos sobre ventas e ingresos totales para cada servicio eléctrico en los Estados Unidos, obtenido a partir del conjunto de datos 861de EIA. Costos y vida útil de inversores, obtenidos a partir de DOE y Wiser et al. Estudios empíricos sobre tiempo de recuperación Censo de Estados Unidos del 2000 Estado ocupacional (propios o arrendatarios) de las edificaciones, obtenidos a partir de RECS de EIA Proyecciones censales de población a nivel estatal Reglas de net metering Planes de desarrollo solar dentro de Datos sobre casas adosadas, no adosadas y móviles, obtenidas a partir de RECS TW I TTE ALGES T A

111 las RPS (Renewable Portfolio Standar) Datos sobre la intensidad de carbono por kwh, obtenido de EIA Datos sobre tarifas TOU, obtenidos de las 8 empresas que conforman el North America Electric Reliability Corporation (NERC). Datos sobre situación fiscal de los edificios, obtenidos a partir de CBECS. Datos sobre propiedad, obtenidos de CBECS. Proyecciones de precios eléctricos por estado, obtenidas del NCI (Navigant Consulting Inc.) a partir de reportes NERC, reportes ISO y otros datos. Fuente: Centro de Energía. En términos de similitudes entre ambas metodologías, se observa en primer lugar, que utilizan casi las mismas fuentes de información para obtener las bases de datos, estas son: el Annual Energy Outlook de EIA (Energy Information Administration), RECS (Residential Energy Consumption Survey), CBECS (Commercial Building Energy Consumption Survey), DOE (US Department of Energy), NCI (Navigant Consulting Inc.), y el estudio de Kastovich et al. En cuanto al tipo de datos en ambas metodologías se utilizan la sombra, las orientaciones, nivel de inclinación de las techumbres y solidez estructural de las mismas, para estimar parte del potencial técnico, además de considerar el tipo de edificación y la cantidad (área) disponible para FV. En los análisis económicos utilizan las estructuras tarifarias y las respectivas tarifas eléctricas, evalúan los perfiles de carga (consumo) de las edificaciones, incluyen incentivos federales, tendencias sobre los costos de las tecnologías FV, así como proyecciones de los precios eléctricos y el crecimiento de las cargas o del mercado inmobiliario. Por otro lado, ambas utilizan estudios de penetración de mercado para estimar los límites máximos de penetración FV, así como también para obtener las curvas-s de adopción tecnológica. Respecto a cómo las metodologías analizadas abordan diferentes datos para procesos similares, se evidencia, en primer lugar, que la metodología 1 utiliza datos de EIA para la estimación de las cargas, mientras que la metodología 2 se basa en el Modelo EnergyPlus 111 TW I TTE ALGES T A

112 para lograr el mismo objetivo. Luego, en cuanto a los niveles de penetración de mercado, si bien ambos estudios hacen referencia a Kastovich et al, la metodología 1 utiliza una segunda curva en base a entrevistas con los consumidores, y la metodología 2 utiliza tres referencias adicionales: de Pidipati et al., Modelo NEMS y modelo de NCI. Otro aspecto distintivo, es el modelo utilizado para estimar las curvas-s, donde en el caso de la metodología 1 se utiliza el Modelo Fisher-Pry y en la metodología 2 se usa el Modelo Bass, ambos son modelos de difusión y se utilizan en este tipo de estudios para evaluar cómo se expande el uso de una cierta tecnología que no requiere mayores cambios en el comportamiento del cliente, sin embargo el Modelo Bass requiere como inputs un análisis de los comportamientos de consumo del cliente para construir la curva-s en forma adicional a los aquellos datos de tipo económico que presentan otros modelos de difusión. También, cabe mencionar que si bien ambos estudios trabajan con la recuperación del capital, el primero lo utiliza como un inputs para filtrar el potencial de mercado, mientras que el segundo estudio lo trabaja como un producto del proceso metodológico, tanto a nivel residencial como comercial. En cuanto a la valorización asociada al carbono, se puede mencionar que la metodología 1 la considera explícitamente dentro del proceso asociado a una legislación, sin embargo la metodología 2 lo aborda sólo como una posibilidad de consideración en el proceso, dando las opciones al usuario para estimar dichas valorizaciones en función de distintos criterios. En cuanto a los datos de entrada disímiles en una u otra metodología, se extrae que la metodología 1 considera en el proceso de análisis el número de promedio de plantas por edificio, un factor de acceso para sistemas FV, una recuperación del capital residencial y comercial, reglas de net metering, perfiles de generación FV, valoración de los estándares de interconexión, planes de desarrollo de la energía solar, intensidad de carbono por kwh, tarifas TOU del NERC para extrapolar los datos a zonas que no las poseen, y proyecciones de precios eléctricos por estado del NCI. La metodología 2, por su parte, incluye una división por regiones de precios eléctricos, costos y vida útil de inversores para considerar su reinversión en el período de tiempo analizado, estudios empíricos sobre el tiempo de recuperación del capital, censo de Estados Unidos del 2000, proyecciones de población a nivel estatal, estado ocupacional (propios o arrendatarios) de las edificaciones, datos sobre casas adosadas, no adosadas y móviles, situación fiscal de los edificios y propiedad de los mismos. En general respecto a los procesos llevados a cabo por cada metodología, se observa que la metodología 1 consideró supuestos y datos fijos para lograr una estimación de potencial de mercado específica. Por su parte, la metodología 2 más bien trata la descripción de funcionamiento de un modelo, donde se explican las opciones que puede utilizar el usuario para realizar el análisis de potencial de mercado específico, pero no 112 TW I TTE ALGES T A

113 indica valores y supuestos fijos asumidos durante el proceso. Además, ambos estudios realizan el análisis sólo a nivel residencial y comercial. De acuerdo al análisis previo y la investigación realizada por el equipo consultor, es importante mencionar que no existen metodologías validadas internacionalmente que puedan ser aplicadas o adaptadas a nivel nacional, más bien se trata de propuestas metodológicas con mayor nivel de complejidad y con una mayor cantidad de datos disponibles para su análisis. A diferencia de ello, la metodología propuesta para Chile, se sustenta en información escasa y difusa lo que impide generar filtros más específicos, como se muestra en las metodologías analizadas de NREL. Para ejemplificar ello, se puede mencionar que los datos más específicos a nivel nacional sobre las superficies edificadas y sus características estructurales se encontrarían disponibles en las Municipalidades, por lo tanto el trabajo de recopilación, homogenización y ordenación de los datos es bastante extenso, requiriendo un estudio concreto para ello. 113 TW I TTE ALGES T A

114 5.1.2 Metodología La siguiente figura muestra la propuesta metodológica elaborada para estimar el potencial de desarrollo de tecnología solar fotovoltaica a nivel usuario final. Figura 15: Propuesta metodológica para estimación de potencial PV Potencial técnología Potencial Bruto Desarrollo en toda la región Número de casas y edificios Ncas, Nedif (INE, censo 2012) Si Pob < Ncas Población con capacidad de compra, Pob Capacidad de ingreso (INE, estadísticas regionales) Potencial explotable No Desarrollo Bruto = Pob +Nedif Desarrollo Bruto = Ncas (ajustado) +Nedif Filtro: capacidad de ingreso Superficie desarrollo Factibilidad técnica Panel tipo Filtro: factibilidad técnica Potencial preliminar Potencial preliminar [kw], Pot pr Demanda energía sector residencial por región (INE) Factor de carga Sector residencial No Pot pr < Lp Límite de penetración teórico, Lp Demanda mínima estimada sector [kw] Si Potencial final = Lp [kw] Potencial final = Pot pr [kw] Fuente: Centro de Energía. Filtro: nivel de penetración en redes Como bien se menciona, la Figura 15 muestra la metodología propuesta para una estimación de potencial de mercado de tecnología solar PV. Dicha metodología considera a estimación del potencial en cuatro pasos (Potencial bruto, potencial explotable, potencial preliminar y potencial final), los que se describirán en detalle más adelante: Potencial bruto: la estimación de este potencial parte de un supuesto base que considera por defecto la existencia de potencial de desarrollo de proyectos solares PV para toda la región bajo análisis. Si bien este supuesto es más significativo para las 114 TW I TTE ALGES T A

115 regiones de la zona norte del país, no significa una total disminución del recurso hasta la última región bajo análisis que es la de Los Lagos. Pues a diferencia de otras fuentes ERNC, el recurso solar no es tan dependiente de la localización como si lo son el eólico y el micro hidráulico. Considerando entonces el acceso al recurso, el potencial bruto lo define el número de viviendas y edificios interconectados a la red eléctrica según información levantada en el Censo Potencial explotable: este potencial se obtiene a partir de la aplicación del primer filtro considerado en el análisis, el cual es la capacidad de ingreso de los habitantes. Se estima que pobladores con ingreso medio mensual superior a CLP $ podrían contemplar la posibilidad de instalar un arreglo fotovoltaico. 1. Analizada la estadística se define como criterio de selección aquella población cuya actividad laboral se asocia a los siguientes segmentos: Miembros del poder ejecutivo y de los cuerpos legislativos y personal directivo de la administración pública y de empresas Profesionales Científicos e intelectuales Técnicos y profesionales de nivel medio Empleados de oficina Operadores de instalaciones y máquinas y montadores 43 Otros No identificados 44 Finalmente, es importante comentar que dado que los proyectos no se pueden asociar a un departamento en particular, se estima un número medio de edificios usando como criterio un tamaño medio de 60 departamentos por edificio. Obtenido el número de edificios y casas, se verifica su relación con la población con capacidad de compra, considerando que no pueden ser mayores a ésta última. Potencial preliminar: a partir del potencial explotable se define este potencial mediante la aplicación de los siguientes criterios: Superficie máxima disponible para desarrollo de un proyecto: 9 m2 Potencia de paneles PV: 250 W para las regiones del norte grande y 140 W para las restantes. Factibilidad técnica: no todas las viviendas son susceptibles de desarrollo de proyecto por aspectos como: orientación techo y ángulos de inclinación, disponibilidad de superficie, condiciones técnicas de montaje. Por lo anterior, 43 Sólo asociados a las regiones del norte grande del país, para las demás no se consideran. 44 Ibid 115 TW I TTE ALGES T A

116 se estima que sólo un 25% de las viviendas cuenta con las condiciones para ello. Dicho porcentaje se estima a partir de la siguiente información: o El porcentaje de techumbre apta para edificación varía de un 37,1% a un 67,1% 45. o La orientación de las viviendas, y por naturaleza de construcción de edificios y unidades residenciales. Si se descarta la orientación sur como no factible, se vincula de manera parcial la orientación oriente-poniente y se acepta la orientación norte. Se estima una variación entre el 25% y el 50%. o En consecuencia la factibilidad técnica puede variar entre un 9,3% y un 33,6%. Cuya media es 21,75%. En función de lo anterior se obtiene el potencial preliminar de desarrollo de proyectos. Potencial final: a partir del potencial preliminar se aplica el límite de penetración considerando que la penetración masiva de este tipo de proyectos está asociada a redes de baja tensión y en función de lo que define la Ley. Se estima un límite para ello, el que se calcula como sigue: A partir de estadística disponible se estima el consumo de energía anual por sector y por región, se asocia un factor de carga al sector (0,4 en este caso) y partir de ello se calcula una curva de duración con la siguiente ecuación: =1 (1 ) " #$ Donde: d = demanda en el tiempo del consumo respectivo fc = factor de carga asociado t = tiempo Luego, para t=1 (Demanda mínima), la demanda como función de la demanda máxima equivale a un 16%. Estimada la demanda mínima, se calcula como nivel de penetración un 80% de la misma. La siguiente tabla muestra los potenciales estimados para los paneles solares fotovoltaicos. 45 Según anuario de la edificación INE (2011). El 37,1% de la techumbre equivale a fierro galvanizado liso (20,1%) y loza de hormigón (17%), se podría incluir también fierro galvanizado en onda (30%). 116 TW I TTE ALGES T A

117 Tabla 34: Potencial de desarrollo de solar fotovoltaico Región Potencial desarrollo inicial PV [kw] Potencial desarrollo final PV (Max-min) [kw] Arica y Parinacota Tarapacá Antofagasta Atacama Coquimbo Valparaiso Metropolitana O'Higgings Maule BioBio Araucanía Los Ríos Los Lagos Total Fuente: Centro de Energía. Potencial fotovoltaico sector comercio: las fuentes de información que permitan hacer una estimación del número de edificaciones comerciales susceptibles de desarrollo de proyectos eólicos son escasas. A partir de la información que se obtiene 46, se estima un total de supermercados y centros comerciales en el país como sigue: Centros comerciales: a la fecha en Chile existen 43 centros comerciales (mall) y en proyecto 29, para un total de 72 Supermercados: actualmente en la Región Metropolitana de Santiago, existe un aproximado a 242, y para el resto del país 88 En total se estima un potencial de mercado de máximo 398 edificios comerciales con potencial de desarrollo fotovoltaico. Lo que puede oscilar según factibilidad técnica entre un 70 % y un 30% de dicho número. Es decir, del orden de 280 locales a América Retail ( y Díaz, Sanhueza, Galetovic. Entrada, concentración y competencia: supermercados en Chile TW I TTE ALGES T A

118 5.2 Energía eólica Como se menciona con anterioridad, el recurso eólico es mucho más localizado, lo que significa que no se puede suponer en una primera instancia que es de cobertura global. Como consecuencia de lo anterior, se utiliza como fuente de información el factor de potencia medio anual de la tecnología asociado al territorio y se cruza con la cobertura del sistema interconectado nacional, en particular lo asociado a las subestaciones primarias de energía. Este cruce se realiza utilizando la herramienta SIG Google Earth. También es importante mencionar que dado el nivel de ruido de la eólica de baja potencia y la superficie requerida se omiten del análisis las grandes ciudades regionales, y se consideran localidades rurales cuyo factor de planta sea superior a un 20%. El cruce realizado se muestra en las figuras incluidas en el Anexo B. Asimismo, la siguiente figura muestra la propuesta metodológica propuesta para la estimación del potencial. Figura 16: Propuesta metodológica para estimación de potencial Eólico Fuente: Centro de Energía. 118 TW I TTE ALGES T A

119 Como se observa en la figura, la metodología en el caso eólico es bastante similar al fotovoltaico, salvo las siguientes particularidades: El potencial bruto sólo se asocia a aquellas comunas resultantes del cruce entre potencial eólico y la red eléctrica. Al no requerirse de una superficie significativa y como no se pretende (en todos los casos) de instalación sobre la edificación, el filtro de factibilidad técnica no se aplica en este caso. No obstante lo anterior, se recalca la necesidad de disponer de mediciones en terreno y evaluar el lugar escogido para la instalación de la tecnología considerando la alta variabilidad del recurso. Por lo tanto, para la estimación del potencial bruto, en función de los cruces realizados, se identifican las siguientes comunas para estimar el potencial de viento. Tabla 35: Comunas con Potencial de Viento Región Comuna Antofagasta Calama Coquimbo Los Vilos Algarrobo Valparaiso El Quisco O Higgings Navidad Constitución Maule Cauquenes Ñiquen San Carlos Tomé Talcahuano BioBio Lota Cabrero Laja Los Ángeles Lebu Angol Collipulli Araucanía Pitrufquén Villarrica Pucón 119 TW I TTE ALGES T A

120 Los Ríos Los Lagos Los Lagos Río Bueno Puyehue Purranque Frutillar Puerto Varas Calbuco Quemchi Ancud Castro Queilen Quellón Fuente: Centro de Energía. Definidas las comunas de desarrollo de energía eólica, la metodología de estimación de potencial es aplicada obteniéndose el potencial estimado en este caso: Tabla 36: Potencial de desarrollo eólico Potencial Potencial Región desarrollo desarrollo inicial final eólico eólico [kw] [kw] Arica y Parinacota - - Tarapacá - - Antofagasta Atacama - - Coquimbo Valparaiso Metropolitana - - O'Higgings 9 41 Maule BioBio Araucanía Los Ríos Los Lagos Total Fuente: Centro de Energía. 120 TW I TTE ALGES T A

121 5.3 Energía micro hidráulica La estimación de potencial de tecnología micro hidráulica obedece en mayor parte a la consulta de estudios anteriores asociados a ello. Consultados los trabajos anteriores en potencial micro hidro, se identifica la categorización de los proyectos en función del recurso, es decir, si se vincula a obras de riego o si pertenece a un cauce natural. 1. Obras de riego: el potencial de desarrollo de proyectos cuya potencia es inferior a 2 MW se resume en la Tabla 37: Tabla 37: Potencial micro hidráulico asociado a obras de riego Canales y unificación Región masiva de bocatomas P [MW] Arica y 15 Parinacota Tarapacá 2 Antofagasta 0,2 Atacama 7 Coquimbo 30 Valparaiso 42 Metropolitana 33 O'Higgings 81 Maule 203 BioBio 94 Araucanía 17 Total 524,2 Fuente: Procivil Ingeniería Ltda. Generación hidroeléctricaen pequeñas centralesasociadas a obras de riego, resumen de estudios sobre ERNC en periodo Mayo de Cauces naturales: el potencial asociado a proyectos con aprovechamiento de cauces naturales se estima en función de los resultados obtenidos 47. Para la 47 UNTEC. Metodologías para el cálculo de potencial de generación con ERNC en cauces naturales TW I TTE ALGES T A

122 determinación de las cuencas hidrológicas con potencial de desarrollo, se consideraron los siguientes criterios: Ubicación entre las regiones de O Higgings y Los Lagos Cuencas cordilleranas Cuencas con bajo nivel de intervención Existencia de control pluviométrico con contenido mínimo de registro Sobre la base de estos criterios se identifican las cuencas que se muestran en la siguiente figura: 122 TW I TTE ALGES T A

123 Figura 17: Estaciones de control fluviométrico asociadas a las cuencas preseleccionadas Fuente: UNTEC. Metodologías para el cálculo de potencial de generación con ERNC en cauces naturales La Tabla 38 muestra en detalle características de las cuencas incluidas en este análisis. 123 TW I TTE ALGES T A

124 Tabla 38: Detalle cuencas hidrológicas para desarrollo hidráulico NOMBRE CUENCA Región Área z min z máx Q h Ip Extensión RIO TRANCURA ANTES RIO LLAFENCO km² m.s.n. m. m.s.n.m. Río Toltén IX m³/ s 115, 7 RIO ANCOA EN EL MORRO Río Maule VII ,2 RIO CAUNAHUE CAMINO A LLIFEN Río Bueno XIV ,2 RIO NILAHUE EN MAYAY Río Bueno XIV ,6 RIO COIHUECO ANTES JUNTA PICHICOPE RIO SAN PEDRO EN DESAGUE LAGO RINIHUE Río Bueno X ,5 Río Valdivia XIV RIO CAUTIN EN RARI-RUCA Río Imperial IX RIO PERQUILAUQUEN EN SAN MANUEL RIO LONGAVI EN LA QUIRIQUINA 360, 5 105, 6 Río Maule VII ,4 Río Maule VII ,7 RIO LAJA EN TUCAPEL Río BíoBío VIII RIO LONTUE ANTES DE JUNTA Río Mataquito VII RIO TENO EN LOS QUEÑES Río Mataquito VII ,7 RIO BIO BIO ANTE JUNTA PANGUE RIO CLARO EN CAMARICO Río BíoBío VIII , 6 111, 3 290, 2 Río Maule VII ,9 m MW/km ² 3,12 2,95 2,86 2,60 2,41 2,28 2,22 2,13 1,99 1,72 1,60 1,41 1,29 1,04 Q oct/1970- ene/2010 jun/1952- ene/2010 ene/1997- ene/2010 ago/1987- ene/2010 ago/1987- ene/2010 ene/1929- dic/1932, mar/1985- ene/2010 mar/1929- ene/2010 sep/1930- ene/2010 abr/1937- ene/2010 mar/1916- ene/2009 ene/1918- jun/1931 abr/1938- ene/1985 dic/2002- ene/2010 mar/1936- ene/ TW ITTE ALGES T A

125 RIO CARAMAVIDA EN CARAMAVIDA Río Lebu VIII ,0 RIO CLARO EN EL VALLE Río Rapel VI ,3 RIO ITATA EN TRILALEO Río Itata VIII ,7 RIO LARAQUETE EN EL CAJON RIO LOANCO EN DESEMBOCADURA Costeras entre ríos BíoBío y Carampangue Costeras Maule ,84 0,76 0,56 VIII , ,24 VII 222, , ,11 feb/1953- ene/1992 may/1970- ene/2010 nov/1957- ene/2010 mar/1985- mar/1996 jul/1987- ene/2010 Fuente: UNTEC. Metodologías para el cálculo de potencial de generación con ERNC en cauces naturales TW ITTE ALGES T A

126 De las cuencas reseñadas en la Tabla 38, algunas de ellas obedecen a proyectos de mayor envergadura, por lo que el aprovechamiento del potencial no sería del todo óptimo. Como consecuencia de lo anterior se seleccionan solamente aquellas cuencas cuyo caudal es menor a 10 m3/s (siendo una cota igual elevada para la magnitud de los proyectos). Asimismo, se considera que el desarrollo del proyecto involucra una diferencia de altura mínima de 60 m, por lo que de manera conservadora se discretiza en etapas de 100 m. En función de lo anterior, las cuencas seleccionadas corresponden a lo siguiente: NOMBRE RIO CARAMAVIDA EN CARAMAVIDA Tabla 39: Cuencas explotables a nivel micro hidráulico CUENCA Región Área km² Q m³/s h M Ip MW/km² Río Lebu VIII 94 6, ,84 RIO CLARO EN EL VALLE Río Rapel VI , ,76 RIO LARAQUETE EN EL CAJON RIO LOANCO EN DESEMBOCADURA Costeras entre ríos BíoBío y Carampangue Costeras Maule VIII 37 1, ,24 VII 222,6 4, ,11 Fuente: UNTEC. Metodologías para el cálculo de potencial de generación con ERNC en cauces naturales Extensión Q feb/1953- ene/1992 may/1970- ene/2010 mar/1985- mar/1996 jul/1987- ene/2010 Bajo el supuesto de cada proyecto sólo aprovecha del orden de 0,3 m 3 /s para generación y utilizando la variación de 100 m, los potenciales asociados a estas cuencas son del orden de: Tabla 40: Potencial micro hidro asociado a cauces naturales Potencial cauces Región naturales P [MW] O'Higgings 2,4 Maule 0,5 BioBio 1,9 Fuente: UNTEC. Metodologías para el cálculo de potencial de generación con ERNC en cauces naturales Las fuentes hídricas anteriores, finalmente fueron cruzadas con la cercanía a subestaciones primarias para determinar su viabilidad de conexión. El potencial asociado a obras de riego (canales y unificaciones masivas de bocatomas) no fue posible filtrarlo 126 TW I TTE ALGES T A

127 por este factor debido a la dificultad para determinar las fuentes hídricas efectivamente consideradas para el cálculo de potencia, ya que el estudio de referencia no da claridad al respecto. De acuerdo a ello, el potencial total asociado a proyectos micro hidráulicos es el que se muestra en la Tabla 41 y que corresponde sólo a obras de riego con potencial menor a 2MW por proyecto: Tabla 41: Potencial total micro hidro Potencial Región total P [MW] Arica y 15 Parinacota Tarapacá 2 Antofagasta 0,2 Atacama 7 Coquimbo 30 Valparaiso 42 Metropolitana 33 O'Higgings 81 Maule 203 BioBio 94 Araucanía 17 Total 529 Fuente: Procivil Ingeniería Ltda. Generación hidroeléctricaen pequeñas centralesasociadas a obras de riego, resumen de estudios sobre ERNC en periodo Mayo de UNTEC. Metodologías para el cálculo de potencial de generación con ERNC en cauces naturales Si bien no se tiene claridad completa sobre la estimación de potencial al recurso hidráulico (muestreo de cauces naturales y canales de riego con aprovechamiento micro, es decir, menores a 100 kw) y adicionalmente sobre la posibilidad factible de conexión a los sistemas interconectados, es importante mencionar que preliminarmente se identifica esta fuente energética como una alternativa válida para diseñar un futuro mecanismo de fomento, en función de dos elementos significativos: el alto potencial de explotación y su consideración como alternativa de suministro de energía, y las altas posibilidades que presenta como fomento al desarrollo tecnológico local. Siendo esto último, un elemento importante al momento de definir instrumentos de fomento. 127

128 5.4 Energía de la biomasa/biogás El potencial de biomasa se centra en desarrollos asociados a biogás, el motivo de esto se relaciona a las dimensiones mínimas de turbinas de vapor ofrecidas por los fabricantes, las cuales, en mayoría, se fabrican a partir de los 250 kw. No obstante, se identifican algunos que si producen equipamiento con potencias menores a 100 kw, pero están mucho más asociados a pilotos, y también se estima que adolecen del suficiente soporte técnico en caso de falla o reparación. Por lo cual en el alcance de este estudio el potencial de la biomasa de baja escala se vincula exclusivamente a proyectos de biogás. Los resultados de potencial identificados se basan en lo definido en [3], acotando a las dimensiones de menor escala (potenciales menores a 100 kw), correspondiendo esto al potencial bruto. Luego de la primera selección se eliminaron del análisis todos aquellos datos cuya potencia era menor a 1 kw dado que el mercado de motores bajo dicha potencia es escaso. A continuación la ubicación de estos potenciales fue cruzada con el sistema de transmisión troncal, evaluando la cercanía a subestaciones primarias. Finalmente, una vez acotados los datos, se recalculó la potencia promedio por propietario anual, obteniéndose el potencial neto de biogás a nivel nacional, el cual se observa en las tablas a continuación. Región Tabla 42. Potencial neto de biogás en base a cerdos Cabezas de Potencial eléctrico promedio Potencia media propietario cerdo por No. Propietarios propietario MWh/propietario/año kw Metropolitana ,41 Maule ,02 BioBio ,62 Araucanía ,05 Los Ríos ,62 > ,19 Los Lagos ,09 Fuente: Gamma Ingenieros SA. Modelos de negocio que rentabilicen aplicaciones de biogás en Chile y su fomento Centro de Energía 128

129 Región Metropolitana Valparaíso O Higgins Maule BioBio Araucanía Los Ríos Los Lagos Tabla 43. Potencial neto de biogás en base a bovinos Cabezas de Potencial eléctrico promedio Potencia media propietario bovino por No. Propietarios propietario MWh/propietario/año kw ,6 > , ,6 > , ,0 > , ,9 > , ,2 > , ,5 > , ,6 > , ,3 > ,9 Fuente: Gamma Ingenieros SA. Modelos de negocio que rentabilicen aplicaciones de biogás en Chile y su fomento. Tabla 44. Potencial de biogás en base a pollos Potencial eléctrico promedio Potencia media propietario Región No. Propietarios MWh/propietario/año kw Maule ,90 BioBio ,64 Araucanía ,95 Fuente: Gamma Ingenieros SA. Modelos de negocio que rentabilicen aplicaciones de biogás en Chile y su fomento. 129

130 Tabla 45, Potencial de biogás en base a peces Potencial eléctrico promedio Potencia media propietario Región No. Propietarios MWh/propietario/año kw Metropolitana ,51 BioBio ,83 Araucanía ,03 Los Lagos ,19 Fuente: Gamma Ingenieros SA. Modelos de negocio que rentabilicen aplicaciones de biogás en Chile y su fomento. El potencial acuícola no fue posible cruzarlo con subestaciones primarias, dado que no se contaba con la ubicación de geográfica de los datos. De modo que el potencial acuícola bruto es igual al potencial acuícola neto. 5.5 Cogeneración Dado que el alcance de soluciones tipo cogeneración no es función de la localización, pues son independientes del energético, lo que si define el rango de soluciones energéticas de este tipo es el consumo, pues se requiere proveer suministro de electricidad y calor. En este contexto, se presenta un catastro de instalaciones susceptibles de desarrollo de proyectos de cogeneración de baja escala. En primer lugar se consideran las instalaciones sanitarias (Hospitales y Consultorios) con alta potencialidad de desarrollo de este tipo de proyectos, el desglose por región es como sigue: Regiones Arica y Parinacota Tabla 46: Potencial de cogeneración asociado a instalaciones sanitarias Pe Total Pe Total Pe Total Hospitales media Hospital Consultorios media Postas Consultorios media Postas Total Potencial Rurales Rurales Región [kw] es [kw] [kw] [kw] [kw] [kw] [kw] Tarapacá Antofagasta Atacama Coquimbo Valparaíso Metropolitana

131 Libertador O Higgins Maule BioBio Araucanía Los Ríos Los Lagos Aysén Magallanes Total Fuente: Centro de Energía. Para estimar el total mostrado en la tabla anterior, se estima que los hospitales presentan una demanda eléctrica media de 40 kw, los consultorios de 5 kw, y las postas rurales de 2 kw. Adicionalmente se incorpora un análisis para el sector industrial que permita estimar los potenciales asociados a este sector. Para ello se consideró la base de datos la ENIA (Encuesta Nacional Industrial Anual 48 ), a partir de la cual se tomaron los consumos medios anuales de energía por tipo de industria. El potencial fue filtrado para potencias entre 10 kw y 50 kw, en el primer caso se debe a que la micro cogeneración se vuelve muy costosa bajo este nivel lo que implica una barrera relevante al respecto; luego en el segundo caso, a pesar de que existe posibilidad de generación de mayor potencia, el tamaño máximo recomendable de empalme en baja tensión es de 50 kw, ya que quienes se conectan a alta tensión tienden a desarrollar proyectos PMGD (venta de energía al mercado spot). Por otro lado, en los datos utilizados no se diferenciaba entre alta o baja tensión por lo cual esta estimación es más bien conservadora. Los resultados del este análisis se presentan en la tabla a continuación. Región Arica Parinacota y N industrias Elaboraci ón de producto s alimentic ios [kw] Tabla 47. Potencial industrial de cogeneración 49 N industrias Actividad industrial Aserradu ras y cepillado s de madera [kw] N industrias Fabricaci ón de papel y product os de papel [kw] N industrias Fabricaci ón de product os de caucho y plástico [kw] N total industri as Total potenc ial [kw] 48 INE. Base de datos Encuesta Nacional Industrial Anual ENIA Tabla en Anexo H. 131

132 Tarapacá Antofagasta Atacama Coquimbo Valparaíso Metropolitan a Ohiggins Maule BioBio Araucanía Los Ríos Los Lagos Magallanes Fuente: INE. Base de datos Encuesta Nacional Industrial Anual ENIA Resumen de Potencial de Mercado A modo de resumen se entrega en la tabla siguiente el Potencial de Mercado por Región y Tecnologías revisadas. Región Tabla 48: Resumen Potencial de Mercado 50 Fotovoltaico Eólica Micro Hidraúlica Biogas N Clientes Potencial Final Max. [kw] N Clientes Potencial Final Max. [kw] N Clientes Potencial Final Max. [kw] N Clientes Potencial Final Max. [kw] Cogeneración Potencial N Clientes Final Max. [kw] Arica y Parinacota Tarapacá Antofagasta Atacama Coquimbo Valparaíso Metropolitana O Higgingns Maule Bio Bio Araucanía Los Ríos Los Lagos Aysén Magallanes TOTAL Nota: Se consideró para esta tabla el Potencial Máximo Final en kw. Fuente: Valgesta. 50 Esta tabla se encuentra en Anexo F 132

133 6 MODELOS DE NEGOCIOS El presente capitulo corresponde a la definición y análisis cualitativo de los modelos de negocios que serán considerados para el resto de las etapas de este trabajo. Cabe indicar que el modelo de negocio, en cualquiera de los ámbitos productivos, corresponde a una herramienta fundamental para el entendimiento de una oportunidad de innovación, y para la gestión exitosa de los proyectos de innovación. Las empresas o personas que logran diseñar modelos de negocios exitosos, viables, repetibles y escalables, podrán obtener resultados que impacten positivamente en ellos. Los modelos de negocios identifican los atributos relevantes para crear valor de los productos frente al mercado y los clientes. En este sentido, sería posible realizar un desarrollo de una serie de modelos de negocios viables para la utilización de La Ley en estudio. No obstante, los objetivos del trabajo no apuntan a generar modelos de negocios, sino que más bien a la elaboración de mecanismos que permitan hacer un uso masivo de la Ley en estudio. Motivo de lo anterior, el presente trabajo se desarrolla únicamente cuatro modelos de negocios, los cuales no cumplen la función de entregar un producto innovador al mercado, sino que analizar el comportamiento de La Ley, bajo algunos modelos de negocios que el Consultor considera relevantes de analizar. A continuación se describen y analizan los modelos de negocios considerados para el presente trabajo. 6.1 Modelo de Negocios Individual Este modelo de negocios consiste en la utilización de sistemas de autogeneración con ERNC o cogeneración eficiente en forma individual por parte de los usuarios. Es decir, que un usuario toma la decisión de invertir en un sistema de generación de energía para su autoconsumo. La decisión de invertir se realiza en condiciones que representa un beneficio económico y/o social individual. En este caso, se debe tomar la decisión de qué tecnología utilizar en función de los recursos disponibles, además de las capacidades de cada usuario para su posterior operación. A partir de la demanda o parte de ésta que se quiera cubrir, se debe determinar el tamaño a instalar. Cabe indicar que actualmente en el comercio existen equipos completos de generación para algunas tecnologías con un tamaño dado, y asegurando una cantidad de energía anual. 133

134 DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A NIVEL DE DISTRIBUCIÓN El modelo será estudiado considerando valores referenciales para sistemas de generación individuales principalmente fotovoltaicos. Adicionalmente se consideraran los costos asociados a la inversión, instalación, mantención y operación del equipo. Como ingresos se considerarán los ahorros obtenidos por la autoconsumo los cuales son valorizados según se indica en el Reglamento, o de manera más específica se genera un ahorro producto del autoconsumo. Adicionalmente se consideran también los ingresos obtenidos por la valorización de los excedentes de energía en el periodo definido según se indica en el Reglamento. Una de las principales ventajas es que cada individuo sea este residencial, comercial o industrial, en función de sus necesidades podrá optar por satisfacer parte de sus consumos utilizando La Ley N (en adelante La Ley). Bajo este esquema, el mismo modelo podría ser Rentable para ciertos usuarios, mientras que para otros no. Lo anterior estará en funciónn de las expectativas y costos de oportunidadd de cada uno, e implica que los resultados que se obtengan de la evaluación de este modelo de negocios no necesariamente representaran la totalidad de los consumidores. Una de las desventajas que tiene relación con los costos asociados a solicitudes de información, ya sea tanto a la empresa distribuidora respecto de los parámetros técnicos y de capacidad del sistema de distribución respectivo, así como también a la entidad respectiva respecto de la solicitud y/o postulación al mecanismo de apoyo. A continuación se muestra un esquema en donde se pueden observar las distintas líneas de comunicación envueltas. Figura 18: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Individual : Solicitud de información de disponibilidad y respuesta de distribuidora. : Solicitud información y postulación del mecanismo de apoyo Fuente: Valgesta. 134

135 Otra de las desventajas identificadas, es la complejidad de implementar un sistema de generación con fuentes renovables de manera individual, principalmente en el sector residencial, podría ser una barrera a la utilización de la Ley. La instalación operación y mantención de este tipo de sistemas requiere de un cierto nivel de conocimiento por parte de los usuarios. En este sentido, es importante que el mecanismo que se diseñe para el fomento de estos sistemas en el marco de la Ley deba necesariamente hacer estas diferencias, segmentando al menos las tecnologías según tipos de usuarios. Es decir, que una tecnología simple como la fotovoltaica pueda ser utilizada por los residenciales, mientras que los comerciales e industriales tengan acceso a desarrollar este tipo de sistemas con otro tipo de tecnologías disponibles también. Independientemente de lo anterior, los usuarios residenciales, bajo ciertas restricciones que se deberán definir junto con él mecanismo, podría de todas maneras desarrollar sistemas con otro tipo de tecnologías distintas a la fotovoltaica. Desde el punto de vista administrativo, es posible indicar que este modelo de negocios debería regirse por un contrato que tenga dos partes. En la primera, para ser sujeto de beneficio, el individuo deberá hacer un documento notarial, en donde se comprometa a en un plazo determinado (30 o 60 días), presentar todos los antecedentes del equipo de autogeneración que ya se encontraría instalado y en condiciones operativas. En la segunda parte, dicho documento (notarial con la entidad que entrega el beneficio) deberá tener una vigencia de al menos 5 a 10 años, en donde el usuario además se compromete a mantener el sistema en condiciones optimas de operación. Considerando el tipo de usuarios en este caso, preferentemente residenciales, el instrumento que más se adecua a dichas necesidades es el subsidio (de preferencia a la inversión o a la tarifa), o bien un crédito en condiciones blandas. Bajo este esquema los principales agentes en este caso serian el Estado (fondos para subsidio y/o créditos), los agentes intermediarios de estos créditos y/o asignación de subsidios, los proveedores de equipos de autogeneración (o soluciones de autogeneración) y los propios usuarios de los sistemas, siendo los principales beneficiarios los propios proveedores del sistema en el corto y en el mediano plazo, y en menor medida los usuarios de éstos en el mediano y largo plazo. El principal beneficio de los agentes (proveedores) es la posible masificación de sus productos, y la mayor penetración de éstos en el mercado. 135

136 DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A NIVEL DE DISTRIBUCIÓN 6.2 Modelo Grupal Residencial Este modelo, a diferencia del anterior considera que los usuarios del tipo residencial toman la decisión de invertir en forma grupal. Es decir, por medio de una agrupación o asociación, los usuarios deciden hacer una inversión ajustándose a los requerimientos conjuntos de demanda. La orientación de este modelo apunta principalmente a agrupaciones de viviendas tales como condominios o edificios de departamentos entre otros. El enfoque requiere que un único representante, por ejemplo el administrador del edificio, presente las necesidades para la utilización de sistemas de autogeneración reduciendo los costoss de transacción asociados a la solicitud en comparación con el primer modelo de negocios. Los ingresos asociados a este modelo de negocios serán medidos de igual manera que en el caso anterior, con la diferencia que acá será la sumatoria de los beneficios por reducción de consumo, y los ingresos por excedentes al final del periodo. Las ventajas que se observan en este caso, es en primer lugar la coordinación respecto de las solicitudes de información y postulación al mecanismo. Figura 19: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Grupal Residencial Requerimiento de Autoconsumo Usuario 1 Requerimiento de Autoconsumo Usuario 2 Solicitud de Mecanismo de Apoyoo Requerimiento de Autoconsumo Usuario 3 Intermediario (Sociedad de Administración Requerimiento de Autoconsumo Usuario N Empresa Distribuidora : Solicitud de información de disponibilidad y respuesta de distribuidora. : Solicitud información y postulación del mecanismo de apoyo. : Solicitud de información y requerimientos al intermediario. Fuente: Valgesta. Otra de las ventajas que se puede identificar está asociada a las economías de escala en inversión y operación al o a los sistemas de autogeneración. Las economías de escala en la operación y mantenimiento se encuentran dadas pues es un único agente quien se 136

137 debería encargar de ello. En cuanto a los costos de inversión, también existirán escalas asociadas al tamaño del equipo. Anexo a lo anterior, es posible indicar como un beneficio el espacio físico para la instalación de este tipo de sistemas, pues en espacios comunes existirá una mayor probabilidad de disponer del espacio físico suficiente para la instalación del sistema. La desventaja que se observa en este caso es principalmente la coordinación de los usuarios. En efecto, dada la diversidad de interés de cada uno de los usuarios, existe la probabilidad de que el nivel de coordinación no sea el óptimo para ejecutar el proyecto. No obstante, este es un aspecto que debe necesariamente ser considerado en el diseño del instrumento o mecanismo de incentivo. Al igual que en el caso anterior, es posible indicar que este modelo de negocios debería regirse por contrato. Dicho contrato deberá tener además de las condiciones ya indicadas en el caso anterior, la designación de un responsable de las instalaciones y la presentación de la documentación frente a las instituciones respectivas. Considerando en este caso que el modelo de negocios hace referencia a un grupo de individuos, es necesario que el contrato además refleje el compromiso de todos los usuarios que formaran el grupo. Dado que los usuarios serán preferentemente residenciales, el instrumento que más se adecua a dichas necesidades es el subsidio (de preferencia a la inversión o a la tarifa), o bien un crédito en condiciones blandas. Bajo este esquema los principales agentes en este caso serian el Estado (fondos para subsidio y/o créditos), los agentes intermediarios de estos créditos y/o asignación de subsidios, los proveedores de equipos o de la solución de autogeneración y los propios usuarios de los sistemas, siendo igual que en el caso anterior los principales beneficiarios los propios proveedores del o los sistemas, y en menor medida los usuarios de éstos. El principal beneficio de los agentes (proveedores) es la posible masificación de sus productos, y la mayor penetración de éstos en el mercado. 6.3 Modelo Grupal Industrial/Comercial Este modelo de negocios es de similares características al Modelo Grupal Residencial, con la diferencia que este está enfocado específicamente al sector comercial e industrial. El motivo de la diferenciación se debe principalmente a que en opinión del Consultor, es necesario hacer la diferenciación, ya sea esta por tecnologías (este sector puede usar tecnologías más complejas), por nivel de ingresos, o bien por el tipo de uso que se le dará a la energía autogenerada. 137

138 DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A NIVEL DE DISTRIBUCIÓN Tanto las ventajas como desventajas son similares al modelo grupal residencial. En efecto, al igual que en el caso anterior, todas las exigencias asociadas a niveles de consumos mínimos y máximos, así como también compromisos deberán ser incorporados en el diseño del instrumento. Figura 20: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Grupal Industrial/Comercial Requerimiento de Autoconsumo Usuario 1 Requerimiento de Autoconsumo Usuario 2 Solicitud de Mecanismo de Apoyoo Requerimiento de Autoconsumo Usuario 3 Intermediario (Sociedad de Administración Requerimiento de Autoconsumo Usuario N Empresa Distribuidora : Solicitud de información de disponibilidad y respuesta de distribuidora. : Solicitud información y postulación del mecanismo de apoyo. : Solicitud de información y requerimientos al intermediario. Fuente: Valgesta. Por último, es importante mencionar inclusive que al definir los mecanismo de apoyo, estos deben identificar el sector, pues, por ejemplo, un mecanismo que apunte a exenciones de impuestos, el que específicamente aplicable a este sector, no puede ser aplicado al sector residencial. En cuanto a los aspectos administrativos y de los afectados, estos deberán ser similares a los indicados en el modelo grupal residencial. No obstante, dado los niveles de consumo asociados a este grupo, así como también el foco comercial de los mismos, es necesario hacer las diferencias en torno al profesionalismo de los encargados, exigiendo el compromiso por parte de los promotores de equipos a designar personal capacitado para el uso de los sistemas de autogeneración. Por su parte, si bien en estee caso los instrumentos subsidiarios también son beneficiosos, dado el segmento, los instrumentos más adecuados podrían ser los relacionados con beneficios tributarios tales como exenciones y/o postergaciones impositivas. Bajo este esquema, el Estado podría verse menos impactado de manera inmediata, pues a diferencia de un subsidio, en donde el Estado debería aportar directamente y a su vez el 138

139 DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A NIVEL DE DISTRIBUCIÓN Estado debe definir un monto y dejarlo a disposición de quienes quieran solicitarlo, en el caso de la exención el Estado podría aportar menos ingresos de manera inmediata, dado que a medida que estos van siendo utilizados se ve este efecto en el Estado. 6.4 Modelo Promotor Este modelo es una mezcla de los anteriores pero recae en terceros, pudiendo ser estos proveedores de equipos o las propias empresas distribuidoras u otros 51. Bajo este esquema, se tiene un intermediario, el cual además es el interesado en instalar, operar y mantener este tipo de sistemas, pues él puede rentabilizar el modelo de negocios, más allá de la valorización de los beneficios no pecuniarios (ahorro) que pueda obtener un usuario sea este residencial, industrial y/o comercial. En este caso no es el usuario quien presenta los requerimientos, si no es el Promotor quien debe juntar la demanda suficiente para hacer del modelo un negocio un modelo interesante. El esquema simplificado en este caso es el siguiente. Figura 21: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo Promotor Requerimiento de Autoconsumo Usuario 1 Requerimiento de Autoconsumo Usuario 2 Postulación al Mecanismo Requerimiento de Autoconsumo Usuario 3 Promotor Trader Requerimiento de Autoconsumo Usuario N Empresa Distribuidora : Solicitud de información de disponibilidad y respuesta de distribuidora. : Solicitud información y postulación del mecanismo de apoyo. : Solicitud de información del Promotor a los posibles usuarios Fuente: Valgesta. En este modelo de negocios se mantiene la ventaja de tener un único intermediario obteniendo así los beneficios de los costos de transacción, y además reduciendo el riesgo 51 Por ejemplo, una Empresa de tip po comercializadora. 139

140 de no coordinación, pues es el Promotor el que tiene los mayores incentivos para comercializar este modelo de manera óptima. Tal como se observa, todos los modelos de negocios identificados tienen ventajas y desventajas, siendo el modelo Promotor el que mejor se hace cargo de las fallas de coordinación e incentivos conjuntos. Independientemente de ello, existen desventajas y riesgos asociados a la calidad de los equipos, el compromiso de operación y mantenimiento, el que deberá ser considerado en el diseño del instrumento. Dado que este es el modelo de negocios que mejores perspectivas pudiese tener desde el punto de vista de los incentivos económicos, y tiene relación con todos los anteriores, a continuación se describen como puede constituirse un esquema de comercio bajo este modelo de negocio. Esquema de Distribución: la empresa proveedora (o intermediario) de sistemas se dedica únicamente a suministrar los equipos necesarios para la instalación (equipos, módulos, inversores, motores, etc.). Este esquema puede ser aplicado a todos los modelos de negocios anteriores. Proyecto Llave en Mano: la empresa proveedora (o intermediario) de equipos realiza todos los trámites asociados a la instalación de los sistemas de autogeneración. En este esquema, el proveedor no profundiza mayormente en la relación con el Cliente. Proyecto de Leasing de Equipos: la empresa puede ofrecer un servicio integral de llave en mano, incluyendo además los servicios de financiamiento, operación y mantenimiento. En este caso, a cambio de lo anterior podrá cobrar una cuota mensual por todo el servicio incorporado. Venta de Energía: en este caso la empresa puede ofrecer el mismo servicio que en el leasing, pero en lugar de cobrar una cuota mensual, cobra por cada kwh de energía generado. ESCO: la empresa ofrece un servicio energético integral en donde puede incorporar gestión energética, implementación de medidas de ahorro, y mantenimiento entre otras características. Para todos los esquemas anteriores se deben desarrollar contratos tipo, los que deberán encargarse de que se cumplan todos los objetivos, tanto definidos por la Ley, como los que puedan definirse como acuerdos comerciales. Dentro de estos deben incorporarse los compromisos de instalación y de mantención de los equipos. 140

141 En este sentido, los afectados son todos los agentes del mercado pero con una mayor optimización del beneficio, pues la asignación de los incentivos económicos se encuentra en la línea correcta, enfatizando a la promoción de equipos a aquellos interesados (las empresas-intermediarios) para dejar solo la decisión de aceptar en las manos de los usuarios, lo cual maximizara todos los beneficios. Para este modelo de negocios, los instrumentos deben identificar dos líneas, en primer lugar los subsidios, lo cual debería apuntar única y exclusivamente a los usuarios residenciales, y las exenciones tributarias, las cuales apuntan directamente a los usuarios no residenciales. Finalmente, es importante mencionar nuevamente, que si bien se identifican acá una serie de modelos de negocios, la nueva regulación podría abrir la puerta a nuevos y novedosas actividades enfocadas al autoconsumo. En función de lo anterior las empresas deberán adaptarse a los cambios del sector modificando su gestión. Para ello deberán tener en cuenta una serie de factores tales como: Know How, Recursos disponibles, inversiones, servicios y productos ofrecidos, alianzas entre empresas, estructura de recursos humanos, y estrategias comerciales entre otros factores relevantes. 6.5 Resumen Modelos de Negocio En la Tabla 49 se presenta un resumen de los modelos de negocio propuestos. 141

142 Individual Modelo de Negocio Grupal Residencial Tipo de Incentivo Subsidio Crédito Blando Subsidio Crédito Blando Tabla 49: Resumen Modelos de Negocio 52 Actores Relevantes del Mercado Usuario Proveedor Distribuidora Estado Usuario Sociedad de Administración Proveedor Distribuidora Estado Características del Contrato con la Distribuidora 1.- Implicados: Usuario - Distribuidora. 2.- Plazos 5 a 10 años, renovables. 3.- Precios. Los que establece la Ley. 4.- Cumplimiento del Reglamento. 5.- Acuerdo de cumplimiento de instalación. 6.- Acuerdo de la operación de la instalación. 1.- Implicados: Sociedad de Administración - Distribuidora. 2.- Plazos 5 a 10 años, renovables. 3.- Precios. Los que establece la Ley. 4.- Cumplimiento del Reglamento. 5.- Acuerdo de cumplimiento de instalación. 6.- Acuerdo de la operación de la instalación. Características del Contrato con el Intermediario Actores con Mayores Beneficios Proveedor (CP-MP) Usuario (MP-LP) Actores con Menores Beneficios Distribuidora Proveedor (CP-MP) Grupo Residencial (MP-Distribuidora LP) Actores con Mayores Riesgos Usuario Estado Usuario Estado Grupal Comercial/Industrial Exención Trubutaria Crédito Blando (Subsidio) Usuario Sociedad de Administración Proveedor Distribuidora Estado 1.- Implicados: Sociedad de Administración - Distribuidora. 2.- Plazos 5 a 10 años, renovables. 3.- Precios. Los que establece la Ley. 4.- Cumplimiento del Reglamento. 5.- Acuerdo de cumplimiento de instalación. 6.- Acuerdo de la operación de la instalación. Proveedor (CP-MP) Grupo Industrial/Comercial (MP-LP) Distribuidora Usuario Promotor Exención Trubutaria Crédito Blando (Subsidio) Usuario Intermediario (Proveedor, Distribuidora, Comercializador) Distribuidora Estado 1.- Implicados: Intermediario - Usuario. 1.- Implicados: Intermediario Plazos 10 años, Distribuidora. renovables. 2.- Plazos 10 años, renovables. 3.- Precios. Cobro por el 3.- Precios. Los que establece la servicio de Ley. Intermediación. 4.- Cumplimiento del 4.- Acuerdo de Reglamento. cumplimiento de 5.- Acuerdo de cumplimiento de instalación. instalación. 5.- Acuerdo de la 6.- Acuerdo de la operación de la operación de la instalación. instalación. Si la Distribuidora Intermediario (CP-MP) no es el Usuario Usuario (MR-LP) Intermediario. Fuente: Valgesta. En el caso de los modelos industrial/comercial y promotor, se tiene como principal tipo de incentivo la exención tributaria, sin embargo se colocó entre paréntesis el subsidio dado que este incentivo también puede ser aplicado para estos modelos, sin embargo estimamos que dadas las características el tipo de cliente y de los modelos, el que mejor se ajusta es la exención tributaria. Cabe destacar que se consideró como actores con menores beneficios a la empresa distribuidora en caso que esta no sea el ente intermediario (modelo promotor) dado que vería reducido parte de sus ingresos. 52 Tabla en formato editable en Anexo G. 142

143 Se considera como actores con mayores riesgos al usuario en general, dado su desconocimiento de este tipo de tecnologías y operación de estas, como así también en los modelos individual y grupal residencial potencialmente el Estado puede tener riesgos asociados a que el tipo de cliente en estos modelos son residenciales principalmente, y dependiendo el mecanismo podría verse con algún riesgo, sin embargo este punto se debe evitar teniendo en mente en el mecanismo situaciones tales como pagos, compromisos de operación, periodo de implementación, solución, certificación de instalaciones, calidad de instalaciones, etc. 143

144 7 VALORIZACIÓN DE LA INYECCIONES El presente capítulo se orienta al análisis y estimación de la valorización de las inyecciones realizadas por sistemas renovables o sistemas de cogeneración eficiente, cuya potencia instalada no supera los 100 kw. Para ello se realiza una descripción del procedimiento y valorización de la energía en relación a la ley vigente y al reglamento en desarrollo. 7.1 Descripción del Mecanismo de Valorización Según Ley N De acuerdo a la Ley N , la cual regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales, comerciales e industriales, y con relación al Reglamento preliminar publicado el 11 de Octubre del 2012, las inyecciones de energía eléctrica que realicen los usuarios finales sujetos a fijación de precio (clientes regulados), se valorizarán de acuerdo al Artículo 45 del reglamento referente a la Ley, a precio de nudo de energía incorporando las menores pérdidas eléctricas de la concesionaria de servicio público de distribución asociadas a las inyecciones de energía. El Artículo 46 de dicho reglamento menciona que para los sistemas cuya capacidad instalada sea superior a 200 MW, el precio nudo de energía será el Precio de Nudo Promedio de energía que la concesionaria de distribución deberá traspasar a sus clientes regulados, vigente en el momento de la inyección de la energía al sistema. Para el caso de los Sistemas Medianos, cuya capacidad instalada se encuentra entre 1,5 MW y 200 MW, el precio de nudo con el cual se valorizará la inyección de energía eléctrica a dicho sistema corresponderá al precio establecido a nivel de generación transporte por la CNE. Cabe mencionar que en esta valorización se incorporarán las menores pérdidas eléctricas de las concesionarias de distribución asociadas a las inyecciones de energía, por lo que de acuerdo a lo que menciona el Artículo 47 del reglamento preliminar de la Ley, el Precio de Nudo de la Energía Promedio, se deberá multiplicar por el factor de pérdida media de energía, asociado a la tarifa del cliente. De lo anterior y de acuerdo al Artículo 48 del reglamento, la valorización de las inyecciones de energía será descontada de la facturación correspondiente al mes en el 144

145 que se realizaron dichas inyecciones. Si una vez aplicado dichos descuentos existiera un remanente a favor del cliente (propietario del equipamiento de generación) que no haya podido ser descontado de la respectiva facturación, el mismo deberá ser imputado y descontado de la o las facturas subsiguientes, las cuales no podrán exceder de seis. El saldo correspondiente se ajustará mensualmente en función a la variación del Índice de Precios del Consumidor (IPC) 53, u por otro tipo de instrumento de ajuste, según lo que indique la Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC). Para efectos de la simulación en esta etapa no se considerará en caso de remanentes los ajustes del IPC. Si el remanente de las inyecciones de energía eléctrica del generador residencial, comercial e industrial, no es descontado de las facturas emitidas en el plazo indicado por el Artículo 48 del reglamento referente, la empresa distribuidora, al mes siguiente de este, o sea, al mes séptimo, deberá emitir un pago al cliente, salvo que el cliente, al momento de realizar el contrato de conexión, haya optado por otro mecanismo de pago. 7.2 Valorización Excedentes de Energía Para el desarrollo y valorización de las inyecciones, se considera el procedimiento de valorización indicado por la Ley, por medio del reglamento preliminar descrito anteriormente, considerando los precios de la energía de acuerdo a las tarifas de clientes regulados y precios de nudo promedios de la energía respectivos Precio Nudo Promedio de la Energía Este precio, es utilizado para la valorización de los excedentes de energía inyectados a la red. La valorización de la inyección se efectuará de acuerdo a las inyecciones de energía eléctrica que realicen los clientes que dispongan de Equipamiento de Generación. En el caso de aquellos sistemas con capacidad instalada superior a 200 MW, el precio utilizado, corresponderán al precio de nudo promedio de la energía publicado en el decreto de precio nudo promedio vigente al momento que se producen las inyecciones de energía, en este caso se utilizará para el desarrollo de los modelos el publicado en el Diario Oficial el 21 de Febrero de 2013, para el caso de los sistemas con capacidad instalada entre 1,5 MW y 200 MW se consideraran sus respectivos decretos que fije los precios de nudo de a nivel de generación transporte vigentes. 53 En el ejercicio de valorización de la energía no se incluyó este reajuste. 145

146 7.2.2 Tarifas Reguladas Las tarifas reguladas, corresponden a los precios de energía y potencia cobrados a los clientes regulados por concepto de suministro eléctrico por parte de las empresas distribuidoras eléctricas. Estas tarifas son fijadas por la CNE mediante decreto, las cuales son publicadas mes a mes por cada distribuidora. Para efectos de las modelaciones intermedias se utilizarán generalmente los datos del mes de Marzo 2013, sin embargo, para la entrega final del Estudio se considerará actualizar los precios con la información del mes anterior a la entrega del Informe Final. Adicionalmente se indica que en caso de faltar algunos valores de precio sean estos Nudos o Regulados se indicarán con una P (Pendiente) en la planilla, los que se completaran a medida que se vayan obteniendo Precios Tarifas Reguladas Los clientes regulados, corresponden a clientes cuya potencia instalada es inferior a 500 kw, en el caso de que existan clientes cuya potencia conectada sea mayor a 500 kw y menor a kw, estos pueden optar a ser clientes regulados o libres (estos últimos no están sujetos a tarifas reguladas). El precio de energía y potencia que es cobrado por las empresas distribuidoras a usuarios o clientes ubicados en la zona concesionaria o de distribución, está dada principalmente por las siguientes componentes, las cuales son utilizadas por la CNE para definir las tarifas. Tarifa Regulada = Precio de Nudo (PN) + Valor Agregado de Distribución (VAD) + Cargo Único por uso del Sistema Troncal (Peaje Troncal). PN: Corresponde al precio de la energía contratada por la empresa distribuidora eléctrica. VAD: Corresponde al valor agregado por concepto de costos de distribución, costos fijos de administración, pérdidas e inversiones en infraestructura, considerando las respectivas mantenciones y operación. Peaje Troncal: Corresponde a los costos asociados al transporte de energía desde la unidad generadora, hasta la subestación de conexión de la empresa de distribución. 146

147 Las empresas de distribución eléctrica, según la ley, están obligadas a poner a disposición de los clientes los diferentes tipos de tarifas eléctricas reguladas existentes, las cuales se diferencian bajo dos categorías en función a su tensión, alta o media tensión (AT) y baja tensión (BT). El uso de en una u otra categoría, depende de si el usuario está conectado con su empalme a líneas de voltaje superiores o inferiores a 400 Volts. Así, las opciones tarifarias para los clientes son: BT1: Medición de energía cuya potencia conectada sea inferior a 10 kw. BT2 (AT2): Medición de energía y contratación de potencia. BT3 (AT3): Medición de energía y medición de demanda máxima. BT4.1 (AT4.1): Contratación de demanda máxima de potencia en horas de punta y de la demanda máxima de potencia. BT4.2 (AT4.2): Medición de demanda máxima de potencia en horas de punta y contratación de la demanda máxima de potencia. BT4.3 (AT4.3): Medición de demanda máxima de potencia en horas de punta y de la demanda máxima de potencia suministrada. Definidas las distintas tarifas disponibles para los clientes regulados como la composición general de las mismas, estas permitirán estimar la valorización de los ahorros generados por los pequeños sistemas de generación renovables de hasta 100 kw instalados para uso residencial, comercial e industrial. Para ello, se registraron los valores publicados por las empresas distribuidoras, abarcando todas las tarifas reguladas como las áreas típicas de distribución, las cuales contienen la mayoría de las comunas del país. Las empresas utilizadas se especifican en la Tabla

148 Tabla 50: Total de empresas de distribución eléctricas. Fuente: CNE, Valor Agregado de Distribución Definidas las empresas distribuidoras, se dispone en función de las distintas tarifas existentes 54, los valores de la energía y potencia suministrada por cada empresa concesionaria, las cuales se grafican a continuación $/kwh Gráfico 1: Tarifa regulada BT1. Precio de la Energía Tarifa BT Fuente: Distribuidoras, Marzo Valores considerados de marzo Para efecto de representación en los gráficos se consideró el promedio de las tarifas de los sectores de cada distribuidora, según sea el caso. 56 Los gráficos de las demás tarifas reguladas se encuentran en Anexo D. 148

149 7.2.3 Determinación del Monto de la Valorización por Comuna La presente sección determina el monto de la valorización de las inyecciones de energía que realicen las tecnologías asociadas a la Ley N y analizadas en este Estudio, lo anterior, para cada comuna del país 57 según las tarifas reguladas de distribución existentes en cada zona de concesión. Adicionalmente a la valorización de las inyecciones de energía y considerando esta información como antecedente, se determinará un grupo de comunas para enfocar el Estudio de manera que considere las situaciones extremas e intermedias respecto a los ámbitos de análisis. Dado lo anterior, se determinó considerar el grupo de comunas de análisis y presentación las que cumplan con los criterios indicados en la sección y con los siguientes ámbitos de análisis: Ahorro del Usuario en este contexto se definirá como la suma de: a) el Ahorro por concepto de la energía autoconsumida, y que no es cancelada a la Distribuidora, pero se valoriza a precio de energía y de cargo troncal de la tarifa regulada correspondiente al Usuario, y b) la valorización de la inyección de la energía excedentaria la que se valoriza a precio de nudo de acuerdo a lo indicado por la Ley. Nivel de radiación anual de las comunas. Este ámbito se utiliza dado que en función al análisis de la experiencia internacional y de la experiencia del Consultor la tecnología Fotovoltaica es una de las tecnologías que como ya se ha visto en el estudio será considerada para su análisis y evaluación económica posteriormente. Cabe destacar que la determinación de considerar dicho grupo de comunas no limita el análisis de las otras comunas, el cual está desarrollado en los anexos, sin embargo, dado que son las situaciones extremas, todas las otras comunas se encuentran incluidas en este análisis. 57 De acuerdo al Decreto que fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados correspondiente al IT del 05 de Noviembre de 2012, publicado el 02 de Abril de 2013 en el Diario Oficial de la República de Chile. 149

150 Determinación del Monto de la Valorización Para determinar la valorización respectiva de las inyecciones de energía se consideraron los precios descritos en las secciones anteriores, correspondientes a: i) precios de las tarifas reguladas, ii) precios de nudo de la energía. Dado los precios indicados y con el objeto de determinar una valorización para cada comuna en base a consumos definidos por el Consultor, se modelo la valorización en función a un porcentaje de autoconsumo que el usuario pueda utilizar, por lo que se supuso que el usuario podía instalar un equipamiento, independientemente de la Tecnología, que podría cubrir como máximo el total de su consumo en un periodo mensual y con este supuesto se realizaron los cálculos de la valorización por comuna, por tipo de tarifa, que para efectos de esta valorización se consideraron las tarifas BT1, BT2 y AT2, principalmente dado que el Ahorro del Usuario al cual podría optar éste está asociado a la Energía, por lo que se supuso en este modelo que en la potencia no se considerarían potenciales ahorros, por lo que las tarifas BT2 y AT2, representan de mejor manera esta situación, dado que son tarifas con Potencia Contratada. La modelación realizada en esta sección tiene la finalidad de determinar para cada comuna la valorización de sus inyecciones de excedentes de energía y además poder determinar cuál sería el nivel de ahorro por concepto de autoconsumo, con lo que se obtendrá el Ahorro del Usuario Supuestos Considerados Respecto a los supuestos considerados para efectos de realizar la valorización se consideran los siguientes de tipo general y posteriormente se indica cual es el caso base. Supuestos generales utilizados para esta modelación fueron: El equipamiento de generación puede generar de manera excedentaria, exacta y deficitaria respecto al consumo de energía del Usuario. Se considerarán 3 tarifas a analizar BT1, BT2 y AT2. Supuestos para el caso base: El equipamiento de generación puede generar y cubrir hasta el máximo del consumo del Usuario. 150

151 Para los Usuarios con tarifa BT1 se determinó utilizar como Factor de Carga 58 un 25%, entendiendo que este factor nos indica el porcentaje de utilización de la potencia contratada durante un mes o un año. Con este factor de carga la potencia utilizada sería de 2 kw. Para los Usuarios con tarifa BT2 o AT2 se determinó utilizar como Factor de Carga un 65%. En este caso la potencia requerida sería de 50 kw. Se utilizará como consumo del Usuario con tarifa BT1, y dado que son principalmente residenciales, la cantidad de 200 [kwh/mes]. Se utilizará como consumo del Usuario con tarifa BT2 o AT2, la cantidad de [kwh/mes]. Se considerará como porcentaje de autoconsumo de un Usuario con tarifa BT1 un 10%. Se considerará como porcentaje de autoconsumo de un Usuario con tarifa BT2 o AT2 un 40% Valorización por Comuna caso Base En esta sección se efectúa la valorización por comunas, con respecto al Caso Base, para las tarifas BT1, BT2 y AT2. Dado lo expuesto en las secciones anteriores en las tablas siguientes se presenta un ejemplo de los precios de valorización para un grupo de comunas, en dicha tabla se muestra los precios nudos promedios de energía (precio nudo), el factor de expansión de pérdida medias de energía (factor de pérdidas), según corresponda, además se muestran los precios de energía de las diferentes tarifas por la combinación de Distribuidora/Comuna (precio tarifa). Cabe destacar en el punto anterior, que respecto a los precios de la energía en las diferentes tarifas se consideraron los precios de energía de las tarifas BT1, BT2, BT3, BT4.X 59, AT2, AT3, AT4.X, sin embargo, dado que las tarifas de energía BT2 a BT4.X por Distribuidora-Comuna son los mismos, al igual que la tarifa de energía AT2 a AT4.X, se utilizará para efectos de esta modelación inicial tres tarifas de energía y de potencia, correspondientes a las tarifas reguladas BT1, BT2 y AT2. 58 El Factor de Carga es el cuociente entre la energía consumida en un periodo de tiempo y la máxima energía posible de consumir en dicho periodo de tiempo, habitualmente en un mes o en año. 59 Las tarifas BT4.X, indica que corresponden a las tarifas BT4.1, BT4.2 y BT4.3, lo mismo sucede para el caso de las tarifas AT4.X. 151

152 Adicionalmente, se tomo como convención que en caso de existir 2 valores para una misma comuna, tarifa o condición, por ejemplo, instalación aérea o subterránea se consideró como valor el menor de estas alternativas, en este caso la tarifa aérea. Tabla 51: Precio Nudo de Energía y Factor de Expansión de Pérdidas por Distribuidora-Comuna 60 Pérdidas 2013 (p.u) Precio Nudo Energía (Promedio) - Abril 2013 (S/IVA) N DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREA Sector de Nudo Pe [$/kwh] PEAT PEBT Precio Nudo BT [$/kwh] Precio Nudo AT [$/kwh] 1 Emelari Arica y Parinacota Arica 3 1 $ 45,321 1,0188 1,0584 $ 48,87 $ 46,17 2 Emelari Arica y Parinacota Camarones 3 1 $ 45,321 1,0188 1,0584 $ 48,87 $ 46,17 3 Eliqsa Tarapaca Iquique 3 1 $ 41,864 1,0188 1,0584 $ 45,14 $ 42,65 4 Eliqsa Tarapaca Huara 3 1 $ 41,864 1,0188 1,0584 $ 45,14 $ 42,65 5 Eliqsa Tarapaca Pica 3 1 $ 41,864 1,0188 1,0584 $ 45,14 $ 42,65 6 Eliqsa Tarapaca Pozo Almonte 3 1 $ 41,864 1,0188 1,0584 $ 45,14 $ 42,65 7 Eliqsa Tarapaca Alto Hospicio 3 1 $ 41,864 1,0188 1,0584 $ 45,14 $ 42,65 8 Elecda Antofagasta Antofagasta 2 1 $ 41,800 1,0188 1,0598 $ 45,13 $ 42,59 9 Elecda Antofagasta Mejillones 2 1 $ 41,800 1,0188 1,0598 $ 45,13 $ 42,59 10 Elecda Antofagasta Sierra Gorda 2 1 $ 41,800 1,0188 1,0598 $ 45,13 $ 42,59 11 Elecda Antofagasta Calama 2 1 $ 41,800 1,0188 1,0598 $ 45,13 $ 42,59 12 Elecda Antofagasta Tocopilla 2 1 $ 41,800 1,0188 1,0598 $ 45,13 $ 42,59 13 Elecda Antofagasta Taltal 2 2 $ 61,947 1,0188 1,0598 $ 66,89 $ 63,11 14 Emelat Atacama Copiapó 2 1 $ 48,986 1,0188 1,0598 $ 52,89 $ 49,91 15 Emelat Atacama Caldera 2 1 $ 48,986 1,0188 1,0598 $ 52,89 $ 49,91 16 Emelat Atacama Tierra Amarilla 2 1 $ 48,986 1,0188 1,0598 $ 52,89 $ 49,91 17 Emelat Atacama Chañaral 2 1 $ 48,986 1,0188 1,0598 $ 52,89 $ 49,91 18 Emelat Atacama Diego de Almagro 2 1 $ 48,986 1,0188 1,0598 $ 52,89 $ 49,91 19 Emelat Atacama Vallenar 2 1 $ 48,986 1,0188 1,0598 $ 52,89 $ 49,91 20 Emelat Atacama Alto del Carmen 2 1 $ 48,986 1,0188 1,0598 $ 52,89 $ 49,91 21 Emelat Atacama Freirina 2 1 $ 48,986 1,0188 1,0598 $ 52,89 $ 49,91 22 Emelat Atacama Huasco 2 1 $ 48,986 1,0188 1,0598 $ 52,89 $ 49,91 23 Chilquinta Valparaiso Valparaíso 3 1 $ 45,060 1,0188 1,0584 $ 48,59 $ 45,91 24 Chilquinta Valparaiso Quilpué 3 1 $ 45,060 1,0188 1,0584 $ 48,59 $ 45,91 25 Chilquinta Valparaiso Viña del Mar 3 1 $ 45,060 1,0188 1,0584 $ 48,59 $ 45,91 Fuente: Propia - Decreto N 1T (5 de noviembre de 2012) 61, Decreto N 1 (17 de enero de 2013), Decretos Sistemas Medianos. Las fórmulas tarifarias utilizadas para calcular el Precio Nudo BT y Precio Nudo AT, para el caso de los sistemas Interconectados son las siguientes 62 : %&'() *+),- = %.,- %.0- %' %&'() *+) 0- = %.0- %' PEBT : Pérdida de energía BT Listado de todas las comunas en Anexo E Excel. 61 Decreto N IT (5 de noviembre de 2012), fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a los precios regulados que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que indica. 62 Decreto N 1T (5 de noviembre de 2012), fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a los precios regulados que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que indica. 63 Decreto N 1T (5 de noviembre de 2012), fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a los precios regulados que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que indica. 152

153 PEAT : Pérdida de energía AT 64. Pe : Precio de nudo de la energía correspondiente al sector nudo en que éste se ubica 65. Para el caso de los sistemas medianos, el precio de nudo de la energía correspondiente al sector nudo en que éste se ubica se calcula de la siguiente manera: 2 %' =1*( %*.( 345 Pe : Precio de nudo de la energía correspondiente al cliente de acuerdo al sector en que este se ubica 66,[$/kWh]. N i : Proporción del aporte de electricidad para la barra de retiro i 67. PNE i Precio de nudo de la energía para la barra de retito i, [$/kwh] 64 Decreto N 1T (5 de noviembre de 2012), fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a los precios regulados que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que indica. 65 Decreto N 1 (17 de enero de 2013), fija precios de nudo promedio en el SIC y SING, con motivo de las fijaciones de precios señaladas en el artículo 158 de la Ley General de Servicios Eléctricos. 66 Decreto N 296, fija precios a niveles de generación y transmisión en sistemas medianos de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, y establece planes de expansión en los sistemas señalados. Decreto N 338, fija precios a niveles de generación y transmisión en sistemas Aysen, Palena y General Carrera, y establece planes de expansión en los sistemas señalados. 67 Decreto N 296, fija precios a niveles de generación y transmisión en sistemas medianos de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, y establece planes de expansión en los sistemas señalados. Decreto N 338, fija precios a niveles de generación y transmisión en sistemas Aysen, Palena y General Carrera, y establece planes de expansión en los sistemas señalados. 153

154 Tabla 52: Precio Tarifas de Energía por Distribuidora-Comuna 68 Precio Energía Tarifa (Marzo 2013*) (S/IVA) N DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREA Sector de Nudo BT1 [$/kwh] BT2 [$/kwh] BT3 [$/kwh] BT4 [$/kwh] AT2 [$/kwh] AT3 [$/kwh] AT4 [$/kwh] 1 Emelari Arica y Parinacota Arica ,64 48,93 48,93 48,93 45,95 45,95 45,95 2 Emelari Arica y Parinacota Camarones ,64 48,93 48,93 48,93 45,95 45,95 45,95 3 Eliqsa Tarapaca Iquique ,66 45,20 45,20 45,20 42,44 42,44 42,44 4 Eliqsa Tarapaca Huara ,12 45,20 45,20 45,20 42,44 42,44 42,44 5 Eliqsa Tarapaca Pica ,12 45,20 45,20 45,20 42,44 42,44 42,44 6 Eliqsa Tarapaca Pozo Almonte ,12 45,20 45,20 45,20 42,44 42,44 42,44 7 Eliqsa Tarapaca Alto Hospicio ,66 45,20 45,20 45,20 42,44 42,44 42,44 8 Elecda Antofagasta Antofagasta ,79 45,15 45,15 45,15 42,46 42,46 42,46 9 Elecda Antofagasta Mejillones ,43 45,15 45,15 45,15 42,46 42,46 42,46 10 Elecda Antofagasta Sierra Gorda ,43 45,15 45,15 45,15 42,46 42,46 42,46 11 Elecda Antofagasta Calama ,79 45,15 45,15 45,15 42,46 42,46 42,46 12 Elecda Antofagasta Tocopilla ,43 45,15 45,15 45,15 42,46 42,46 42,46 13 Elecda Antofagasta Taltal ,24 66,92 66,92 66,92 62,93 62,93 62,93 14 Emelat Atacama Copiapó ,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77 15 Emelat Atacama Caldera ,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77 16 Emelat Atacama Tierra Amarilla ,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77 17 Emelat Atacama Chañaral ,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77 18 Emelat Atacama Diego de Almagro ,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77 19 Emelat Atacama Vallenar ,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77 20 Emelat Atacama Alto del Carmen ,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77 21 Emelat Atacama Freirina ,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77 22 Emelat Atacama Huasco ,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77 23 Chilquinta Valparaiso Valparaíso ,50 48,65 48,65 48,65 45,68 45,68 45,68 24 Chilquinta Valparaiso Quilpué ,50 48,65 48,65 48,65 45,68 45,68 45,68 25 Chilquinta Valparaiso Viña del Mar ,50 48,65 48,65 48,65 45,68 45,68 45,68 Fuente: Elaboración Propia Dado los precios anteriores (Nudos y Regulados-Tarifa), en la Tabla 53 se presenta un ejemplo de valorización por comuna para la tarifa regulada BT1, en la Tabla 54, para la tarifa BT2 y en la Tabla 55 para la tarifa AT2, todos estos ejemplos consideran el caso base indicado en la sección Como se señaló anteriormente en Tabla 53, se presenta de manera simplificada la Facturación Normal (ver fórmula 1), correspondiente a la facturación que efectuaría la Distribuidora sin considerar autoconsumo e inyección de excedente de energía, valorización de la energía autoconsumida (ver fórmula 2), la valorización de las inyecciones de excedente (ver fórmula 3), la facturación final para el Usuario, la que considera la energía autoconsumida y la inyección de excedente de energía (ver fórmula 4) y en la última columna se presenta el Ahorro del Usuario (ver fórmula 5), lo anterior se presenta para cada comuna y en las Tabla 53 y Tabla 54, para las tarifas BT2 y AT2, respectivamente. El detalle de todas las comunas asociadas a Distribuidoras y al Decreto, se encuentra en Anexo E en Excel. Es importante señalar que el listado de Distribuidora asociado a Comunas fue basado de acuerdo a la fijación de formulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados, publicado el 2 de abril de Listado de todas las comunas y de todos los precios del pliego tarifario en Anexo E Excel. 154

155 N DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREA Tabla 53: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa BT1 Sector de Nudo Facturación Normal [$/mes] BT1 Ahorro Autoconsumo [$/mes] BT1 Monto por Inyección de Excedente [$/mes] BT1 Facturación Final (Energía) [$/mes] BT1 AHORRO DEL USUARIO [$/mes] BT1 1 Emelari Arica y Parinacota Arica 3 1 $ $ $ $ $ Emelari Arica y Parinacota Camarones 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Iquique 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Huara 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Pica 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Pozo Almonte 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Alto Hospicio 3 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Antofagasta 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Mejillones 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Sierra Gorda 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Calama 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Tocopilla 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Taltal 2 2 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Copiapó 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Caldera 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Tierra Amarilla 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Chañaral 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Diego de Almagro 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Vallenar 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Alto del Carmen 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Freirina 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Huasco 2 1 $ $ $ $ $ Chilquinta Valparaiso Valparaíso 3 1 $ $ $ $ $ Chilquinta Valparaiso Quilpué 3 1 $ $ $ $ $ Chilquinta Valparaiso Viña del Mar 3 1 $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia (1) FN=(BT1. + ((BT1 + UST) CN)) 1,19 (2) AA=(BT1 +UST) 1,19 (CN IE) (3) MIE=PNBT IE (4) FF=FN (AA+MIE) (5) AF=FN FF Donde, FN : Facturación Normal ($/mes) BT1. : Cargo Fijo BT1 ($/mes) BT1 : Tarifa de Energía BT1 ($/kwh) UST : Cargo por Uso Sistema Troncal ($/kwh) CN : Consumo Energía Normal (kwh/mes) AA : Ahorro Autoconsumo ($/mes) IE : Inyección Energía Excedente (kwh) MIE : Monto por Inyección de Excedente ($/mes) PNBT : Precio de Nudo Promedio Tarifa BT ($/kwh) FF : Facturación Final BT1 ($/mes) AF : Ahorro del Usuario BT1 ($/mes) 155

156 N DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREA Tabla 54: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa BT2 Sector de Nudo Facturación Normal [$/mes] BT2 Ahorro Autoconsumo [$/mes] BT2 Fuente: Elaboración Propia Monto por Inyección de Excedente [$/mes] BT Facturación Final [$/mes] BT2 AHORRO DEL USUARIO [$/mes] BT2 1 Emelari Arica y Parinacota Arica 3 1 $ $ $ $ $ Emelari Arica y Parinacota Camarones 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Iquique 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Huara 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Pica 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Pozo Almonte 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Alto Hospicio 3 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Antofagasta 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Mejillones 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Sierra Gorda 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Calama 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Tocopilla 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Taltal 2 2 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Copiapó 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Caldera 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Tierra Amarilla 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Chañaral 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Diego de Almagro 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Vallenar 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Alto del Carmen 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Freirina 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Huasco 2 1 $ $ $ $ $ Chilquinta Valparaiso Valparaíso 3 1 $ $ $ $ $ Chilquinta Valparaiso Quilpué 3 1 $ $ $ $ $ Chilquinta Valparaiso Viña del Mar 3 1 $ $ $ $ $ (6) FN 67 = ((BT2 +UST) CN)+((BT2 9 +UST) PR+BT2. ) 1,19 (7) AA 67 = (BT2 +UST) 1.19 (CN IE) (8) MIE 67 =BT2 IE (9) FF 67 = FN 67 (AA 67 +MIE 67 ) (10) AF=FN 67 FF 67 Donde, FN 67 : Facturación Normal ($/mes) BT2. : Cargo Fijo BT2 ($/mes) BT2 : Tarifa de Energía BT2 ($/kwh) UST : Cargo por Uso Sistema Troncal ($/kwh) CN : Consumo Energía Normal (kwh/mes) BT2 9 : Precio de Potencia BT2. PR : Potencia Requerida. 00 ;< : Ahorro Autoconsumo ($/mes) IE : Inyección Energía Excedente (kwh) =>. ;< : Monto por Inyección de Excedente ($/mes)?? ;< : Facturación Final BT2 ($/mes) AF : Ahorro del Usuario BT2 ($/mes) 156

157 Tabla 55: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa AT2 N DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREA Sector de Nudo Facturación Normal [$/mes] AT2 Fuente: Elaboración Propia Ahorro Autoconsumo [$/mes] AT2 Monto por Inyección de Excedente [$/mes] AT Facturación Final [$/mes] AT2 AHORRO DEL USUARIO [$/mes] AT2 1 Emelari Arica y Parinacota Arica 3 1 $ $ $ $ $ Emelari Arica y Parinacota Camarones 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Iquique 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Huara 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Pica 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Pozo Almonte 3 1 $ $ $ $ $ Eliqsa Tarapaca Alto Hospicio 3 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Antofagasta 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Mejillones 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Sierra Gorda 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Calama 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Tocopilla 2 1 $ $ $ $ $ Elecda Antofagasta Taltal 2 2 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Copiapó 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Caldera 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Tierra Amarilla 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Chañaral 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Diego de Almagro 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Vallenar 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Alto del Carmen 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Freirina 2 1 $ $ $ $ $ Emelat Atacama Huasco 2 1 $ $ $ $ $ Chilquinta Valparaiso Valparaíso 3 1 $ $ $ $ $ Chilquinta Valparaiso Quilpué 3 1 $ $ $ $ $ Chilquinta Valparaiso Viña del Mar 3 1 $ $ $ $ $ (11) =((AT2 +UST) CN)+((AT2 9 +UST) PR+AT2. ) 1,19 (12) =(AT2 +UST) 1.19 (CN IE) (13) = AT2 IE (14) ) (15) Donde, : Facturación Normal ($/mes) AT2. : Cargo Fijo AT2 ($/mes) AT2 : Tarifa de Energía AT2 ($/kwh) UST : Cargo por Uso Sistema Troncal ($/kwh) CN : Consumo Energía Normal (kwh/mes) AT2 9 : Precio de Potencia AT2. PR : Potencia Requerida. 00 A< : Ahorro Autoconsumo ($/mes) IE : Inyección Energía Excedente (kwh) =>. A< : Monto por Inyección de Excedente ($/mes)?? A< : Facturación Final AT2 ($/mes) AF : Ahorro del Usuario BT2 ($/mes) 157

158 Determinación de Grupo Comunas de Análisis En esta sección se determina el grupo de comunas en análisis de acuerdo a los criterios de selección de comunas Criterios de selección de comunas Para la determinación de los Criterios de selección de comunas, primeramente es importante destacar que en esta etapa no se ha limitando la solución al monto de inversión de la generación, sino al autoconsumo, de acuerdo a la Ley. Dada esta modelación se pretende determinar que potenciales comunas serían las que se encontrarían en los escenarios extremos, es decir, más favorables, menos favorables y en una situación intermedia. De esta forma se tomará una comuna para cada uno de estos escenarios. Los criterios para determinar las Comunas extremas serán en función a dos ámbitos, con lo que se obtendrán las comunas en análisis: Ámbito asociado al Ahorro del Usuario la valorización de las inyecciones y de los ahorros por autoconsumo. Comuna 1: Situación más desfavorable respecto al Ahorro del Usuario, es decir, la comuna que tenga el menor nivel de Ahorro del Usuario. En caso que existan más de una comuna en este escenario se considerará como segundo criterio el nivel de radiación 69 anual de la comuna, en este caso será la comuna que tenga menor nivel de radiación anual, y en caso de existir más comunas en esta situación se considerará una comuna a juicio del Consultor. Comuna 2: Situación intermedia respecto al Ahorro del Usuario, es decir, corresponde a la comuna que se encuentre en materia de Ahorro del Usuario más cercana al promedio del Ahorro del Usuario de todas las Comunas. En caso que existan más de una comuna en este escenario se considerará como segundo criterio el nivel de radiación anual de la comuna, en este caso será la comuna que tenga menor nivel de radiación anual, y en caso de existir más comunas en esta situación se considerará una comuna a juicio del Consultor. Comuna 3: Situación más favorable respecto al Ahorro del Usuario, es decir, la comuna que tenga mayor nivel de Ahorro del Usuario. En caso que existan más de una comuna en este escenario se considerará como segundo criterio el 69 Fuente de la información Meteonorm. 158

159 nivel de radiación anual de la comuna, en este caso será la comuna que tenga menor nivel de radiación anual, y en caso de existir más comunas en esta situación se considerará una comuna a juicio del Consultor. Ámbito asociado al potencial de Radiación anual 70 de las comunas. Este criterio se utiliza dado que en función al análisis de la experiencia internacional y de la experiencia del Consultor la tecnología Fotovoltaica es una de las tecnologías que como ya se ha visto en el estudio se debería considerar para su análisis y evaluación económica posteriormente. Comuna 4: Situación más desfavorable, es decir, la comuna que tenga menor nivel de radiación anual. En caso que existan más de una comuna en este escenario se considerará como segundo criterio la comuna con menor Ahorro del Usuario y en caso de existir más comunas en esta situación se considerará una comuna a juicio del Consultor. Comuna 5: Situación intermedia, es decir, corresponde a la comuna que se encuentre en materia de nivel de radiación anual más cercana al promedio del nivel de radiación de todas las Comunas. En caso que existan más de una comuna en este escenario se considerará como segundo criterio el menor Ahorro del Usuario y en caso de existir más comunas en esta situación se considerará una comuna a juicio del Consultor. Comuna 6: Situación más desfavorable, es decir, la comuna que tenga mayor nivel de radiación anual. En caso que exista más de una comuna en este escenario se considerará como segundo criterio el menor Ahorro del Usuario y en caso de existir más comunas en esta situación se considerará una comuna a juicio del Consultor. Para cada una de las tarifas determinadas para analizar (BT1, BT2 y AT2), se determinaran las comunas donde se enfocará el análisis, de acuerdo al punto anterior, sin embargo, el desarrollo de las otras comunas, sus respectivas valorizaciones de inyección de energía, de Ahorros del Usuario y sensibilizaciones se encuentra en Anexo E. 70 Fuente de la información Meteonorm. 159

160 Selección de Comunas De acuerdo a los criterios indicados las comunas seleccionadas fueron: Tipo Cliente Tabla 56: Comunas Seleccionadas por Ámbito Ámbito Escenario DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREA Sector de Nudo AHORRO DEL USUARIO [$/mes] BT1 AHORRO DEL USUARIO [$/mes] BT2 AHORRO DEL USUARIO [$/mes] AT2 Radiación Solar Anual BT1 Ahorro del Usuario Desfavorable Chilectra Metropolitana Maipú 1 1 $ $ $ BT1 Ahorro del Usuario Intermedio Copelec del BioBio Coelemu 6 1 $ $ $ BT1 Ahorro del Usuario Favorable Emelca Valparaiso Casablanca 5 1 $ $ $ BT2 Ahorro del Usuario Desfavorable Chilectra Metropolitana Lo Barnechea 1 1 $ $ $ BT2 Ahorro del Usuario Intermedio Frontel de la Araucania Villarrica 5 1 $ $ $ Aysén del Gral. BT2 Ahorro del Usuario Favorable Edelaysén Carlos Ibáñez del Aysen 6 1 $ $ $ Campo AT2 Ahorro del Usuario Desfavorable Chilectra Metropolitana Lo Barnechea 1 1 $ $ $ AT2 Ahorro del Usuario Intermedio Luz Linares del Maule Yerbas Buenas 5 1 $ $ $ AT2 Ahorro del Usuario Favorable Elecda Antofagasta Taltal 2 2 $ $ $ Todos Radiación Desfavorable Edelmag Magallanes Cabo de Hornos 3 1 $ $ $ Todos Radiación Intermedio Emelectric del BioBio Cobquecura 3 3 $ $ $ Todos Radiación Favorable Elecda Antofagasta Calama 2 1 $ $ $ Fuente: Elaboración Propia El motivo de determinar estas comunas es poder considerarlas como referencias en las evaluaciones posteriores Escenarios de sensibilización Dado todo lo analizado, se determinó efectuar un grupo de sensibilizaciones con el objeto de poder tener una visión de cómo se comportarían las valorizaciones de acuerdo a las siguientes sensibilizaciones y combinaciones de ellas. Las variables a sensibilizar son: 1) Sensibilización por nivel de autoconsumo: En este caso se sensibilizará por el nivel de autoconsumo que podría alcanzar el Usuario, los que varían entre 0% y 100% para cada Usuario. 2) Sensibilización por niveles de Consumo Normal de los Usuarios: a) Para los Usuarios con tarifa BT1 se sensibilizarán para los consumos que se encuentran en el rango de 100 [kwh/mes] a [kwh/mes]. Considerando el Factor de Carga para los usuarios BT1 se tiene para este grupo de Usuarios las potencias conectadas están comprendidas entre 1 [kw] y 8 [kw]. Adicionalmente, a la determinación de los valores para este parámetro se consideró para validar estos valores los consumos calculados con el Calculador 160

161 Energético Estándar 71 de Chilectra. En la siguiente tabla se muestran los resultados. Tamaño Vivienda (m2) Tabla 57: Ejemplo de cálculo con Calculador Energético Estándar de Chilectra N de Personas Consumo Consumo Gasto Anual que viven Anual Mensual [$/año] en la [kwh/año] [kwh/mes] vivienda Gasto Mensual [$/mes] 30 m 2 o menos $ $ a 50 m $ $ a 50 m $ $ a 80 m $ $ a 120 m $ $ a 120 m $ $ a 150 m $ $ Mayor a 150 m $ $ Fuente: b) Para los Usuarios con tarifa BT2 o AT2 se sensibilizarán los consumos que se encuentran en el rango de [kwh/mes] a [kwh/mes]. Considerando el Factor de Carga de este tipo de instalaciones se tiene para este grupo de Usuarios las potencias conectadas están comprendidas entre 3 [kw] y 100 [kw]. 3) Sensibilización % nivel de Generación: Se sensibilizará en función a la capacidad de generación del equipamiento de generación, el que podrá cubrir de manera deficitaria el 75%, 50% y 25% del consumo del Usuario y de manera excedentaria el 125%, 150% y 175% del consumo del Usuario. Dada estas sensibilizaciones, a manera de resumen se presentan dos casos de las comunas más favorables para Tarifas BT1, en el ámbito de Ahorro del Usuario y de Radiación. Cabe señalar que en las tablas siguientes se destacó en color amarillo el ahorro del usuario anual en el caso base y en color verde se destacó las alternativas en que el ahorro del usuario anual es mayor que el del caso base o+energetico 161

162 Ámbito Ahorro del Usuario : CASABLANCA Tabla 58: Ejemplo de Sensibilización del Consumo Mensual Normal v/s % de Autoconsumo (Casablanca) CONSUMO MENSUAL NORMAL (kwh) AHORRO USUARIO ANUAL ($/año) % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % DE AUTOCONSUMO Fuente: Elaboración Propia Tabla 59: Ejemplo de Sensibilización del % Nivel de Generación v/s % de Autoconsumo (Casablanca) BT1 Consumo Normal 200 kwh/mes % NIVEL DE GENERACIÓN AHORRO USUARIO ANUAL ($/año) 25% 50% 75% 100% 125% 150% 175% 0% $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia % DE AUTOCONSUMO 162

163 Ámbito Radiación : CALAMA Tabla 60: Ejemplo de Sensibilización del Consumo Mensual Normal v/s % de Autoconsumo (Calama) CONSUMO MENSUAL NORMAL (kwh) AHORRO USUARIO ANUAL ($/año) % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % DE AUTOCONSUMO Fuente: Elaboración Propia Tabla 61: Ejemplo de Sensibilización del % Nivel de Generación v/s % de Autoconsumo (Calama) BT1 Consumo Normal 200 kwh/mes % NIVEL DE GENERACIÓN AHORRO USUARIO ANUAL ($/año) 25% 50% 75% 100% 125% 150% 175% 0% $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ % $ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia % DE AUTOCONSUMO Cabe destacar que para todas las comunas y tarifas analizadas se encuentran las respectivas sensibilizaciones, en el Anexo E. 163

164 El motivo de estas sensibilizaciones es poder independizar la tecnología a utilizar y principalmente el requerimiento de inyección de energía de manera instantánea, dado que al considerar que el equipamiento instalado es capaz de cubrir la totalidad o una parcialidad de la energía requerida en cada instante y el ajuste es en función al autoconsumo se puede determinar cuáles son los niveles máximos de ahorro y venta de inyecciones de excedente de energía que se podrían alcanzar Resumen Valorización de las Inyecciones Considerando los antecedentes anteriores respecto a los precios asociados a la valorización de las inyecciones se realizó ahora un modelo considerando la tecnología Fotovoltaica de manera específica, y en el que la valorización se efectúa de manera horaria durante un mes Modelo de Estimación de Consumo Residencial Generalidades del Modelo El modelo utilizado cuenta con un conjunto de artefactos presentes en diferentes hogares. Los artefactos son agrupados en clases de acuerdo al uso que tienen dentro del hogar. A cada hogar que se desea simular se le asigna un conjunto de artefactos que producirán el consumo energético. Los artefactos son objetos con una descripción, un consumo en kwh, tienen asignado un número máximo de horas de uso al mes, un rango de horas en el que puede ser utilizado y una variable binaria para identificarlo como un consumo plano dentro del rango de uso o un consumo concentrado a ciertas horas especificas dentro de éste intervalo. 164

165 Figura 22: Esquema de la Construcción del Modelo Fuente: Gonzalo Paredes, U de Chile. En el caso de un aparato que tiene un consumo concentrado, se escoge la hora de utilización del artefacto en forma aleatoria respetando el intervalo o rango horario del artefacto. Los artefactos de consumo distribuido dividen la energía diaria estimada en partes iguales durante las horas en que está definido el uso del artefacto. Artefactos como la aspiradora, el equipo de música y el horno microondas poseen un consumo concentrado. Por su parte artefactos como las luminarias, el refrigerador y algunos artefactos configurables como el aire acondicionado y eventualmente una estufa son ejemplos de consumos distribuidos. Al seleccionar en forma aleatoria las horas de uso de los consumos concentrados se pueden simular diferentes instancias de un mismo hogar. Los resultados que entrega el modelo se pueden interpretar como hogares de similares características que se diferencian por los momentos en que se realizan las distintas actividades de consumo. La Figura 23 muestra los resultados del modelo para 100 instancias en las estaciones Primavera-Verano y Otoño-Invierno. 165

166 DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A NIVEL DE DISTRIBUCIÓN Figura 23: Resultados del Consumo Eléctrico Residencial Modelado Fuente: Centro de Energía. El modelo utilizado en este trabajo fue desarrollado paraa el proyecto RiskHabitatMegacity en el trabajo Modeling Future Energy System swith Focus on Sustainable Development donde además del consumo eléctrico de los hogares se estudió el consumo de combustibles (gas licuado, gas natural y parafina) de los hogares de Santiago El consumidor Modelado y Perfil Implementado En este hogar se encuentrann la mayoría de los artefactos eléctricos definidos, microonda, horno eléctrico, aspiradora, lavadora de ropa, secadora de ropa, lava vajillas, portero eléctrico, alarma, dos computadores portátiles y uno de escritorio, minicomponente, tres televisores, video juegos, licuadora, aire acondicionado en dos puntos y tres estufas. Este hogar corresponde al de una familia de un estrato socioeconómico alto, que vive en una casa de aproximadamente 180 metros cuadrados construidos, con al menos una persona realizando las labores domésticas de lunes a sábado megacity/ 166

167 En las mañanas se encienden las luces desde las 06:00 hasta las 08:30 horas, en ese periodo los artefactos de la cocina funcionan durante una hora y el calefón se prende durante dos horas. Tanto la cocina como el calefón son alimentados con gas de cañería y hay calefacción eléctrica en todas las habitaciones. Entre las 11:00 y las 16:00 la aspiradora funciona 1,5 horas y el minicomponente se encuentra encendido gran parte del día acompañando las labores domésticas. En otoño e invierno el consumo de calefacción es intensivo, se ha supuesto el uso de una estufa las 24 horas del día y la calefacción de las piezas con tres estufas que funcionan de 20:00 a 7:00 horas. En primavera y verano se prenden los dos aire acondicionado de la casa. Estos funcionan durante el día (9:00 a 21:00) y un máximo de 180 horas al mes. La casa consta de 30 ampolletas eficientes de 10 W que se utilizan mientras la familia se encuentra despierta y 7 ampolletas eficientes de 20 W que iluminan la casa toda la noche. Se lava ropa y se plancha dos veces a la semana este proceso dura tres hora cada uno, la casa tiene riego automático, durante el verano funciona todos los días durante 10 minutos, en invierno es solo lunes, miércoles y viernes durante cinco minutos. El hervidor se utiliza en las mañana durante el desayuno y en las tardes. El microondas se utiliza en las tardes para calentar la comida. En general todos los artefactos de aseo se planifican para las primeras horas del día, junto con la preparación de la comida. Los tres televisores y los computadores portátiles se encienden con la llegada de los integrantes del hogar. No obstante, para efectos de la implementación en el marco de este estudio, el consumo fue normalizado con el propósito de poder escalar el perfil obtenido y reflejar patrones de conducta similares pero con menor consumo de energía asociado. En consecuencia, en la sección se presenta el consumo residencial modificado de tal manera que responda a un patrón de comportamiento de agentes (al interior de un domicilio) que se refleja en términos generales por el perfil del consumidor modelado que describe la dinámica de la casa. Si bien, este es un patrón general, el comportamiento de los agentes varía en función de la naturaleza de uso del artefacto (distribuido o concentrado en el tiempo), lo que permite una variación aleatoria del consumo y busca reflejar de mejor manera el uso de la energía eléctrica al interior de un hogar. 167

168 El modelamiento se realiza a una frecuencia de muestreo de una hora, para poderlo sobreponer a las inyecciones de la fuente de generación (igual tasa temporal) Ejemplo de Valorización de inyección Horaria Tecnología Fotovoltaico En el Anexo F en la planilla Excel Balance Neto V3, se entrega el modelo para el caso de la valorización horaria y por comuna en este caso solamente se presentará como ejemplo Comuna de Casablanca y la Comuna de Calama, en ambos casos con una instalación fotovoltaica con potencia de 1 kw, y se analizaron los Ahorros del Usuario para las 4 tarifas analizadas, respecto a la curva de generación se ajustó en función a la Radiación anual de las comunas, respecto al consumo del cliente se consideró una curva y perfil de de consumo de acuerdo al modelamiento de la sección anterior. Cabe destacar que las otras tecnologías propuestas para el diseño del mecanismo (Biogás/Biomasa y Cogeneración) son más estables su comportamiento y los tipos de clientes que utilizarían estas tecnologías también lo son en su comportamiento de consumo, por lo que para efectos de este análisis se consideró solamente la Tecnología Fotovoltaica, con el objeto de ver los efectos de este análisis. En resumen en los gráficos siguientes que presentan las curvas de generación y de consumo mensual en un año, como así también la curva de generación y consumo horario del día 15 del mes 9, en este caso se presenta la curva neta en color verde, lo que representa la diferencia entre las dos curvas, para un ejercicio de una potencia instalada para generación de 1 kw, en la comuna de Casablanca y Calama. 168

169 Tecnología Fotovoltaica: CASABLANCA 250,00 Figura 24: Casablanca: Curva de Consumo y Generación mensual (kwh) Energía [kwh/mes] 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 kwh Consumidos kwh Generados Fuente: Elaboración Propia Figura 25: Casablanca: Curva de Consumo, Generación y Neta de un día 73 (kwh) (15 del 9) 1,00 0,80 0,60 Potencia [kw] 0,40 0, , ,40-0,60-0,80 Consumo Hora (kwh) Generación (kwh) Neto Fuente: Elaboración Propia 73 Día 15 del mes

170 Considerando la información anterior y las tarifas BT1, BT2, BT3 y BT4.3, en la Tabla 62 se presenta el ahorro anual que un Cliente de Casablanca con las características indicadas debería tener. Tabla 62: Casablanca: Ejemplo de Ahorro Anual con Tecnología FV Opción tarifaria BT1* BT2 BT3 BT43 Saldo contable ($) Pago anual (Net Billing) ($) Pago anual sin Net Billing ($) Ahorro anual ($) Ahorro anual (%) 55% 29% 33% 31% Fuente: Elaboración Propia Tecnología Fotovoltaica: CALAMA 350,00 300,00 Figura 26: Calama: Curva de Consumo y Generación mensual (kwh) Energía [kwh/mes] 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 kwh Consumidos kwh Generados Fuente: Elaboración Propia 170

171 Figura 27: Calama: Curva de Consumo, Generación y Neta de un día 74 (kwh) (15 del 9) Potencia [kw] 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0, ,20-0,40-0,60-0,80-1, Consumo Hora (kwh) Generación (kwh) Neto Fuente: Elaboración Propia Considerando la información anterior y las tarifas BT1, BT2, BT3 y BT4.3, en la Tabla 63 se presenta el ahorro anual que un Cliente de Casablanca con las características indicadas debería tener. Tabla 63: Calama: Ejemplo de Ahorro Anual con Tecnología FV Opción tarifaria BT1* BT2 BT3 BT43 Saldo contable ($) Pago anual (Net Billing) ($) Pago anual sin Net Billing ($) Ahorro anual ($) Ahorro anual (%) 75% 44% 48% 46% Fuente: Elaboración Propia Para cada comuna se puede realizar el mismo ejercicio anterior, utilizando las planillas Excel que se entregaran en anexo E. Por último, la evaluación económica del modelo considerando la valorización de las inyecciones de excedentes y el autoconsumo se realizará en los siguientes informes. 74 Día 15 del mes

172 8 EVALUACIÓN ECONÓMICA Y SOCIAL En este capítulo se desarrollan las evaluaciones económicas de los proyectos de autogeneración e inyección a la red. Cabe destacar que las evaluaciones consideran los modelos de negocios identificados y definidos en el Capítulo 6 así como también, las tecnologías propuestas en el Capítulo 4. Respecto a las tecnologías a evaluar económicamente se consideraron las tecnologías Fotovoltaica, Biomasa/Biogás y Cogeneración Eficiente. Dado lo anterior, se efectúo la evaluación privada y social de los proyectos de autogeneración. En este sentido, se consideran sólo los beneficios privados y sociales de los proyectos que puedan ser efectivamente medibles. A modo de Resumen las evaluaciones que realizaron se muestran en los siguientes Esquemas. Figura 28: Modelos de Negocios Individual a Evaluar Privada y Socialmente Segmento Tecnologías Aplicables Modelo de Negocios Individual Residencial Comercial Industrial FV FV FV Biogás Cogeneración Fuente: Elaboración Propia 172

173 Figura 29: Modelos de Negocios Grupal a Evaluar Privada y Socialmente Segmento Tecnologías Aplicables Residencial FV Modelo de Negocios Grupal Comercial FV Industrial FV Biogás Cogeneración Fuente: Elaboración Propia Figura 30: Modelos de Negocios Promotor que no se Evaluara Privada y Socialmente, pero que son complementarios a los Evaluados Segmento Tecnologías Aplicables Residencial Modelo de Negocios Promotor Comercial Industrial FV Biogás Cogeneración Fuente: Elaboración Propia 8.1 Definición de los Costos y Parámetros Técnicos Para los costos de inversión y parámetros técnicos de los sistemas de autogeneración se consideraron las cotizaciones 75 y antecedentes obtenidos de los propios proveedores de sistemas, así como también, en función a lo señalado en el Focus Group 76 llevado a cabo durante el día 5 de junio de Se adjuntan cotizaciones formales, entregadas por proveedores. 76 La minuta del Focus Group se encuentra en Anexo N. 173

174 En cuanto a los costos de operación, mantención y administración de estos sistemas, se considera como referencia un 0,01% de la Inversión. Para el caso de los costos sociales, se utilizan los costos del proyecto valorizados a precios sociales según se indica en la metodología señalada por el Ministerio de Desarrollo Social, en su documento Precios Sociales Vigentes, Diciembre Definición de los Beneficios Los beneficios económicos privados se calcularán, para efectos de este trabajo, considerando tanto los ahorros obtenidos por el autoconsumo, así como también la venta de los excedentes horarios de producción a la red. Para proyectos de autogeneración (modelo distinto al individual), es necesario incluir dentro del análisis una estructura de administración y de intercambio de beneficios, que permita reflejar y beneficiar a la comunidad de las bondades que el proyecto entrega, incentivar a su vez la participación de privados en su administración, operación y mantención, garantizando también la sustentabilidad de la generación, distribución, y del adecuado nivel de suministro de energía en el tiempo. Respecto de los beneficios sociales cuantificables, estos se indican en la siguiente sección Beneficios Sociales Beneficio Social Reducción de Emisiones CO2 La reducción de emisiones asociada a la autogeneración con ERNC. Este beneficio por reducción de Emisiones de CO2 se calcula de la siguiente manera: Donde:,B.CD =?B. EF %G BRECO 2 FRE Gx Ps : Beneficio por Reducción de Emisión de CO 2 [US$] : Factor de Reducción de Emisión [Ton/MWh/año] : Generación [MWh/año] : Precio Social del Carbono [US$/Ton] 174

175 Donde el factor de reducción de emisión para el SIC corresponde a 0,391 [tco2eq /MWh], y para el SING corresponde a 0,806 [tco2eq /MWh]. Estos valores fueron obtenidos de la página del Ministerio de Energía 77. En el caso de los sistemas de Magallanes y Aysén se determinó efectuar un cálculo referencial considerando los factores de emisión del Gas Natural Licuado y Diesel (ver Tabla 64) y el consumo específico promedio de las centrales generadoras a Gas Natural para Magallanes y Diesel en el caso de Aysén, de acuerdo a este cálculo se estimo un factor de reducción de emisión correspondiente a 0,759 [tco2eq /MWh], y para Aysén de 0,860 [tco2eq /MWh], al igual que este último factor se consideró para los otros sistemas, no considerados en los cuatro previamente mencionados. Tabla 64: Factores de emisión para los combustibles utilizados en la generación eléctrica Combustible Factor de Emisión Unidad de medida Diesel Ciclo Abierto 3,253 tco 2 e/ton Diesel Ciclo Combinado 3,253 tco 2 e/ton Gas Natural Licuado Ciclo Abierto 0,0020 tco 2 e/m 3 Gas Natural Licuado Ciclo Combinado 0,0020 tco 2 e/m 3 Fuente: Informe Determinación de los factores de emisión para los Alcances 1 y 2 de la estimación de la huella de carbono, Instituto de asuntos públicos Universidad de Chile. El precio social del carbono por tonelada, de acuerdo al Informe de Precios Sociales de la División Evaluación Social de Inversiones del Ministerio de Desarrollo Social, de diciembre de 2012 corresponde a 4,05 [US$/Ton] Beneficio Atributo ERNC El atributo ERNC se consideró como beneficio para los sistemas interconectados, de esta forma el cálculo es el siguiente: Donde:,.B*C =EF %0.B*C BERNC Gx PAERNC : Beneficio por Atributo [US$] : Generación [MWh/año] : Precio Atributo ERNC [US$/MWh]. Se consideró 10 [US$/MWh]

176 Beneficio por menor Generación Se consideró como beneficio la menor generación de las Centrales del sistema, dado que al generar los puntos de consumo, las Centrales no generarían específicamente para dicho punto de consumo Otros Beneficios Adicionalmente a los beneficios sociales indicados, existen otros beneficios sociales no cuantificables para efectos de la evaluación, estos beneficios se refieren a la liberación de recursos usados por las personas o entidades. Lo anterior puede ser considerado como un beneficio, pues dichos recursos pueden ser destinados a la satisfacción de otras necesidades de los usuarios. 8.3 Antecedentes de los Equipos de Autogeneración En la siguiente sección se presenta la Tabla 65 la que contiene, en función de la información recopilada de los proveedores, los principales parámetros utilizados para la evaluación económica. En esta etapa del trabajo, y de acuerdo a los antecedentes entregados por los proveedores de tecnologías de Biogás y Cogeneración, las evaluaciones realizadas entregaron resultados poco razonables para las variables económicas analizadas, es decir, VAN, TIR y Payback, por ejemplo, el caso del Payback eran valores sobre 40 años 78. Sin embargo lo anterior, y dado lo descrito en capítulos anteriores y la experiencia del equipo consultor, se debe destacar que la tecnología fotovoltaica es la más utilizada para fines de autogeneración y la que entregaría actualmente una mejor relación costo/beneficio, por tanto, se piensa que es representativa en esta evaluación y objetivos de este análisis. Por otro lado, en función de los antecedentes presentados, esta tecnología aplica a la mayoría de los usuarios, lo que no ocurre con otros sistemas de autogeneración, como por ejemplo, biomasa/biogás o cogeneración, los cuales sólo podrían ser utilizados a nivel industrial, dada sus características técnicas, operativas, de costos y de requerimiento de emplazamiento (superficie a utilizar) Valor Equipos de Autogeneración Fotovoltaicos A modo de referencia, a continuación se presenta una curva de costo de instalación de pequeños sistemas fotovoltaicos menores a 100 kw, para Europa, Estados Unidos y Japón. 78 Periodo definido por el consultor como parámetro de aceptación de la evaluación 176

177 Figura 31: Costo de instalación 79 de pequeños sistemas FV menores a 100 kw Fuente: Evolución de costos ERNC, Costo solar fotovoltaico. PUC 80. En la figura anterior, se observa que los costos de instalación de sistemas fotovoltaicos en distinto países han tenido a reducir sus valores con el correr de los años, es así que el año 2010 éstos se encontraban debajo de los USD por kw, para países como USA y Japón, y también para Europa. En el caso de Chile, y con el objeto de poder disponer de presupuestos de soluciones Fotovoltaicas, se solicitaron cotizaciones a diversos proveedores de esta tecnología, las que se encuentran en el Anexo I, cabe destacar que estas cotizaciones son de proveedores de Santiago (Región Metropolitana) y Viña del Mar (V Región), sin embargo, en conversaciones con ellos comentaron que los precios para otras regiones podrían verse afectados entre un 5% y un 15%, pero esto en función principalmente a la instalación y el traslado de los kits. Dado lo señalado, a continuación se presenta en la Tabla 65 los valores correspondientes a las cotizaciones recibidas por potenciales proveedores de ésta tecnología. Con estas cotizaciones y con el objeto de tener valores referenciales promedios, se calculo el costo promedio por kw generado con los sistemas fotovoltaicos. 79 Incluye equipamiento e instalación

178 Tabla 65: Resumen 81 Cotizaciones Tecnología Tipo de Cliente Proveedor Kit Potencia Panel Solar (W) Cantidad Paneles Dimesión Panel (m2) Superficie Requerida (m2) Potencia por Total Costo Kit ($) Paneles (kw) Costo Medidor ($) % Instalación (%) Costo Instalación ($) Costo Total Inversión ($) (Valores sin IVA) Residencial - Comercial Solar Solutions Kit ,00 4,0 0,4 $ $ $ $ Residencial - Comercial Solar Solutions Kit ,00 10,0 1,0 $ $ $ $ Residencial - Comercial Punto Solar Kit ,62 9,7 1,5 $ $ % $ $ Residencial - Comercial Esol Kit ,28 10,2 1,6 $ $ % $ $ Residencial - Comercial Solar Solutions Kit ,00 16,0 1,6 $ $ $ $ Residencial - Comercial Solar Solutions Kit ,00 18,0 1,8 $ $ $ $ Residencial - Comercial Heliplast Kit ,43 19,5 2,1 $ $ % $ $ Residencial - Comercial Punto Solar Kit ,62 14,6 2,3 $ $ % $ $ Residencial - Comercial Solar Solutions Kit ,00 42,1 4,2 $ $ $ $ Residencial - Comercial Punto Solar Kit ,62 17,9 2,8 $ $ % $ $ Residencial - Comercial Esol Kit ,28 20,4 3,1 $ $ % $ $ Residencial - Comercial Punto Solar Kit ,62 29,2 4,5 $ $ % $ $ Residencial - Comercial Heliplast Kit ,43 46,2 5,0 $ $ % $ $ Residencial - Comercial Esol Kit ,28 34,5 5,3 $ $ % $ $ Residencial - Comercial Esol Kit ,28 40,9 6,2 $ $ % $ $ Residencial - Comercial Heliplast Kit ,43 73,0 8,0 $ $ % $ $ Comercial - Industrial Esol Kit ,28 68,9 10,5 $ $ % $ $ Comercial - Industrial Solar Solutions Kit ,00 150,3 15,0 $ $ $ $ Comercial - Industrial Heliplast Kit ,43 185,0 20,1 $ $ % $ $ Comercial - Industrial Esol Kit ,28 137,9 21,1 $ $ % $ $ Comercial - Industrial Solar Solutions Kit ,00 96,2 9,6 $ $ $ $ Comercial - Industrial Heliplast Kit ,43 82,7 9,0 $ $ % $ $ Comercial - Industrial Solar Solutions Kit ,00 192,4 19,2 $ $ $ $ Industrial Heliplast Kit ,43 919,9 100,2 $ $ % $ $ Industrial Heliplast Kit ,43 413,7 45,1 $ $ % $ $ Industrial Heliplast Kit ,43 691,1 75,3 $ $ % $ $ Fuente: Proveedores Tecnologías Como en la adquisición de kits de autogeneración fotovoltaicos no hay economías de escala, lo anterior dado, por ejemplo, puesto que los inversores que se deban colocar, como así también las estructuras, u otros elementos, dependerán de la solución o el kits a colocar, dado lo anterior, se procedió a promediar los costos de los distintos kits cotizados de manera de obtener un costo único por kw para cada uno de los tipos de clientes analizados (Residencial, Comercial e Industrial), los cuales se muestran en la Tabla 66. Tabla 66: Costo promedio por kw para tecnología fotovoltaica Tipo de Cliente Promedio (US$/kW) Residencial - Comercial 86 US$ Comercial Industrial US$ Industrial US$ Fuente: Elaboración Propia 81 Esta tabla se encuentra en las planillas de las Evaluaciones Económicas de los Modelos. 82 Costos de inversión no incluyen IVA. 83 En el costo total de inversión se incluye el costo del medidor y el costo de instalación. 84 Cotizaciones proveedores en Anexo I. 85 El costo del medidor es un costo estimadoasemejado al costo de instalar un nuevo empalme con un medidor que cumpla el requerimiento del Net Billing 86 Comercial pequeño asociado a una tarifa BT1. 178

179 De esta manera se obtiene en promedio un valor de US$ por kw, para todos los tipos de clientes, cabe destacar que, los valores máximos y mínimos a nivel general son US$/kW y US$/kW, respectivamente. Para efectos de las evaluaciones se consideró utilizar los valores por tipo de Cliente que se indican en la Tabla 67. Tabla 67: Valores Proyecto Tipo por kw para tecnología fotovoltaica Cliente Tipo Valores (US$/kW) Residencial US$ Comercial US$ Industrial US$ Fuente: Elaboración Propia Independientemente de los valores indicados, la evaluación económica y social se realiza considerando cada uno de los modelos de negocios planteados y los Kit cotizados, dependiendo del tipo de Cliente Valor de Equipos de Autogeneración Biogás y Cogeneración En función de los antecedentes presentados por los proveedores de este tipo de equipos, se tiene que, los valores de inversión para equipos de 100 kw, se encuentran cercanos a los valores de equipos de kw (indicado por los proveedores), luego, actualmente es más razonable para este tipo de tecnologías y dado los valores invertir en soluciones de mayor tamaño que 100 kw. En la Tabla 68 se muestran los antecedentes presentados por los proveedores e incorpora lo señalado por ellos en el Focus Group. Tabla 68: Antecedentes costos Tecnología Biogás y Cogeneración Capacidad Rango Valores Inversión Factor de Planta Instalada (kw) (US$) Biogás % - 92% Cogeneración Fuente: Empresa GreenWatt 87 - Valgesta 86% - 92% (Rendimiento Eléctrico 35%) (Rendimiento Térmico 50%) 87 GreenWatt está presente en Benelux, Chile, Francia, Italia, Marruecos y Reino Unido. 179

180 De estas tecnologías no se logró obtener una cotización formal ya que los proveedores indican que estas varían dependiendo del proyecto y no hay una cotización estándar, dado esto se efectuaron estimaciones de costos para este estudio. De acuerdo con la información revisada, la estimación para una planta de 50 kwe se detalla en la Tabla 69. Tabla 69: Información para una planta de biogás de 50 kwe Planta CSTR full Planta 2 etapas full Planta artesanal contenedor contenedor Capacidad instalada 50 kwe 50 kwe 50 kwe Rango valores inversión 88 US$/kWe instalado US$/kWe instalado US$/kWe instalado Fuente: Empresa GreenWatt 89 En la estimación de los valores de inversión, se consideró solamente la producción de energía eléctrica (valor por kwe). Además se debe tener presente que los costos por mantención y operación de este tipo de tecnologías (cogeneración biogás) son más altos comparados con otras tecnologías de generación ERNC. Adicionalmente al tratarse de biogás o biomasa, en caso que no se disponga de la materia prima en el lugar de operación, se debe considerar el traslado de ésta y su costo de traslado, además del tratamiento de la misma, puesto que hoy sólo existiría comercialmente como combustible la biomasa forestal. En función de estos datos, las evaluaciones arrojan valores que no presentan sentido económico, pues la inexistencia de economías de escala para estos tamaños de equipo, y la no disponibilidad de un equipo Tipo, no permite tener productos estándar para este tipo de proyectos a precios competitivos actualmente. Esta situación se agrava más aún si se piensa en la disponibilidad de combustible necesaria para hacer funcionar este tipo de equipos (Diesel, Biogás, Gas, etc.). En efecto, el alto costo de los combustibles de este tipo, empeora aún más la condición económica de éstos, en caso de no disponer de la materia prima. 88 Valores estimados en dólares en base a proyectos realizados en Europa. 89 GreenWatt está presente en Benelux, Chile, Francia, Italia, Marruecos y Reino Unido. 180

181 Motivo de lo anterior, se descarta el análisis de estas tecnologías, focalizando así los esfuerzos tanto de las evaluaciones, como el posterior diseño de instrumentos, en equipos de autogeneración fotovoltaicos. 8.4 Determinación del Proyecto Tipo a Evaluar En esta sección se indicará cuales serán los proyectos tipos a evaluar. El análisis efectuado para determinar los proyectos tipos se desarrollo considerando en primer lugar el costo de la tecnología para los tipos de Clientes Residenciales, Comerciales e Industriales. En segundo lugar se determinó el porcentaje de autogeneración, es decir, el cuociente entre el autoconsumo y el consumo total del suministro. La metodología utilizada para determinar el valor del porcentaje de autogeneración, fue mediante una tabla de 2 entradas: consumo (fila) y potencia de los equipos de generación (columna), como se presenta en el ejemplo de la Tabla 70, este es el caso del Cliente tipo Residencial de la comuna-distribuidora Maipú-Chilectra, destacado en color verde se presentan los porcentajes comprendidos para este tipo de cliente entre el 40% y 60%, ambos valores incluidos, de esta tabla se obtuvieron los porcentajes de autogeneración para la comunadistribuidora mínimos, promedio y máximo, como así también el porcentaje para el caso base, de igual forma esto se realizó para las restantes 10 comunas seleccionadas (ver Tabla 71), luego, para las 11 comunas seleccionadas, se determinó el valor de autogeneración mínima que se requiere (autoconsumo/consumo), en este caso la autogeneración debe ser a lo menos un 40%. De la misma manera se obtuvieron los porcentajes de autogeneración para los clientes tipo Comercial e Industrial, en estos casos los valores de autogeneración son 30% y 25%, respectivamente. 181

182 Tabla 70: Análisis Porcentaje de Autogeneración (Autoconsumo/Consumo Total) (Parte 1) (Autoconsumo/Consumo) kwh/mes % 0,14 0,28 0,35 0,42 0,49 0,60 0,69 1,04 1,39 1,73 1,94 0,3 31% 17% 14% 12% 10% 8% 7% 5% 4% 3% 3% 0,5 44% 31% 26% 23% 20% 16% 14% 10% 7% 6% 5% 0,8 50% 39% 35% 31% 28% 24% 21% 14% 11% 9% 8% 1,0 53% 44% 41% 37% 34% 30% 26% 19% 14% 11% 10% 1,3 54% 48% 44% 41% 38% 34% 31% 23% 17% 14% 13% 1,5 55% 50% 47% 44% 42% 38% 35% 26% 21% 17% 15% 1,8 56% 51% 49% 47% 44% 41% 38% 30% 24% 19% 17% 2,0 57% 53% 51% 48% 46% 43% 41% 32% 26% 22% 20% 2,3 58% 54% 52% 50% 48% 45% 43% 35% 29% 24% 22% 2,5 58% 54% 53% 51% 49% 47% 44% 37% 31% 26% 24% 2,8 59% 55% 53% 52% 50% 48% 46% 39% 33% 28% 26% 3,0 59% 55% 54% 53% 51% 49% 47% 41% 35% 30% 28% 3,3 59% 56% 55% 53% 52% 50% 48% 42% 37% 32% 29% 3,5 60% 56% 55% 54% 53% 51% 49% 43% 38% 34% 31% 3,8 60% 57% 55% 54% 53% 51% 50% 44% 39% 35% 33% 4,0 60% 57% 56% 55% 54% 52% 51% 45% 41% 36% 34% 4,3 60% 57% 56% 55% 54% 52% 51% 46% 42% 37% 35% 4,5 60% 58% 57% 55% 54% 53% 52% 47% 43% 39% 36% 4,8 60% 58% 57% 56% 55% 53% 52% 48% 44% 40% 37% 5,0 61% 58% 57% 56% 55% 54% 53% 48% 44% 41% 38% 5,3 61% 58% 57% 56% 55% 54% 53% 49% 45% 42% 39% 5,5 61% 59% 58% 57% 56% 54% 53% 50% 46% 42% 40% 5,8 61% 59% 58% 57% 56% 55% 54% 50% 47% 43% 41% 6,0 61% 59% 58% 57% 56% 55% 54% 51% 47% 44% 42% 6,3 61% 59% 58% 57% 56% 55% 54% 51% 48% 44% 43% 6,5 61% 59% 58% 58% 57% 55% 55% 51% 48% 45% 43% 6,8 61% 59% 59% 58% 57% 56% 55% 52% 49% 46% 44% 7,0 61% 60% 59% 58% 57% 56% 55% 52% 49% 46% 44% 7,3 61% 60% 59% 58% 57% 56% 55% 52% 49% 47% 45% 7,5 61% 60% 59% 58% 57% 56% 55% 53% 50% 47% 45% 7,8 61% 60% 59% 58% 58% 57% 56% 53% 50% 48% 46% 8,0 61% 60% 59% 58% 58% 57% 56% 53% 51% 48% 46% 8,3 61% 60% 59% 59% 58% 57% 56% 53% 51% 48% 47% 8,5 61% 60% 59% 59% 58% 57% 56% 54% 51% 49% 47% 8,8 61% 60% 60% 59% 58% 57% 56% 54% 51% 49% 48% 9,0 61% 60% 60% 59% 58% 57% 57% 54% 52% 49% 48% 9,3 61% 60% 60% 59% 58% 57% 57% 54% 52% 50% 48% 9,5 61% 60% 60% 59% 59% 58% 57% 54% 52% 50% 49% 9,8 61% 60% 60% 59% 59% 58% 57% 55% 52% 50% 49% 10,0 61% 61% 60% 59% 59% 58% 57% 55% 53% 51% 49% Fuente: Elaboración Propia Tabla 71: Análisis Porcentaje de Autogeneración (Autoconsumo/Consumo Total) (Parte 2) Comuna-Distribuidora Caso Base Residencial Mín Promedio Máx Maipú-Chilectra 44% 3% 47% 61% Coelemu-Copelec 41% 2% 45% 61% Casablanca-Emelca 42% 2% 45% 61% Lo Barnechea-Chilectra 45% 3% 47% 61% Villarrica-Frontel 40% 2% 44% 61% Aysen-Edelaysén 35% 2% 41% 60% Yerbas Buenas-Luz Linares 41% 2% 45% 61% Taltal-Elecda 50% 3% 51% 61% Cabo de Hornos-Edelmag 28% 1% 36% 58% Cobquecura-Emelectric 42% 2% 46% 61% Calama-Elecda 51% 4% 52% 61% PROMEDIO 42% 2% 45% 61% Fuente: Elaboración Propia 182

183 Posteriormente y utilizando entre otros parámetros el porcentaje de autogeneración, el consumo base para cada tipo de clientes, los perfiles de demandas y el perfil de la oferta, se determinó la potencia a utilizar para el consumo base, por último dada esta potencia del kit se determinó la superficie requerida para cada Proyecto Tipo. En la Tabla 72 se presenta el resumen de los proyectos tipos Base para la tecnología Fotovoltaica. Proyecto Tipo Base FV Tabla 72: Proyectos Tipo Base - Fotovoltaico Residencial Comercial Industrial Costo Equipo de Generación FV (US$/kW) Consumo Base mes (kwh/mes) Autogeneración Mínima (%) 40% 30% 25% Potencia Kit Base (kw) Superficie (m2) Fuente: Elaboración Propia De igual forma para el análisis anterior se desarrollaron dos casos más para cada tipo de cliente, estos casos son el Medio y Máximo, primeramente se determinó el nivel de consumo para los casos Medio y Máximo y luego para determinar la potencia a utilizar se utilizó el porcentaje de autogeneración y que a lo menos un 75% de las comunasdistribuidoras cumpliera con el requisito de autogeneración asignado. Dado lo anterior, en la Tabla 73 se presentan los datos para los casos Base, Medio y Máximo. Tabla 73: Casos Proyectos Tipos: Base, Medio y Máximo Caso Ítem FV Residencial Comercial Industrial Base Medio Máximo Consumo Base mes (kwh/mes) Potencia Kit Base (kw) Superficie (m2) Consumo Medio mes (kwh/mes) Potencia Kit Medio (kw) Superficie (m2) Consumo Máximo mes (kwh/mes) Potencia Kit Máximo (kw) Superficie (m2) Fuente: Elaboración Propia En el caso de la tecnología Biogás y Cogeneración Eficiente se procedió de manera similar, solamente para el caso de los Clientes Tipo Industrial, dado los valores de la 183

184 tecnología y la superficie requerida, dado esto en la Tabla 74 se presentan los proyectos tipos para el caso base. Tabla 74: Proyectos Tipo Base Tecnologías Biogás y Cogeneración Cliente Tipo Industrial Proyecto Tipo Base - Industrial Biogás Cogeneración Costo Equipo de Generación (US$/kW) Consumo Base mes (kwh/mes) Autogeneración Mínima (%) 50% 50% Potencia Kit Base (kw) Superficie (m2) Fuente: Elaboración Propia Por último, los proyectos tipos se evaluarán considerando como caso base respecto a la combinación comuna-distribuidora a la combinación Maipú-Chilectra, lo anterior dado que de las comunas seleccionadas esta sería una comuna tipo desfavorable, por lo que si los resultados de esta son positivos lo más probable es que las restantes comunas también lo sean. Sin embargo, lo anterior, para ciertos análisis también se emplearan las 11 comunas-distribuidoras seleccionadas y si es requerido según el análisis también se efectuará para la totalidad de las comunas-distribuidoras. 8.5 Evaluación modelo de negocio Individual La metodología utilizada para este análisis fue valorizar las inyecciones de acuerdo a lo señalado en la Ley, es decir, valorizar los excedentes de energía a precios de nudo promedio o a precios de nudo a nivel de generación transporte, dependiendo del sistema que se analiza, en ambos casos se consideran las menores perdidas, y valorizar la componente de autoconsumo a tarifa regulada de acuerdo al pliego tarifario, según corresponda, es decir, al mismo precio que los retiros por parte del Cliente. La manera de valorizar se indicó en el Capítulo 7. Cabe indicar que en este caso, se considera de manera horaria tanto el perfil de consumo de los clientes, como la disponibilidad de recurso según comuna. En la siguiente gráfica se muestra un perfil de consumo horario utilizado, y la disponibilidad de recurso para tecnología fotovoltaica, en este caso radiación solar 90 para Santiago Fuente de la información Meteonorm. 91 Este ejercicio es factible efectuarlo para las comunas en que se dispone de la información de radiación solar. 184

185 3,00 Figura 32: Perfil Horario Diario Base Mensual 92 Perfil Demanda Horaria Diario en Base Mensual (kwh/día - kwh/m2) 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 Dem_ene Dem_feb Dem_mar Dem_abr Dem_may Dem_jun Dem_jul Dem_ago Dem_oct Dem_nov Dem_dic Rad_ene Rad_feb Rad_mar Rad_abr Rad_may Rad_jun Rad_jul Rad_ago Rad_sep Rad_oct Rad_nov Rad_dic Fuente: Elaboración Propia Dada la concepción de la Ley y el Reglamento asociados a este trabajo, para el cálculo de los ingresos se consideran tanto los ahorros como las ventas de energía hacia la red. La metodología consiste en un análisis horario, midiendo ahorros y excedentes, valorizando los primeros a precio de tarifa y los segundos a precio de nudo promedio Resultados de la Evaluación Privada Modelo Individual Dado que para estos efectos no es aplicable la determinación de una tasa de descuento particular, se considera como referencia el 8%, asociado básicamente a la obtención de un crédito en condiciones blandas. El plazo considerado para la evaluación es de un periodo de 20 años. Se realizaron evaluaciones para las 11 comunas seleccionadas, obteniendo los siguientes resultados Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Residencial Tecnología Fotovoltaica. En la Tabla 75 se presentan los resultados de las 11 combinaciones comuna-distribuidora para el Cliente Tipo Residencial y para el Proyecto Tipo Base, definido en la Tabla Radiación disponible para Santiago en base a 1 m2. 185

186 Tabla 75: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Residencial - FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales 93 Maipú-Chilectra -$ ,47% 13 $ Maipú-Chilectra -$ ,47% 13 $ Coelemu-Copelec $ ,65% 7 $ Casablanca-Emelca $ ,89% 6 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,64% 10 $ Villarrica-Frontel $ ,12% 7 $ Aysen-Edelaysén $ ,77% 8 $ Yerbas Buenas-Luz Linares $ ,94% 6 $ Taltal-Elecda $ ,17% 5 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,61% 15 $ Cobquecura-Emelectric $ ,40% 8 $ Calama-Elecda -$ ,49% 38 $ Fuente: Elaboración Propia Como es posible observar, el VAN obtenido de cada proyecto, considerando una tasa privada del 8%, y un horizonte de evaluación de 20 años, es en algunos casos positivo y en otros negativos, pero el caso base Maipú-Chilectra es negativo Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Comercial - Tecnología Fotovoltaica En la Tabla 76 se presentan los resultados de las 11 combinaciones comuna-distribuidora para el Cliente Tipo Comercial y para el Proyecto Tipo Base. Tabla 76: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Comercial - FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,33% 23 $ Maipú-Chilectra -$ ,33% 23 $ Coelemu-Copelec -$ ,88% 25 $ Casablanca-Emelca -$ ,07% 17 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,52% 24 $ Villarrica-Frontel -$ ,13% 25 $ Aysen-Edelaysén -$ ,57% 21 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,29% 23 $ Taltal-Elecda -$ ,25% 10 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ # NUM! 40 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,50% 21 $ Los ingresos anuales corresponde al Ahorro del Usuario, es decir, a la suma de la valorización de la energía autoconsumida y la inyección de excedentes. 186

187 Calama-Elecda -$ ,85% 14 $ Fuente: Elaboración Propia Como es posible observar, el VAN obtenido de cada proyecto, considerando una tasa privada del 8%, y un horizonte de evaluación de 20 años, es negativo Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Industrial Tecnología Fotovoltaica En la Tabla 77 se presentan los resultados de las 11 combinaciones comuna-distribuidora para el Cliente Tipo Industrial y para el Proyecto Tipo Base. Tabla 77: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Industrial VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,33% 19 $ Maipú-Chilectra -$ ,33% 19 $ Coelemu-Copelec -$ ,54% 21 $ Casablanca-Emelca -$ ,50% 14 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,12% 19 $ Villarrica-Frontel -$ ,78% 21 $ Aysen-Edelaysén -$ ,75% 18 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,10% 19 $ Taltal-Elecda $ ,08% 9 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,65% 40 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,07% 17 $ Calama-Elecda -$ ,38% 12 $ Fuente: Elaboración Propia Como es posible observar, el VAN obtenido de cada proyecto, considerando una tasa privada del 8%, y un horizonte de evaluación de 20 años, es negativo, a excepción de Taltal-Elecda Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Industrial Tecnología Biogas y Cogeneración En la Tabla 78 se presentan los resultados de las comunas seleccionadas considerando el Proyecto Tipo para un Cliente Tipo Industrial para la tecnología de Biogás, en el caso de la tecnología de Cogeneración, no se efectúo la evaluación, producto que los costos al igual que el factor de Planta y la Eficiencias son similares y se estima que los resultados serán similares. 187

188 Tabla 78: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Tipo Cliente Industrial Biogás VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ # NUM! 40 $ Maipú-Chilectra -$ # NUM! 40 $ Coelemu-Copelec -$ ,95% 40 $ Casablanca-Emelca -$ ,11% 20 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ # NUM! 40 $ Villarrica-Frontel -$ ,67% 36 $ Aysen-Edelaysén -$ ,59% 16 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,46% 35 $ Taltal-Elecda -$ ,17% 17 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,00% 40 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,49% 30 $ Calama-Elecda -$ ,20% 40 $ Fuente: Elaboración Propia Resultados de la Evaluación Social Modelo Individual A continuación se presentan los resultados de la evaluación social, cabe destacar que a diferencia de la evaluación privada, acá se considera un factor de 0,8 94 aplicado a los costos de operación, así como también los costos de instalación Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Residencial Tecnología Fotovoltaica En la Tabla 79 se presentan los resultados de las 11 combinaciones comuna-distribuidora para el Cliente Tipo Residencial y para el Proyecto Tipo Base. Tabla 79: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Residencial - FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,88% 13 $ Maipú-Chilectra -$ ,88% 13 $ Coelemu-Copelec $ ,62% 10 $ Casablanca-Emelca $ ,45% 8 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,94% 12 $ Villarrica-Frontel $ ,03% 10 $ Aysen-Edelaysén -$ ,41% 12 $ Yerbas Buenas-Luz Linares $ ,32% 9 $ Taltal-Elecda $ ,85% 8 $ De acuerdo a la metodología señalada en el documento Precios Sociales Vigentes, Diciembre

189 Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,86% 21 $ Cobquecura-Emelectric $ ,18% 11 $ Calama-Elecda $ ,61% 9 $ Fuente: Elaboración Propia Al observar los resultados obtenidos en la evaluación social, es posible observar en general una mejora en los indicadores. Esto es debido básicamente a la menor tasa utilizada (6%), y a los factores para reducir los costos asociados a montaje, operación y mantenimiento, además del nivel de beneficios considerados Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Comercial Tecnología Fotovoltaica En la Tabla 80 se presentan los resultados de las 11 combinaciones comuna-distribuidora para el Cliente Tipo Comercial y para el Proyecto Tipo Base. Tabla 80: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Comercial - FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,72% 18 $ Maipú-Chilectra -$ ,72% 18 $ Coelemu-Copelec -$ ,50% 21 $ Casablanca-Emelca -$ ,96% 15 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,48% 18 $ Villarrica-Frontel -$ ,95% 22 $ Aysen-Edelaysén -$ ,01% 19 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,20% 20 $ Taltal-Elecda -$ ,80% 11 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,80% 40 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,80% 18 $ Calama-Elecda -$ ,73% 12 $ Fuente: Elaboración Propia Al observar los resultados obtenidos en la evaluación social, es posible observar que existen en general mejorías en los indicadores, pero en todos los casos seleccionados el VAN es negativo Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Industrial Tecnología Fotovoltaica En la Tabla 81 se presentan los resultados de las 11 combinaciones comuna-distribuidora para el Cliente Tipo Industrial y para el Proyecto Tipo Base. 189

190 Tabla 81: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Industrial - FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,84% 14 $ Maipú-Chilectra -$ ,84% 14 $ Coelemu-Copelec -$ ,16% 17 $ Casablanca-Emelca -$ ,34% 13 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,62% 14 $ Villarrica-Frontel -$ ,61% 18 $ Aysen-Edelaysén -$ ,51% 16 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,38% 16 $ Taltal-Elecda $ ,96% 10 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,10% 33 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,59% 14 $ Calama-Elecda $ ,83% 10 $ Fuente: Elaboración Propia Al observar los resultados obtenidos en la evaluación social, es posible observar que existen en general mejorías en los indicadores, pero en casi todos los casos seleccionados el VAN es negativo, a excepción de las combinaciones Taltal-Elecda y Calama-Elecda Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Industrial Tecnología Biogas y Cogeneración En la Tabla 82 se presentan los resultados de las comunas seleccionadas considerando el Proyecto Tipo para un Cliente Tipo Industrial para la tecnología de Biogás. En el caso de la tecnología de Cogeneración, no se efectúo la evaluación, producto que los costos al igual que el factor de Planta y la Eficiencias son similares y se estima que los resultados serán similares. Tabla 82: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Industrial Biogás VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,99% 29 $ Maipú-Chilectra -$ ,99% 29 $ Coelemu-Copelec -$ ,86% 28 $ Casablanca-Emelca -$ ,21% 17 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,99% 29 $ Villarrica-Frontel -$ ,30% 26 $ Aysen-Edelaysén -$ ,96% 14 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,37% 26 $ Taltal-Elecda -$ ,12% 19 $

191 Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,36% 19 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,97% 22 $ Calama-Elecda -$ ,18% 26 $ Fuente: Elaboración Propia 8.6 Evaluación Modelo de Negocio Grupal Residencial y Modelo de Negocio Grupal Industrial/Comercial La metodología utilizada para este análisis es similar a la anterior, con la diferencia que en este caso es un conjunto de viviendas, comercios o industrias las que se agrupan para desarrollar un proyecto de autogeneración. Es importante indicar que el ejercicio, tal como ya se indicó, valoriza la generación que es considerada como ahorro, por tanto es aplicable a todo tipo de usuarios, siendo estos residenciales, comerciales o industriales. El beneficio cuantitativo de este tipo de modelo respecto del anterior tiene relación principalmente con las economías de escala tanto en los costos de inversión, como en los costos operativos y de inversión. Se considera para este ejercicio, un grupo de 10 viviendas instalando un total de 5 sistemas, con un límite de 100 kw instalados para los residenciales. En el caso del segmento comercial al igual que el Industrial se consideran 5 negocios y 3 sistemas Resultados de la Evaluación Privada Modelo Grupal Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Residencial Tecnología Fotovoltaica. Se realizaron evaluaciones para las 11 combinaciones seleccionadas, obteniendo los siguientes resultados Tabla 83: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Residencial FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,52% 11 $ Maipú-Chilectra -$ ,52% 11 $ Coelemu-Copelec $ ,22% 5 $ Casablanca-Emelca $ ,35% 5 $ Lo Barnechea-Chilectra $ ,19% 9 $ Villarrica-Frontel $ ,17% 6 $ Aysen-Edelaysén $ ,95% 7 $ Yerbas Buenas-Luz Linares $ ,68% 5 $

192 Taltal-Elecda $ ,98% 4 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,75% 13 $ Cobquecura-Emelectric $ ,16% 7 $ Calama-Elecda -$ # DIV/0! 40 $ Fuente: Elaboración Propia Al igual que en el caso individual, es posible observar que en varios los resultados son positivos. Independientemente de ello, al hacer la comparación respecto de los montos de inversión asociados, y los resultados obtenidos, es posible indicar que este modelo de negocio, presentando indicadores negativos, es mejor que el caso individual pues acá se considera un total de 5 proyectos de autogeneración beneficiando un total de 10 viviendas, siendo en este sentido el VAN individual correspondiente a 1/10 de lo indicado en la Tabla 83, lo que comparado con el caso individual mejora en parte la evaluación Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Comercial Tecnología Fotovoltaica. Se realizaron evaluaciones para las 11 combinaciones seleccionadas, obteniendo los siguientes resultados Tabla 84: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Comercial FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,33% 23 $ Maipú-Chilectra -$ ,33% 23 $ Coelemu-Copelec -$ ,88% 25 $ Casablanca-Emelca -$ ,07% 17 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,53% 24 $ Villarrica-Frontel -$ ,14% 26 $ Aysen-Edelaysén -$ ,51% 21 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,30% 23 $ Taltal-Elecda -$ ,26% 10 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ # NUM! 40 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,50% 21 $ Calama-Elecda -$ ,86% 14 $ Fuente: Elaboración Propia 192

193 Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Industrial Tecnología Fotovoltaica. Se realizaron evaluaciones para las 11 combinaciones seleccionadas, obteniendo los siguientes resultados Tabla 85: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Industrial FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,32% 19 $ Maipú-Chilectra -$ ,32% 19 $ Coelemu-Copelec -$ ,54% 21 $ Casablanca-Emelca -$ ,50% 14 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,12% 19 $ Villarrica-Frontel -$ ,78% 21 $ Aysen-Edelaysén -$ ,88% 18 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,10% 19 $ Taltal-Elecda $ ,07% 9 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,61% 40 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,06% 17 $ Calama-Elecda -$ ,38% 12 $ Fuente: Elaboración Propia Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Industrial Tecnología Biogás y Cogeneración En la Tabla 86 se presentan los resultados de las comunas seleccionadas considerando el Proyecto Tipo para un Cliente Tipo Industrial para la tecnología de Biogás. En el caso de la tecnología de Cogeneración, no se efectúo la evaluación, producto que los costos al igual que el factor de Planta y la Eficiencias son similares y se estima que los resultados serán similares. Tabla 86: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Tipo Cliente Industrial Biogás VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ # NUM! 40 $ Maipú-Chilectra -$ # NUM! 40 $ Coelemu-Copelec -$ ,94% 40 $ Casablanca-Emelca -$ ,11% 20 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ # NUM! 40 $ Villarrica-Frontel -$ ,67% 36 $ Aysen-Edelaysén -$ ,86% 16 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,45% 35 $

194 Taltal-Elecda -$ ,17% 17 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,87% 40 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,49% 30 $ Calama-Elecda -$ ,20% 40 $ VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,84% 14 $ Maipú-Chilectra -$ ,84% 14 $ Coelemu-Copelec -$ ,16% 17 $ Casablanca-Emelca -$ ,34% 13 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,62% 14 $ Villarrica-Frontel -$ ,61% 18 $ Aysen-Edelaysén -$ ,51% 16 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,38% 16 $ Taltal-Elecda $ ,96% 10 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,10% 33 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,59% 14 $ Calama-Elecda $ ,83% 10 $ Fuente: Elaboración Propia Resultados de la Evaluación Social Grupal Modelo Grupal Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Residencial Tecnología Fotovoltaica. A continuación se presentan los resultados de la evaluación social del modelo de negocio Grupal Residencial. Cabe destacar que la metodología utilizada para la evaluación social es igual a la del caso individual y con los supuestos señalados en el punto anterior. Con lo anterior, los resultados obtenidos son los que se presentan a continuación. Tabla 87: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelos Grupales Residencial FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,61% 12 $ Maipú-Chilectra -$ ,61% 12 $ Coelemu-Copelec $ ,69% 8 $ Casablanca-Emelca $ ,62% 7 $ Lo Barnechea-Chilectra $ ,01% 11 $ Villarrica-Frontel $ ,89% 9 $ Aysen-Edelaysén $ ,54% 10 $ Yerbas Buenas-Luz Linares $ ,62% 8 $

195 Taltal-Elecda $ ,79% 6 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,74% 21 $ Cobquecura-Emelectric $ ,76% 9 $ Calama-Elecda $ ,20% 8 $ Fuente: Elaboración Propia Como se puede observar, en este caso los resultados del VAN en la mayoría de los casos evaluados resulta ser positiva, e inclusive por sobre lo obtenido en las evaluaciones individuales Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Comercial Tecnología Fotovoltaica. A continuación se presentan los resultados de la evaluación social del modelo de negocio Grupal Comercial. Cabe destacar que la metodología utilizada para la evaluación social es igual a la del caso individual y con los supuestos señalados en el punto anterior. Con lo anterior, los resultados obtenidos son los que se presentan a continuación. Tabla 88: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelos Grupales Comercial FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,50% 18 $ Maipú-Chilectra -$ ,50% 18 $ Coelemu-Copelec -$ ,44% 21 $ Casablanca-Emelca -$ ,20% 15 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,28% 19 $ Villarrica-Frontel -$ ,84% 22 $ Aysen-Edelaysén -$ ,08% 19 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,02% 20 $ Taltal-Elecda $ ,75% 10 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,97% 40 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,88% 18 $ Calama-Elecda -$ ,64% 12 $ Fuente: Elaboración Propia Como se puede observar, en este caso los resultados del VAN en la mayoría de los casos evaluados resulta ser negativa. 195

196 Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Industrial Tecnología Fotovoltaica. A continuación se presentan los resultados de la evaluación social del modelo de negocio Grupal Industrial. Cabe destacar que la metodología utilizada para la evaluación social es igual a la del caso individual y con los supuestos señalados en el punto anterior. Con lo anterior, los resultados obtenidos son los que se presentan a continuación. Tabla 89: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelos Grupales Industrial FV VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,63% 14 $ Maipú-Chilectra -$ ,63% 14 $ Coelemu-Copelec -$ ,14% 17 $ Casablanca-Emelca -$ ,50% 13 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,39% 15 $ Villarrica-Frontel -$ ,68% 18 $ Aysen-Edelaysén -$ ,57% 16 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,50% 16 $ Taltal-Elecda $ ,83% 9 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,65% 36 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,60% 14 $ Calama-Elecda $ ,68% 10 $ Fuente: Elaboración Propia Como se puede observar, en este caso los resultados del VAN en la mayoría de los casos evaluados resulta ser negativa Resultados de la Evaluación Social Grupal Cliente Tipo Industrial Tecnología Biogas y Cogeneración En la Tabla 90 se presentan los resultados de las comunas seleccionadas considerando el Proyecto Tipo para un Cliente Tipo Industrial para la tecnología de Biogás. En el caso de la tecnología de Cogeneración, no se efectúo la evaluación, producto que los costos al igual que el factor de Planta y la Eficiencias son similares y se estima que los resultados serán similares. Tabla 90: Resultados Evaluación Social Modelo Grupal Tipo Cliente Industrial Biogás VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,48% 30 $ Maipú-Chilectra -$ ,48% 30 $

197 Coelemu-Copelec -$ ,91% 28 $ Casablanca-Emelca -$ ,55% 16 $ Lo Barnechea-Chilectra -$ ,48% 30 $ Villarrica-Frontel -$ ,16% 26 $ Aysen-Edelaysén -$ ,07% 14 $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ ,15% 26 $ Taltal-Elecda -$ ,33% 17 $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ ,18% 23 $ Cobquecura-Emelectric -$ ,95% 22 $ Calama-Elecda -$ ,42% 26 $ Fuente: Elaboración Propia 8.7 Evaluación Modelo de Negocio Promotor Este modelo de negocios es similar a un modelo grupal pero con esquema focalizado en un tercero como promotor de los sistemas de autogeneración. Motivo de ello, para efectos de este análisis, se considerará que este negocia con los usuarios traspasándole una parte de los beneficios del ahorro y con equipos pactados en cuotas. El ingreso anual para el Promotor se encuentra dado por el pago del equipo en cuotas, más el costo de la mantención que equivale a un porcentaje de la inversión. Con relación a la evaluación privada enfocada en el Promotor, esta será positiva dado que para el Promotor es un negocio el realizar esta actividad, por lo que no se efectúa la evaluación económica privada. En el caso del usuario esta como se señaló es similar a las evaluaciones efectuadas tanto para el Modelo Individual como para el Modelo Grupal, solamente incrementándose en algún porcentaje los costos u obteniendo menores Ahorros del Usuario. Con relación a la evaluación Social esta al igual que la privada también sería similar a las ya efectuadas. Dado lo anterior la ventaja del Promotor en este aspecto es que es un ente facilitador, pero generara mayores costos al sistema, luego, en caso que sea un Promotor el que realice el Negocio este deberá velar que los costos finales sean similares a los Modelos anteriores. Visto desde otra arista, La Ley y el instrumento objetivo de este trabajo son motivadores de una mayor demanda por este tipo de sistemas y por consecuencia de los productos de este tipo de agentes obteniendo con ello directamente un mayor nivel de beneficios asociados. 197

198 Bajo este esquema es recomendable utilizar este modelo de negocios en conjunto con los anteriores, pues el incentivo de buscar demanda por el instrumento queda específicamente en estos agentes, logrando con ello que los objetivos de la política, privados y sociales se vean alineados. En efecto, la política busca incentivar el uso de estos sistemas, los privados maximizan su propio beneficio y las familias verían incrementado su beneficio social. 198

199 9 ESCENARIOS ALTERNATIVOS A LAS EVALUACIONES ECONÓMICAS En esta sección se presentan y se proponen escenarios alternativos a las evaluaciones económicas, en cuanto a las proyecciones de variaciones de precios de la tecnología, economías de escala, precios de la energía y factores de plantas, en conclusión corresponde a las sensibilizaciones a las evaluaciones realizadas en el Capítulo 8. Estos escenarios alternativos corresponden a las sensibilizaciones, y deben representar en cierto modo la línea en la cual deberían ir los incentivos. Motivo de ello las variables que se sensibilizan son costo de inversión, pudiendo representar subsidios o disminuciones en los costos de inversión, este es un tema inherente al equipamiento, Precio de Nudo, pudiendo representar un Feed in Tariff; y La generación, pudiendo representar mayores eficiencias en los equipos e instalaciones desarrolladas para la autogeneración. Cabe destacar que para efectos de mayor comprensión de las tablas, estas presentan los VAN de los proyectos tanto Privados y Social para las 11 comunas-distribuidoras seleccionadas y en caso que el VAN sea negativo este se representa en color rojo y en caso de ser positivo se destaca en color verde, con lo cual de manera visual se puede tener una mejor apreciación del contexto. 9.1 Escenarios alternativos Modelo de Negocio Individual Para este caso se consideran las siguientes variables a sensibilizar: Costo de Inversión Precio de Nudo Factor de Planta A modo de resumen y de acuerdo a las evaluaciones económicas y a las sensibilizaciones efectuadas se determina descartar las alternativas de las tecnologías asociadas al Biogás/Biomasa y Cogeneración Eficiente, dado lo escenarios vistos. Sin embargo, lo anterior, en el mecanismo de incentivo se incluirás la posibilidad que se puedan incorporar nuevas tecnologías en función a los cambios que se produzcan en el futuro, tanto de costos como en otros ámbitos. 199

200 9.1.1 Evaluación Privada Tabla 91: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual Residencial - FV Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec $ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca $ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ 747 Villarrica-Frontel $ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén $ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares $ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric $ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia De los casos sensibilizados se observa una clara mejora respecto del caso base, siendo la que más impacta es la reducción en los costos de inversión. En efecto, si bien las variables precio y aumento en la generación, permiten mejorar los indicadores respecto de la situación base, el impacto mayor es el de reducción de la inversión. A continuación se presentan las tablas asociadas al modelo individual Comercial e Industrial. Tabla 92: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual Comercial - FV Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec -$ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca -$ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel -$ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric -$ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia Tabla 93: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual Industrial - FV Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec -$ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca -$ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel -$ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric -$ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia 200

201 Tabla 94: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual Industrial - Biogás Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec -$ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca -$ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel -$ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric -$ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia Escenarios Evaluación Social Modelo Individual Tabla 95: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual Residencial - FV Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec $ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca $ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel $ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares $ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric $ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia Al igual que en el caso privado, la variable que más impacta en los resultados es la inversión. Todo lo anterior indicaría que para que este modelo funcione, es necesario analizar la aplicación de subsidios a la Inversión de los equipos de autogeneración. A continuación se presentan las tablas asociadas al modelo individual Comercial e Industrial. Tabla 96: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual Comercial - FV Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec -$ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca -$ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel -$ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric -$ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia 201

202 Tabla 97: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual Industrial - FV Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec -$ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca -$ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel -$ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric -$ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia Tabla 98: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual Industrial - Biogás Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec -$ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca -$ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel -$ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric -$ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia 9.2 Escenarios alternativos Modelo de Negocios Grupal Residencial y Grupal Industrial/Comercial Para este caso se consideran las siguientes variables a sensibilizar: Costo de Inversión Precio de Nudo Factor de Planta Escenarios Evaluación Privada Grupal Residencial Tabla 99: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Residencial - FV Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec $ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca $ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra $ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel $ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén $ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares $ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric $ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia Al igual que en los casos individuales, es posible observar que la variable que más impacta a los resultados de las evaluaciones es la reducción en los costos de inversión. A continuación se presentan las tablas asociadas al modelo Grupal Comercial e Industrial. 202

203 Tabla 100: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Comercial - FV Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec -$ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca -$ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel -$ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric -$ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia Tabla 101: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Industrial - FV Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec -$ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca -$ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel -$ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric -$ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia Tabla 102: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Industrial - Biogás Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec -$ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca -$ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel -$ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric -$ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia Evaluación Social Grupal Residencial Tabla 103: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Residencial - FV Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec $ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca $ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra $ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel $ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén $ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares $ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric $ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia 203

204 En esta situación sigue siendo la reducción de la inversión la que más impacta, aunque también el aumento en el precio de venta de energía afecta dejando el VAN positivo en algunos casos. De hecho, la reducción en la inversión es la única variable que permite a todos los resultados ser positivos. A continuación se presentan las tablas asociadas al modelo Grupal Comercial e Industrial. Tabla 104: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Comercial - FV Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec -$ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca -$ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel -$ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric -$ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia Tabla 105: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Industrial - FV Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec -$ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca -$ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel -$ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric -$ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda $ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia Tabla 106: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Industrial - Biogás Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20% Maipú-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Coelemu-Copelec -$ $ $ $ $ $ $ Casablanca-Emelca -$ $ $ $ $ $ $ Lo Barnechea-Chilectra -$ $ $ $ $ $ $ Villarrica-Frontel -$ $ $ $ $ $ $ Aysen-Edelaysén -$ $ $ $ $ $ $ Yerbas Buenas-Luz Linares -$ $ $ $ $ $ $ Taltal-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Cabo de Hornos-Edelmag -$ $ $ $ $ $ $ Cobquecura-Emelectric -$ $ $ $ $ $ $ Calama-Elecda -$ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia 204

205 10 DETERMINACIÓN DEL INSTRUMENTO DE INCENTIVO En esta sección se determinará desde una perspectiva de la evaluación económica privada los instrumentos que se preseleccionarán para utilizarlos en el mecanismo de incentivo, lo anterior dado que en la sección se determinarán los instrumentos a utilizar en el mecanismo propuesto, desde una perspectiva cualitativa y desde esta perspectiva económica, según sea el caso. Recapitulando lo revisado en el informe, respecto a las evaluaciones económicas, se han efectuado las siguientes etapas: a) En función a la experiencia internacional y a la experiencia del equipo consultor se definieron los instrumentos a considerar. Los instrumentos elegidos en dicha etapa fueron: Depreciación acelerada, Exención de Impuestos, Feed in Tariff, Crédito Blando y Subsidio. (Ver Capitulo 3.3, Tabla 16) b) Se definieron las tecnologías posibles a utilizar en el Mecanismo a proponer. Las tecnologías seleccionadas fueron: Fotovoltaica, Biogás y Cogeneración Eficiente. (Ver Capitulo 4.7) c) Se definieron los tipos de clientes a considerar, estos fueron Clientes Tipo Residencial, Comercial e Industrial. En el caso de los clientes tipo residenciales se consideran clientes residenciales y comerciales pequeños, estos últimos siempre y cuando no cuenten con una estructura tributaria que les permita acceder a instrumentos de tipo tributarios. (Ver Capitulo 4.7) d) Para cada tipo de clientes se definieron las tarifas reguladas a considerar. La definición fue la siguiente: i) para el caso de los Clientes Tipo Residencial se considera la tarifa BT1, para Clientes Comerciales e Industriales las tarifas distintas a BT1. (Ver Capitulo 4.7) e) Se definieron las tarifas a utilizar para cada tipo de Cliente, es decir, para el Cliente Tipo Residencial se utilizará la tarifa BT1, para el Cliente Tipo Comercial y Tipo Industrial, las tarifas BT2 y AT2, según sea el caso. (Ver capítulo ) f) A objeto de poder tener una visión global de las comunas se seleccionaron 11 combinaciones de comunas-distribuidoras. Estas comunas-distribuidoras 205

206 corresponden a casos favorables, intermedios y desfavorables, para cada tipo de clientes y usando como criterio el Ahorro del Usuario y la Radiación de la comuna. (Ver capítulo , Tabla 56) g) Una vez obtenidas las 11 combinaciones de comunas-distribuidora seleccionadas, se definió como caso base la comuna-distribuidora Maipú-Chilectra, por ser un caso desfavorable, respecto al Ahorro del Usuario. Este caso se tomo como base puesto que se estimó que si esta comuna-distribuidora cumple ciertos parámetros se puede subentender que las otras comunas-distribuidoras también podrán cumplir dichos parámetros. h) Posteriormente se definieron los Proyectos Tipos para cada tipo de cliente, como así los casos Base, Medio y Máximo. (Ver sección 8.4, Tabla 72, Tabla 73 y Tabla 74). i) Por último se efectuaron las evaluaciones económicas tanto privadas como sociales para los proyectos tipos y sus casos bases. (Ver secciones 8.5 y 8.6) Como se señaló y dadas las etapas anteriores a continuación se preseleccionan, desde la perspectiva económica, los instrumentos más adecuados que podrían ser incorporados en un mecanismo de incentivo. En la Tabla 107 se presentan los instrumentos evaluados económicamente (aplica) según el Tipo de Cliente. Tipo Cliente Tabla 107: Instrumentos Evaluados Económicamente según Tipo de Cliente Crédito Feed In Depreciación Exención Subsidio Blando Tariff Acelerada Tributaria Residencial Aplica Aplica Aplica No Aplica No Aplica Comercial Aplica Aplica Aplica Aplica Aplica Industrial Aplica Aplica Aplica Aplica Aplica Fuente: Elaboración Propia 206

207 10.1 Resultados evaluaciones económicas privadas con Instrumentos A continuación se presentan los resultados de las evaluaciones económicas privadas para cada Tipo de Cliente de acuerdo a los instrumentos indicados en la Tabla Evaluación Económica Privada con Instrumentos para Clientes Tipo Residencial Para este Cliente Tipo Residencial, al igual que para los otros Tipos de Clientes, se evaluaron los casos Base, Medio y Máximo. Los resultados del caso Base del Proyecto Tipo, sin aplicar instrumento se muestran en la Tabla 108. Tabla 108: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base -Sin Instrumento VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,47% 13 $ Maipú-Chilectra -$ ,47% 13 $ Coelemu-Copelec $ ,65% 7 $ Casablanca- Emelca $ ,89% 6 $ Lo Barnechea- Chilectra -$ ,64% 10 $ Villarrica-Frontel No Cumple No Cumple No Cumple Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Aysen-Edelaysén No Cumple Autoconsumo No Cumple Autoconsumo No Cumple Autoconsumo $ Yerbas Buenas- Luz Linares $ ,94% 6 $ Taltal-Elecda $ ,17% 5 $ Cabo de Hornos- No Cumple No Cumple No Cumple Edelmag Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Cobquecura- Emelectric $ ,40% 8 $ Calama-Elecda -$ ,49% 38 $ Fuente: Elaboración Propia A continuación se presentan los resultados de los instrumentos analizados para este tipo de Clientes. 207

208 Subsidio Cliente Tipo Residencial En la Tabla 109 se presentan los resultados de aplicar distintos niveles de subsidio a la inversión, como se aprecia a partir del 25% de subsidio es posible obtener un VAN privado positivo, con un Payback de 9 años. Recordemos que este resultado es para el caso base del Proyecto Tipo Residencial, es decir, Tecnología Fotovoltaica, Inversión de US$/kW (Sin IVA), Potencia Base 1 kw, Superficie 6,5 m 2, Autogeneración Mínima de un 40%, consumo promedio mensual de 200 kwh/mes y la comuna-distribuidora Maipú-Chilectra. Tabla 109: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base - Subsidio VAN (8%) ($) TIR PayBack (Años) Subsidio ($) % Subsidio 0% -$ ,47% 13 $ 0 5% -$ ,07% 12 $ % -$ ,72% 11 $ % -$ ,42% 11 $ % -$ ,20% 10 $ % $ ,05% 9 $ % $ ,00% 9 $ % $ ,06% 8 $ % $ ,27% 7 $ % $ ,66% 7 $ % $ ,27% 6 $ % $ ,19% 5 $ % $ ,53% 5 $ % $ ,46% 4 $ % $ ,28% 3 $ % $ ,52% 3 $ % $ ,28% 2 $ % $ ,11% 1 $ % $ ,68% 1 $ % $ ,36% 0 $ % $ # DIV/0! 0 $ Fuente: Elaboración Propia En la Tabla 110 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un subsidio a la inversión del 25%. Tabla 110: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base - Subsidio - Actores Actor Financia ($) Financia (%) Recibe ($) 208

209 Estado $ % Usuario $ % TOTAL $ Proveedor $ Fuente: Elaboración Propia En la Tabla 111 se presentan los resultados para las comunas seleccionadas, en el caso base del proyecto tipo con un subsidio a la inversión de un 25%. Tabla 111: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Subsidio 25% Comunas Seleccionadas VAN TIR PayBack Ingresos Anuales $ ,05% Maipú-Chilectra $ ,05% 9 $ Coelemu-Copelec $ ,90% 5 $ Casablanca- Emelca $ ,68% 4 $ Lo Barnechea- Chilectra $ ,61% 8 $ Villarrica-Frontel No Cumple No Cumple No Cumple Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Aysen-Edelaysén No Cumple Autoconsumo No Cumple Autoconsumo No Cumple Autoconsumo $ Yerbas Buenas- Luz Linares $ ,49% 4 $ Taltal-Elecda $ ,28% 4 $ Cabo de Hornos- No Cumple No Cumple No Cumple Edelmag Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Cobquecura- Emelectric $ ,91% 6 $ Calama-Elecda -$ ,18% 28 $ Fuente: Elaboración Propia Crédito Blando Cliente Tipo Residencial En la Tabla 112 se presentan los resultados de aplicar distintos niveles de créditos y plazos del crédito con una tasa del 2% de interés, como se aprecia a partir del 70% a 20 años o el 80% a 15 años se obtiene VAN privado positivo. 209

210 Tabla 112: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Crédito Blando Plazo Crédito (Años) % -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ % -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Fuente: Elaboración Propia En la Tabla 113 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un crédito blando del 2%, para un préstamo de un 80% a 15 años. En este caso para obtener lo que recibe el banco hoy por concepto de intereses se consideró una tasa de retorno del banco de un 10%, es decir, el VAN al 10%. Tabla 113: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Crédito Blando Actores Actor Financia ($) Financia (%) Recibe ($) Estado $ - 0% Usuario $ % Banco $ % TOTAL $ Proveedor $ Banco (intereses) $ Fuente: Elaboración Propia En la Tabla 114 se presentan los resultados para las comunas seleccionadas, en el caso base del proyecto tipo con un Crédito Blando al 2% de interés, con un préstamo del 80% y por un periodo de 15 años. Tabla 114: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Crédito Blando del 2% por un monto del préstamo del 80% y 15 años Comunas Seleccionadas VAN TIR PayBack Ingresos Anuales $ ,91% Maipú-Chilectra $ ,91% 13 $ Coelemu-Copelec $ ,70% 2 $

211 Casablanca- Emelca $ ,31% 2 $ Lo Barnechea- Chilectra $ ,77% 6 $ Villarrica-Frontel No Cumple No Cumple No Cumple Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Aysen-Edelaysén No Cumple No Cumple No Cumple Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Yerbas Buenas- Luz Linares $ ,16% 2 $ Taltal-Elecda $ ,98% 1 $ Cabo de Hornos- No Cumple No Cumple No Cumple Edelmag Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Cobquecura- Emelectric $ ,63% 3 $ Calama-Elecda -$ # DIV/0! 40 $ Fuente: Elaboración Propia Feed In Tariff Cliente Tipo Residencial En la Tabla 115 se presentan los resultados de aplicar distintos niveles de precio para un Feed In Tariff, como se aprecia a partir de $ 50 por kwh es posible obtener un VAN privado positivo, con un Payback de 9 años. Tabla 115: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Feed In Tarif VAN (8%) PayBack TIR Monto Total FIT ($) ($) (Años) Monto FIT ($/kwh) ,31% 9 $ $ ,88% 12 $ $ ,28% 12 $ $ ,68% 11 $ $ ,07% 11 $ $ ,46% 11 $ $ ,84% 10 $ $ ,21% 10 $ $ ,58% 10 $ $ ,95% 9 $ $ ,31% 9 $ $ ,67% 9 $ $ ,02% 9 $ $ ,37% 8 $ $ ,72% 8 $ $ ,06% 8 $ $ ,41% 8 $

212 85 $ ,74% 8 $ $ ,08% 7 $ $ ,41% 7 $ $ ,74% 7 $ $ ,07% 7 $ Fuente: Elaboración Propia En la Tabla 116 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un Feed In Tariff de $ 50 por kwh. En este caso para obtener lo que aporta el Estado hoy por concepto de FIT se consideró una tasa de retorno para el Estado igual a la utilizada en la evaluación privada, es decir, un VAN al 8%. Tabla 116: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Feed In Tariff Actores Actor Financia ($) Financia (%) Recibe ($) Estado $ % Usuario $ % TOTAL $ Proveedor $ Usuario $ Fuente: Elaboración Propia En la Tabla 117 se presentan los resultados para las comunas seleccionadas, en el caso base del proyecto tipo con un Feed In Tariff de $ 50 por kwh. Tabla 117: Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Caso Base Feed In Tariff de $ 50 por kwh Comunas Seleccionadas VAN TIR PayBack Ingresos Anuales $ ,31% Maipú-Chilectra $ ,31% 9 $ Coelemu-Copelec $ ,58% 6 $ Casablanca- Emelca $ ,75% 5 $ Lo Barnechea- Chilectra $ ,24% 8 $ Villarrica-Frontel No Cumple No Cumple No Cumple Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Aysen-Edelaysén Yerbas Buenas- Luz Linares No Cumple Autoconsumo No Cumple Autoconsumo No Cumple Autoconsumo $ $ ,78% 5 $

213 Taltal-Elecda $ ,54% 4 $ Cabo de Hornos- No Cumple No Cumple No Cumple Edelmag Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Cobquecura- Emelectric $ ,55% 7 $ Calama-Elecda -$ ,41% 17 $ Fuente: Elaboración Propia Resumen Cliente Tipo Residencial Casos Base, Medio y Máximo En la Tabla 118 se presentan un resumen de los resultados para los casos Base, Medio y Máximo del Cliente Tipo Residencial, para los Instrumentos analizados. Tabla 118: Resumen Evaluación Privada Proyecto Tipo Residencial Instrumentos Residencial Base Medio Máximo Se Preselecciona kwh/mes Subsidio (Igual o Mayor a un ) Crédito Blando tasa 2% (Igual o Mayor a un ) Feed In Tariff (Igual o Mayor a un ) 25% 30% 25% SI Préstamo de un 70% a 20 años o un 80% a 15 años. Préstamo de un 70% a 20 años o un 80% a 15 años. Préstamo de un 70% a 20 años o un 80% a 15 años. NO. Dada las características del crédito, como son el % del monto del préstamo, el plazo y la tasa de interés. $ 50 $ 55 $ 50 SI Fuente: Elaboración Propia Como se aprecia en la Tabla 118 se preseleccionaron desde una perspectiva económica y racional dado el tipo de cliente para el Cliente Tipo Residencial los instrumentos Subsidio y Feed In Tariff Evaluación Económica Privada con Instrumentos para Clientes Tipo Comercial Para este Cliente Tipo Comercial, se evaluaron los casos Base, Medio y Máximo. Los resultados del caso Base del Proyecto Tipo, sin aplicar instrumento se muestran en la Tabla

214 Tabla 119: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base - Sin Instrumento VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,33% 23 $ Maipú-Chilectra -$ ,33% 23 $ Coelemu-Copelec -$ ,88% 25 $ Casablanca- Emelca -$ ,07% 17 $ Lo Barnechea- Chilectra -$ ,52% 24 $ Villarrica-Frontel -$ ,13% 25 $ Aysen-Edelaysén -$ ,57% 21 $ Yerbas Buenas- Luz Linares -$ ,29% 23 $ Taltal-Elecda -$ ,25% 10 $ Cabo de Hornos- No Cumple No Cumple No Cumple Edelmag Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Cobquecura- Emelectric -$ ,50% 21 $ Calama-Elecda -$ ,85% 14 $ Fuente: Elaboración Propia A continuación se presentan los resultados de los instrumentos analizados para este tipo de Clientes, considerando los resultados de las Comunas seleccionadas y el resumen de los resultados Subsidio Cliente Tipo Comercial Los resultados de aplicar distintos niveles de subsidio a la inversión indican que a partir del 60% de subsidio es posible obtener un VAN privado positivo, con un Payback de 8 años. En la Tabla 120 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un subsidio a la inversión del 60%. Tabla 120: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base - Subsidio Actores Actor Financia ($) Financia (%) Recibe ($) Estado $ % Usuario $ % TOTAL $ Proveedor $

215 Fuente: Elaboración Propia En la Tabla 121 se presentan los resultados para las comunas seleccionadas, en el caso base del proyecto tipo con un subsidio a la inversión de un 60%. Tabla 121: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Subsidio 60% Comunas Seleccionadas VAN TIR PayBack Ingresos Anuales $ ,32% Maipú-Chilectra $ ,32% 8 $ Coelemu-Copelec $ ,46% 9 $ Casablanca- Emelca $ ,18% 6 $ Lo Barnechea- Chilectra $ ,02% 8 $ Villarrica-Frontel $ ,07% 9 $ Aysen-Edelaysén $ ,51% 8 $ Yerbas Buenas- Luz Linares $ ,37% 8 $ Taltal-Elecda $ ,23% 4 $ Cabo de Hornos- No Cumple No Cumple No Cumple Edelmag Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Cobquecura- Emelectric $ ,62% 7 $ Calama-Elecda $ ,20% 5 $ Fuente: Elaboración Propia Crédito Blando Cliente Tipo Comercial De acuerdo a los resultados obtenidos y considerando una tasa de un 2% de interés, un préstamo del 100% y un plazo del préstamo de 20 años, la mayoría de los casos dio negativo, por lo cual se descarta este instrumento, para este Tipo de Cliente. Esta situación también sucede con los casos Medio y Máximo Feed In Tariff Cliente Tipo Comercial De los resultados de aplicar distintos niveles de precio para un Feed In Tariff, se determina que para el caso base a partir de $ 85 por kwh es posible obtener un VAN privado positivo, con un Payback de 9 años. 215

216 En la Tabla 122 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un Feed In Tariff de $ 85 por kwh. En este caso para obtener lo que aporta el Estado hoy por concepto de FIT se consideró una tasa de retorno para el Estado igual a la utilizada en la evaluación privada, es decir, un VAN al 8%. Tabla 122: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Feed In Tariff Actores Actor Financia ($) Financia (%) Recibe ($) Estado $ % Usuario $ % TOTAL $ Proveedor $ Usuario $ Fuente: Elaboración Propia En la Tabla 123 se presentan los resultados para las comunas seleccionadas, en el caso base del proyecto tipo con un Feed In Tariff de $ 85 por kwh. Tabla 123: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Feed In Tariff de $ 85 por kwh Comunas Seleccionadas VAN TIR PayBack Ingresos Anuales $ ,35% Maipú-Chilectra $ ,35% 9 $ Coelemu-Copelec -$ ,38% 10 $ Casablanca- Emelca $ ,05% 8 $ Lo Barnechea- Chilectra $ ,28% 9 $ Villarrica-Frontel -$ ,91% 10 $ Aysen-Edelaysén -$ ,82% 10 $ Yerbas Buenas- Luz Linares -$ ,61% 9 $ Taltal-Elecda $ ,89% 6 $ Cabo de Hornos- No Cumple No Cumple No Cumple Edelmag Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Cobquecura- Emelectric $ ,24% 9 $ Calama-Elecda $ ,56% 7 $ Fuente: Elaboración Propia 216

217 Depreciación Acelerada Cliente Tipo Comercial De acuerdo a los resultados obtenidos, no dio ningún resultado de VAN positivo, para los casos de depreciación acelerada considerados para 1, 2, 3, 4 y 5 años, por lo cual se descarta este instrumento, para este Tipo de Cliente. Esta situación también sucede con los casos Medio y Máximo Exención Tributaria Cliente Tipo Comercial De los resultados obtenidos para el caso base y los casos Medio y Máximo se determinó que una exención tributaria del 30% permite obtener resultados de VAN positivo para los usuarios y con los supuestos utilizados con un Payback de 8 años. Cabe destacar que la metodología utilizada para obtener este resultado fue considerar que el usuario tiene un ingreso por sus negocios (no solamente producto del ingreso por la generación) los que le permiten pagar impuestos, dado esto se determinó en el modelo un ingreso tal que el VAN fuera 0 en una situación base antes de efectuar la exención, luego se efectúa la exención tributaria y se obtiene un VAN positivo, por lo que se determina que esta es una buena alternativa de instrumento para el mecanismo, en caso que el Usuario tenga mayores ingresos que le permitan utilizar esta exención. En la Tabla 124 se presenta el resultado de la evaluación para el caso base, como se aprecia el VAN se mantiene igual con un porcentaje de crédito tributario igual o mayor a 30%. Tabla 124: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Exención Tributaria VAN (8%) ($) TIR PayBack (Años) % Crédito Tributario ,41% 8 5% $ ,46% 9 10% $ ,85% 8 15% $ ,08% 8 20% $ ,21% 8 25% $ ,36% 8 30% $ ,41% 8 35% $ ,41% 8 40% $ ,41% 8 45% $ ,41% 8 50% $ ,41% 8 55% $ ,41% 8 60% $ ,41% 8 Fuente: Elaboración Propia 217

218 En la Tabla 125 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y una Exención Tributaria del 30%. En este caso el Estado no tendría que financiar un monto, lo que sucedería es que el Estado dejaría de recibir el monto de la exención. Tabla 125: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Exención Tributaria Actores Actor Financia ($) Financia (%) Recibe ($) Estado 0% Usuario $ % TOTAL $ Proveedor $ Usuario $ Fuente: Elaboración Propia Resumen Cliente Tipo Comercial Casos Base, Medio y Máximo En la Tabla 126 se presentan un resumen de los resultados para los casos Base, Medio y Máximo del Cliente Tipo Comercial, para los Instrumentos analizados. Tabla 126: Resumen Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Instrumentos Comercial Base Medio Máximo Se Preselecciona kwh/mes Subsidio (Igual o Mayor a un ) Crédito Blando tasa 2%, 100% préstamo y 20 años 60% 60% 60% No es factible No es factible No es factible NO. Dado el monto del subsidio que debería entregar el Estado. NO Feed In Tariff (Igual o Mayor a un ) $ 85 $ 70 $ 70 NO. Dado el monto del FIT que debería entregar el Estado. Depreciación Acelerada (1, 2, 3, 4 o 5 años) No es factible No es factible No es factible NO Exención Tributaria 30% 30% 30% SI Fuente: Elaboración Propia Como se aprecia en la Tabla 126 se preseleccionó desde una perspectiva económica y racional, dado el tipo de cliente, el instrumento Exención Tributaria. 218

219 10.1.3Evaluación Económica Privada con Instrumentos para Clientes Tipo Industrial Para este Cliente Tipo Industrial, se evaluaron los casos Base, Medio y Máximo. Los resultados del caso Base del Proyecto Tipo, sin aplicar instrumento se muestran en la Tabla 127. Tabla 127: Evaluación Privada Proyecto Tipo Industrial Caso Base - Sin Instrumento VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ ,33% 19 $ Maipú-Chilectra -$ ,33% 19 $ Coelemu-Copelec -$ ,54% 21 $ Casablanca- Emelca -$ ,50% 14 $ Lo Barnechea- Chilectra -$ ,12% 19 $ Villarrica-Frontel -$ ,78% 21 $ Aysen-Edelaysén -$ ,75% 18 $ Yerbas Buenas- Luz Linares -$ ,10% 19 $ Taltal-Elecda $ ,08% 9 $ Cabo de Hornos- No Cumple No Cumple No Cumple Edelmag Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Cobquecura- Emelectric -$ ,07% 17 $ Calama-Elecda -$ ,38% 12 $ Fuente: Elaboración Propia A continuación se presentan los resultados de los instrumentos analizados para este tipo de Clientes, considerando los resultados de las Comunas seleccionadas y el resumen de los resultados Subsidio Cliente Tipo Industrial Los resultados de aplicar distintos niveles de subsidio a la inversión indican que a partir del 50% de subsidio es posible obtener un VAN privado positivo, con un Payback de 9 años. 219

220 En la Tabla 128 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un subsidio a la inversión del 50%. Tabla 128: Evaluación Privada Proyecto Tipo Industrial Caso Base - Subsidio Actores Actor Financia ($) Financia (%) Recibe ($) Estado $ % Usuario $ % TOTAL $ Proveedor $ Fuente: Elaboración Propia En la Tabla 129 se presentan los resultados para las comunas seleccionadas, en el caso base del proyecto tipo con un subsidio a la inversión de un 50%. Tabla 129: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Subsidio 50% Comunas Seleccionadas VAN TIR PayBack Ingresos Anuales $ ,56% Maipú-Chilectra $ ,56% 9 $ Coelemu-Copelec -$ ,34% 10 $ Casablanca- Emelca $ ,70% 7 $ Lo Barnechea- Chilectra $ ,27% 9 $ Villarrica-Frontel -$ ,00% 10 $ Aysen-Edelaysén $ ,17% 8 $ Yerbas Buenas- Luz Linares $ ,23% 9 $ Taltal-Elecda $ ,20% 4 $ Cabo de Hornos- No Cumple No Cumple No Cumple Edelmag Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Cobquecura- Emelectric $ ,61% 8 $ Calama-Elecda $ ,46% 6 $ Fuente: Elaboración Propia Crédito Blando Cliente Tipo Industrial De acuerdo a los resultados obtenidos y considerando una tasa de un 2% de interés, un préstamo del 100% y un plazo del préstamo de 20 años, la mayoría de los casos dio 220

221 negativo, por lo cual se descarta este instrumento, para este Tipo de Cliente. Esta situación también sucede con los casos Medio y Máximo Feed In Tariff Cliente Tipo Industrial De los resultados de aplicar distintos niveles de precio para un Feed In Tariff, se determina que para el caso base a partir de $ 70 por kwh es posible obtener un VAN privado positivo, con un Payback de 9 años. En la Tabla 130 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un Feed In Tariff de $ 70 por kwh. En este caso para obtener lo que aporta el Estado hoy por concepto de FIT se consideró una tasa de retorno para el Estado igual a la utilizada en la evaluación privada, es decir, un VAN al 8%. Tabla 130: Evaluación Privada Proyecto Tipo Industrial Caso Base Feed In Tariff Actores Actor Financia ($) Financia (%) Recibe ($) Estado $ % Usuario $ % TOTAL $ Proveedor $ Usuario $ Fuente: Elaboración Propia En la Tabla 131 se presentan los resultados para las comunas seleccionadas, en el caso base del proyecto tipo con un Feed In Tariff de $ 70 por kwh. Tabla 131: Evaluación Privada Proyecto Tipo Industrial Caso Base Feed In Tariff de $ 85 por kwh Comunas Seleccionadas VAN TIR PayBack Ingresos Anuales $ ,46% Maipú-Chilectra $ ,46% 9 $ Coelemu-Copelec -$ ,42% 10 $ Casablanca- Emelca $ ,34% 8 $ Lo Barnechea- Chilectra $ ,40% 9 $ Villarrica-Frontel -$ ,06% 10 $ Aysen-Edelaysén -$ ,23% 10 $ Yerbas Buenas- -$ ,72% 9 $

222 Luz Linares Taltal-Elecda $ ,11% 6 $ Cabo de Hornos- No Cumple No Cumple No Cumple Edelmag Autoconsumo Autoconsumo Autoconsumo $ Cobquecura- Emelectric $ ,45% 9 $ Calama-Elecda $ ,23% 7 $ Fuente: Elaboración Propia Depreciación Acelerada Cliente Tipo Industrial De acuerdo a los resultados obtenidos, no dio ningún resultado de VAN positivo, para los casos de depreciación acelerada considerados para 1, 2, 3, 4 y 5 años, por lo cual se descarta este instrumento, para este Tipo de Cliente. Esta situación también sucede con los casos Medio y Máximo Exención Tributaria Cliente Tipo Industrial De los resultados obtenidos para el caso base y los casos Medio y Máximo se determinó que una exención tributaria del 30% permite obtener resultados de VAN positivo para los usuarios y con los supuestos utilizados se obtiene un Payback de 8 años. Cabe destacar que la metodología utilizada para obtener este resultado fue la ya señalada en el caso del Cliente Tipo Comercial. En la Tabla 132 se presenta el resultado de la evaluación para el caso base, como se aprecia el VAN se mantiene igual con un porcentaje de crédito tributario igual o mayor a 30%. Tabla 132: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Exención Tributaria VAN (8%) ($) TIR PayBack (Años) % Crédito Tributario ,41% 8 5% $ ,46% 9 10% $ ,85% 8 15% $ ,08% 8 20% $ ,21% 8 25% $ ,36% 8 30% $ ,41% 8 35% $ ,41% 8 222

223 40% $ ,41% 8 45% $ ,41% 8 50% $ ,41% 8 55% $ ,41% 8 60% $ ,41% 8 Fuente: Elaboración Propia En la Tabla 133 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y una Exención Tributaria del 30%. En este caso el Estado no tendría que financiar un monto, lo que sucedería es que el Estado dejaría de recibir el monto de la exención. Tabla 133: Evaluación Privada Proyecto Tipo Comercial Caso Base Exención Tributaria Actores Actor Financia ($) Financia (%) Recibe ($) Estado 0% Usuario $ % TOTAL $ Proveedor $ Usuario $ Fuente: Elaboración Propia Resumen Cliente Tipo Industrial Casos Base, Medio y Máximo En la Tabla 134 se presentan un resumen de los resultados para los casos Base, Medio y Máximo del Cliente Tipo Industrial, para los Instrumentos analizados. Tabla 134: Resumen Evaluación Privada Proyecto Tipo Industrial Instrumentos Industrial Base Medio Máximo Se Preselecciona kwh/mes Subsidio (Igual o Mayor a un ) Crédito Blando tasa 2%, 100% préstamo y 20 años 50% 50% 50% No es factible No es factible No es factible NO. Dado el monto del subsidio que debería entregar el Estado. NO Feed In Tariff (Igual o Mayor a un ) $ 70 $ 50 $ 50 NO. Dado el monto del FIT que debería entregar el Estado. 223

224 Depreciación Acelerada (1, 2, 3, 4 o 5 años) No es factible No es factible No es factible NO Exención Tributaria 30% 30% 30% SI Fuente: Elaboración Propia Como se aprecia en la Tabla 134 se preseleccionó desde una perspectiva económica y racional, dado el tipo de cliente, el instrumento Exención Tributaria Resumen Evaluación Económica Privada con Instrumentos Preseleccionados En función a los resultados de los análisis efectuados, en la Tabla 135 se presentan los Instrumentos preseleccionados desde la perspectiva económica para posteriormente determinar cuál o cuáles serán los instrumentos que se utilizarán en el mecanismo. Tabla 135: Resumen Evaluación Privada con Instrumentos Preseleccionados Resumen (Base / Medio / Máximo) Residencial Comercial Industrial Subsidio (Igual o Mayor a un ) 25% / 30% / 25% Feed In Tariff (Igual o Mayor a un ) $ 50 / $ 55 / $ 50 Exención Tributaria 30% 30% Fuente: Elaboración Propia Cabe destacar que para la determinación de los instrumentos preseleccionados solamente se consideraron las evaluaciones de los tipos de Clientes individuales y no la de los modelos de negocios grupales o de promotores, dado que se estima que esta es una condición más conservadora, puesto que los otros modelos finalmente para efectos de este análisis de los instrumentos son complementarios. 224

225 11 BARRERAS TÉCNICAS Y ECONÓMICAS A continuación se presentan las barreras técnicas y económicas existentes para el desarrollo del mercado de los proyectos que hagan uso de la Ley. Estas barreras fueron identificadas por el equipo de trabajo, en base a revisiones bibliográficas 95 y análisis de la situación nacional. En los países en desarrollo, donde es usual encontrar un avance tecnológico emergente, las barreras tecnológicas son grandes. En este sentido, si se quiere dar impulso a la Generación Distribuida (GD) es necesaria una capacidad de construcción y servicios adecuada que haga posible la adopción de estas tecnologías. En cuanto a los aspectos económicos, las barreras se caracterizan por desigualdad en condiciones para competir con energías convencionales, lo cual se refleja en dificultades para el acceso a un financiamiento adecuado que permita dar viabilidad a los proyectos, y por otro lado, habría una falta de valorización de las particularidades que presentan las energías renovables, tanto desde puntos de vista técnicos, como económico, social y ambiental. Debido a lo anterior, se requiere continuar invirtiendo en esfuerzos de I+D para superar las restricciones técnicas existentes debidas a redes eléctricas poco robustas y la intermitencia de algunas fuentes de ERNC que involucran nuevos desafíos en la operación de los sistemas. Además, se plantea como un desafío la realización de evaluaciones correctas y más amplias en términos de costos y beneficios, que decanten en una eliminación de las barreras identificadas, y por lo tanto, permitan aumentar el nivel de penetración de las fuentes renovables, siempre con el consenso y apoyo de todos los actores involucrados. 95 Palma, R., L. Reyes y G. Jiménez.2012.Smart grid solutions for rural áreas.proceedings IEEE Power and Energy SOCIETY General Meeting. Zoulias, M Addressing barriers to storage technologies for increasing the penetration of intermittent energy sources STORIES.EACI, European Union-Sustainable Energy Week.Disponible en: EACI Stories Project, Market development and organization WP3: Barriers assessment and recommendations to overcome them, EACI, European Union. Disponible en: 225

226 11.1 Barreras asociadas a cada tecnología En la siguiente sección se analizaran las barreras asociadas a las tecnologías que podrían hacer uso de la Ley. Independientemente, que el foco en función a lo analizado y estudiado es la tecnología Fotovoltaica, se indicarán barreras asociadas a todas las tecnologías vistas en los capítulos anteriores Energía fotovoltaica Los sistemas fotovoltaicos conectados a red requieren de inversión en paneles, equipos de electrónica (inversores y otros) e instalación. Para el caso en estudio la mayor componente de costo está contenida en los paneles, lo que se espera disminuya de manera significativa para los años siguientes. Los equipos de electrónica, en especial el inversor, si bien en términos de costos es significativo, presentan una mayor barrera desde el punto de vista tecnológico, es decir, facilidades para gestión de inyección de potencia a la red, estandarización y comportamiento ante fallas. En la medida que los niveles de penetración de GD de baja escala vayan en aumento, es posible que algunos usuarios visualicen la necesidad/oportunidad de adquirir baterías, las que también significan un costo alto, pero facilitarían tareas de gestión de red (regulación de tensión) o desconexión intencionada de red, que en este escenario es de utilidad Energía eólica Por su parte, la energía eólica de pequeña escala, presenta barreras asociadas a temática económica y de conocimiento/tecnológica. La primera representa los altos costos de inversión (aproximadamente US$/kW) y que a diferencia de los paneles, no se prevé un decaimiento significativo de este costo; mientras la segunda se asocia a micro-siting (disponer de mediciones y antecedentes) que permitan definir con certeza la producción esperada de energía. Adicionalmente, los generadores eólicos de esta envergadura suelen presentar ruidos molestos, que limitan su penetración en sectores densamente poblados, dando mayor factibilidad de conexión en sectores rurales que cuenten con acceso a la red de distribución Energía mini hidráulica La energía hidráulica presenta un amplio desarrollo y madurez tecnológica para potencias superiores a los 100 kw, sin embargo, bajo este nivel la tecnología aún se encuentra en un estado de maduración que significa una limitada cadena de servicios requeridas para 226

227 la operación y conexión a red, lo que hace que actualmente no sea óptimo efectuar una instalación con este tipo de tecnología. Por otro lado, esta tecnología también se ve limitada por la complejidad al momento del diseño, su localización e instalación. De hecho, la ubicación del recurso es una limitante de importancia, puesto que la gran mayoría están alejados de las redes de distribución y por lo tanto su factibilidad de conexión se ve fuertemente reducida debido a los altos costos que implica construir líneas para dicho fin. Adicionalmente, a diferencia de otras soluciones, una solución para este tipo de tecnologías implica efectuar un proyecto específico, es decir, se requiere personal calificado desde el diseño, construcción e incluso operación del sistema, dependiendo de su magnitud y por ende los potenciales costos asociados a este proyecto son altos, en conclusión actualmente no existe un kit que de solución puntual a este tipo de recursos de mini o micro o nano hidráulico, lo que si hoy existen son soluciones prototipos, que en el futuro podrían ser de utilidad, aunque queda pendiente el requerimiento de la línea necesaria para unir el caudal con la red Energía de la biomasa/biogás Sobre el desarrollo de biodigestores (biogás) para obtención de electricidad, se evidencia dificultades de financiamiento, debido al alto riesgo percibido y la falta de garantías. También se hace necesario contar con personal calificado desde el diseño, construcción e incluso operación del sistema, dependiendo de su magnitud y del tipo de residuos que se deban manejar para ello, lo cual implica costos adicionales en esos aspectos que en las otras tecnologías son más bajos o bien no los tienen. Respecto a la cadena de servicios, si bien existen actualmente en Chile empresas que pueden asesorar en diseño y proporcionar digestores prefabricados, es común que estas manifiesten mayor interés por proyectos de grandes volúmenes de residuos que no estarían dentro de los 100 kw de potencia que establece la Ley Energía de cogeneración La energía de cogeneración presenta una mayor dificultad técnica respecto a otras tecnologías en términos de diseño, instalación y operación, debido a la presencia de motores, calderas y turbinas, generando costos más altos de inversión. Por otro lado, 227

228 esta tecnología bajo los 10 kw presenta costos de inversión significativos que hacen poco probable su aplicación (4.500 US$/kWé) Barreras generales para conexión a la red De acuerdo a la investigación realizada, existen algunas barreras que afectan a cualquier tipo de tecnología, las cuales se presentan a continuación. En las barreras que se presentan hay tanto barreras técnicas como económicas y otras que se entre cruzan No consideración de ahorro producido en las líneas de distribución El operador del sistema eléctrico y los departamentos de operación de las empresas de distribución, en la mayoría de los casos, sólo consideran el costo de generar electricidad con una tecnología distribuida (comúnmente de tipo renovable) y no los potenciales ahorros en la red que estas pueden generar. La conexión de sistemas de generación en redes de distribución alimenta a los propios consumidores finales, a diferencia de una generación centralizada, por lo tanto, no requieren de desarrollo de infraestructura significativa en transmisión y distribución, de esta manera la generación distribuida provoca el aplazamiento de inversiones en los sistemas de distribución Altos costos de financiamiento y falta de acceso a créditos Los costos de financiamiento para proyectos menores a 100 kw son bastante significativos, pues a pesar que sus costos de operación son bajos, aquellos relacionados con la inversión inicial suelen ser muy altos. Así, los desarrolladores de este tipo de proyectos generalmente se enfrentan a profundas dificultades para obtener financiamiento con tasas de interés apropiadas que permitan obtener un nivel aceptable de rentabilidad. Por otro lado, las instituciones que financian, normalmente, no están familiarizadas con las tecnologías renovables, percibiéndolas como un riesgo (por ejemplo cuando se trata de una nueva aplicación), debido al cual sus préstamos los realizan con altos intereses. Todo lo anterior genera deficiencias en el acceso a créditos para invertir en generación a nivel de distribución, debido a una falta de garantías, mala calidad crediticia y distorsión en los mercados de capital. Por lo tanto, se incrementa la incertidumbre respecto a la inversión y limita los tipos de actores que puede participar del proceso de integración al mercado eléctrico de distribución. 228

229 Altos costos iniciales de inversión y ausencia de economías de escalas Los costos de capital iniciales de tecnologías renovables conectadas a red, son a menudo bastante altos para una persona con sueldo promedio mensual bajo los $ (CLP), por lo cual la penetración de este tipo de sistemas se verá limitada al sector medio-alto de la sociedad chilena, disminuyendo su potencial desarrollo. Dichos costos, se ven influenciados, especialmente, por la adquisición de la tecnología y en algunos casos por el diseño y operación, como se mencionó previamente. Por otro lado, bajo los 100 kw no existen economías de escalas considerables que puedan dar mayor rentabilidad a los proyectos a medida que se acercan a dicho límite, es decir que el costo de inversión en un sistema de 10 kw es casi igual que en uno de 100 kw, no significando mayores diferencias en términos de la rentabilidad de los proyectos. Adicionalmente, los altos costos iniciales de inversión hacen necesario disponer de un marco de estabilización de precios para garantizar que dicha inversión podrá recuperarse en un periodo de tiempo razonable Redes eléctricas poco robustas Las redes eléctricas débiles limitan la penetración de unidades de generación de baja escala. Esto especialmente en redes de zonas rurales donde sus capacidades son limitadas, considerando que el diseño de redes obedece al paradigma cónico, lo que hace más completo el caso cuando se trata de conexión en cola de red. En particular esta problemática se hace manifiesta en términos de voltaje y capacidad para proyectos del tipo hidráulico, biogás y eólico, que debido a sus características técnicas y potencial de recursos suelen ser más aplicables en zonas rurales que en zonas urbanas para el caso de Chile Experiencias internacionales a considerar para el desarrollo en Chile Altos costos de interconexión En varios estudios sobre barreras se mencionan las dificultades para efectuar la interconexión a la red de distribución, ya sea por razones técnicas como por la tramitación que implica y la escasa información disponible (asimetrías de información) para quienes la solicitan. En el caso de Chile, los desarrolladores de proyectos renovables 229

230 mayores a 100 kw manifiestan esta misma deficiencia, que si bien se trata de una escala mayor a la abordada por este estudio, puede repetirse a nivel de micro generación, puesto que no ha sido regulada de forma específica desde ningún punto de vista en términos normativos y por lo tanto es de importancia tenerlo presente para efectos de la Ley N Precios insuficientes Otro aspecto mencionado en experiencias internacionales 2 es el bajo precio al cual se paga la energía inyectada en los sistemas de distribución, lo que dificulta la rentabilidad del proyecto y por lo tanto el interés en su desarrollo Requerimientos de medidores También se menciona una discusión respecto al tipo de medidor considerado para estos sistemas. El medidor electromecánico común es capaz de operar en ambas direcciones y la mayor parte de las empresas distribuidoras usan el medidor existente, sin embargo, algunas de ellas insisten en usar dos medidores para cumplir con el net billing o el net metering y piden que el cliente pague los costos adicionales de ello. Lo anterior se sustentaría en que la operación constante de un medidor típico en forma bidireccional podría provocar problemas en la facturación de los clientes 96. Este punto es relevante si se considera que el cliente puede terminar cargando con los costos, ya no sólo del sistema en sí mismo, sino también con aquellos relacionados con un cambio de medidor, pudiendo generar un desincentivo para la conexión a la red Falta de estandarización de equipos para conexión Debido a la variabilidad de productos en el mercado, se hace necesario contar con estándares para los equipos de conexión 97 que aseguren su compatibilidad y la duración de las instalaciones, así como la seguridad de inyección. Esto permitiría reducir futuros costos para el propietario del proyecto por reemplazo de equipos con altos niveles de fallas así como por problemas con la empresa distribuidora

231 Saturación de las redes La condición de saturación puede resultar durante el día (caso fotovoltaico) o durante la noche (caso eólico) o ambos (caso hidráulico), dependiendo de la forma en que se genera el consumo. La operación sucesiva de los transformadores bajo condiciones de inyección de energía en la propia red de distribución, es factible sólo si los transformadores operan en forma bi-direccional, sin embargo puede incurrir en pérdidas incrementales a lo largo de la red 98.Generalmente, para solucionar esto se integran sistemas de baterías Redes de distribución en Chile y sus requerimientos Antes de poder definir los requerimientos que se prevé tendrán que cumplir las redes de distribución y las unidades de generación, resulta pertinente describir los impactos que puede ocasionar la inserción de un generador distribuido (GD) tanto desde el punto de vista técnico como económico. Es por esto que se hace necesario entender sus consecuencias técnicas, de manera de alterar lo menos posible la condición original de la red, o bien para tomar decisiones asociadas a cambios/introducción de elementos o ampliaciones/refuerzos. Desde el punto de vista de la planificación y operación de redes de distribución en baja tensión, los aspectos a considerar como consecuencia de integración de GD son los siguientes : Flujo de potencia y capacidad térmica Regulación de tensión Contribución al nivel de cortocircuito Coordinación de protecciones Flujo de potencia y capacidad térmica El conectar un generador en las redes de distribución claramente altera los flujos de potencia. Dependiendo del tipo de generación, de la capacidad y del comportamiento de la demanda, los flujos se pueden volver bidireccionales en algunos casos, cambiando así el perfil de carga Ackermann, T., Andersson, G., Söder, L. Electricity Market Regulations and their Impact on Distributed Generation, Siemens Power Technologies International. Technical Assessment of Sri Lanka s Renewable Resource Based Electricity Generation,

232 Todos los elementos en la red de distribución poseen una capacidad máxima de transporte, la que al verse excedida resultará en una sobrecarga sobre alguno de dichos elementos, produciendo daños permanentes en los mismos, o en su defecto, el requerimiento del refuerzo respectivo en la red. Regulación de tensión Es importante notar que en el caso de la distribución se rompe el clásico paradigma de las redes en transmisión, donde la reactancia de las líneas es mucho mayor que la resistencia, con lo cual la tensión es mucho más dependiente de la potencia reactiva que de la activa. Aquí la resistencia es equiparable a la reactancia e incluso la relación X/R llega a ser menor que 1, con lo cual la tensión llega a depender tanto de la potencia activa como de la reactiva. Esta temática es particularmente sensible en el caso de la GD, en que muchas de estas tecnologías inyectan, en su mayoría, potencia activa, como lo son aquellas cuya interfaz de conexión se basa en inversores. La usual correlación que se hace entre las impedancias y las potencias sobre la caída de tensión viene dada por la siguiente relación: I = B %+J K I Donde V corresponde a la tensión en el extremo final de la línea, R y X representan la impedancia de la línea y, P y Q las potencias activa y reactiva que circulan por la misma. Con esto se puede ver que la tensión en un alimentador está determinada por su perfil de carga, teniéndose casos críticos de caída de tensión en los extremos para demanda máxima, tal como se muestra en la siguiente figura: Figura 33: Perfil de tensión para un alimentador bajo carga máxima y mínima Fuente: Centro de Energía. 232

233 Donde VGD es el aumento de tensión permitido para el GD, y V es el rango permitido para la tensión en distribución. Cuando se conecta un GD se ve reducida la carga efectiva en el alimentador, con lo que se reducen los flujos de potencia activa y reactiva por las líneas, dependiendo del tipo de generador. Con esta reducción disminuye la caída de tensión, lo que beneficia a las cargas al final del alimentador puesto que suelen estar cerca de la cota inferior de tensión permitida. Por otro lado, el ingreso de GD, en gran proporción (alta penetración) u operación significativa en un caso de demanda baja, también puede resultar en que el flujo de potencia se invierta, lo que puede producir un aumento de tensión importante, incrementando la posibilidad de salir de los rangos establecidos en la norma. Contribución al nivel de cortocircuito El nivel de cortocircuito (Ncc) en un punto de una red se refiere a la magnitud de la corriente que alimentaría una falla en el lugar en cuestión. Las corrientes de cortocircuito son mucho mayores que las corrientes nominales, y pueden significar serios daños de la red, generadores y en los equipos de los consumidores. Es por esto que los equipos en la red deben estar diseñados de tal manera que puedan soportar estas condiciones por períodos cortos, mientras los sistemas de protección de la red reaccionan y los interruptores respectivos operen, aislando así la falla. Los generadores de máquina rotatoria contribuyen aumentando el Ncc de la red donde se conectan. Por esta razón insertar uno de estos generadores en un sector urbano suele tener impedimentos puesto que estas redes tienen sus equipos de conexión en las subestaciones, operando cerca de su límite de cortocircuito. Aumentar esta capacidad de los dispositivos de protección y maniobra para poder permitir la conexión de un GD es generalmente costoso. Coordinación de protecciones En aquellos casos en que la penetración de la GD sea significativa, los esquemas de protección con que cuentan hoy las distribuidoras eléctricas probablemente no sean los más adecuados y se requiera cambiarlos. La instalación de sistemas de generación en baja tensión (BT) debe considerar aspectos de seguridad relevantes que no se logran cubrir con la tecnología utilizada actualmente en ese nivel de la red de distribución, por ejemplo, el elemento de protección más común de la red de baja tensión es el fusible, este elemento no posee inteligencia y eventualmente permitiría una operación bidireccional, es decir, no actuaría en forma errónea al invertir el flujo en el empalme de BT. Sin embargo, en caso de falla, la operación de este dispositivo no es la más adecuada en términos de seguridad y aporte a la corriente de corto circuito por cuanto en su diseño 233

234 se ha definido un umbral de corte considerando una dirección del flujo hacia el cliente. De esta forma, frente a una falla aguas arriba del GD, el fusible no operará si el nivel de corriente está por debajo de su umbral, aportando de esta forma a la corriente de cortocircuito. La Figura 34 (a) ilustra la situación para la cual se ha escogido el umbral del fusible y la Figura 34 (b) presenta el caso en que el fusible no opera, produciendo un aporte a la corriente de cortocircuito. Figura 34: Comportamiento frente a falla. (a) Ejemplos de operación del fusible de BT, (b) Caso en que no opera el fusible de BT Fuente: Centro de Energía. Considerando el problema anterior, es necesario entonces disponer de una protección que distinga el sentido del flujo y que para ambas situaciones opere con distintos umbrales. En el caso del ejemplo, el fusible se ha diseñando para un umbral de 280 A y no operará con corrientes menores a ese valor. Para lograr una operación segura que no genere aportes a la corriente de cortocircuito es necesario utilizar un elemento inteligente, como lo son las protecciones de sobre corriente direccional. Las funcionalidades de estas protecciones son las necesarias para operar en forma segura en baja tensión. Las protecciones de sobre corriente direccional tienen la posibilidad de operar a distintos umbrales dependiendo del sentido del flujo en caso de falla. Finalmente, las protecciones deben evitar la operación en isla del o de los generadores ya que ésta pone en riesgo la seguridad de las personas que restituyen el servicio. 234

235 11.4.1Situación actual La situación actual de las redes de baja tensión en Chile se puede describir como sigue: Topología radial: en su mayoría, la configuración de las redes de distribución obedece a una topología radial, prevaleciendo un estado de operación unidireccional. Estructura cónica de alimentadores: hace referencia a que el dimensionamiento de la sección del conductor va en declive como consecuencia de la disminución de carga. Escasa presencia de equipos de compensación en la red: por lo general no se suele instalar equipos de compensación (bancos de condensadores, transformadores booster, entre otros) en redes de baja tensión. Protecciones: el equipo de protección por defecto en redes de baja tensión es el fusible, no se observan interruptores u otro tipo de dispositivos que cumplan con esta función Requerimientos En función de los impactos previstos y la situación actual de redes, se estima la pertinencia de considerar requerimientos futuros para una operación segura de la red. Entre los que sobresalen: Reemplazo y/o complemento de protecciones existentes: integración de relés bidireccionales que eviten la no correcta aislación de falla, así como funciones de protección de potencia inversa que puedan limitar el aporte de algunas tecnologías en particular. Dimensionamiento estándar de conductores: dada la integración de fuentes de GD, se prevé la posibilidad de dimensionar conductores fuera del paradigma cónico. Integración de equipos de compensación y/o participación activa de GD en regulación de tensión: ante los posibles problemas de regulación de voltaje, se prevé la instalación de equipos de compensación pasiva (SVC) en redes. Implementación de sistemas de comunicación, monitoreo y control. 235

236 La siguiente lista de normas se debe tener en cuenta para definir en detalle las características técnicas que deben presentar red y GD: IEC : Directrices para operar en paralelo a la red de distribución. IEC : Requerimientos para la conexión de sistemas fotovoltaicos IEC TS : Recomendaciones para la instalación de pequeños medios de generación en zonas rurales. IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems.En particular el estándar IEEE (2008) capitulo 4.2 se especifica que la interconexión de sistemas de generación se puede efectuar mediante protecciones de potencia inversa, y agrega que también es posible cumplir con el estándar definido por la IEEE con dispositivos de protección (software y hardware) integrados en los inversores de los GD instalados Otras Barreras Comportamiento variable de las energías renovables Existen limitaciones técnicas y dificultades para manejar las fluctuaciones en las redes eléctricas, limitando su nivel de penetración, especialmente en redes eléctricas poco robustas. La rápida reducción en la producción de energía de estos recursos, causada por la detención del viento o la nubosidad, deben ser manejadas con controles apropiados o sistemas de almacenamiento que permitan mantener una producción de energía constante. Asimismo, cuando existe alta penetración de energías renovables, se hace necesario tener sistemas de energía convencional en reserva, para poder sortear la naturaleza aleatoria de las energías renovables Sistemas de comunicación ineficientes Para manejar adecuadamente las fluctuaciones de las energías renovables es necesario contar con sistemas de gestión dinámicos y remotos, lo cual puede efectuarse contando con sistemas de comunicación adecuado. Sin embargo, dichos sistemas de comunicación pueden ser ineficientes en algunas zonas, especialmente de tipo rural (banda ancha asimétrica de los canales de comunicación, o su estado latente en los países en desarrollo), lo que reduce las posibilidades de contar con sistemas de control online y dinámicos que puedan responder y gestionar el sistema de forma compatible con las fuentes de generación renovable. 236

237 Falta de estandarizaciones y metodologías La deficiencia en la formulación de normativas técnicas, arquitecturas estandarizadas así como sistemas metodológicos de integración y su escaso entendimiento, también dificulta la penetración de estas tecnologías renovables Capacidades reducidas de negociación Los pequeños proyectos tienen costos de transacción altos en varias etapas del ciclo de desarrollo. Esta particularidad provoca menos capacidad de comunicación directa con un gran número de clientes y menos capacidad de negociación en términos favorables con el resto de participantes del mercado Mercados de capital imperfectos, especialmente en la valoración de beneficios que generan las fuentes renovables Actualmente, no hay igualdad de condiciones para las energías renovables. La ausencia de subsidios y algunas restricciones de inversión producen decisiones ineficientes para proyectos basados en energías renovables. Por otro lado, no se ha logrado internalizar las externalidades, siendo una temática significativa para el desarrollo de las energías renovables. Las energías convencionales presentan una serie de externalidades que no son incorporadas en los precios de la energía y los combustibles. Sin esta internalización de los costos ambientales y otros costos, la generación renovable se vuelve más costosa que las tecnologías convencionales. Varios de los beneficios de las energías renovables pueden considerarse beneficios públicos, los cuales sin embargo, no siempre motivan a las personas a pagar por los mismos. Los impactos ambientales de los combustibles fósiles resultan en costos reales para la sociedad, los que a menudo no son incluidos en las comparaciones económicas entre energías renovables y convencionales. De esta forma la energía renovable no estará en igualdad de condiciones para competir con la generación convencional hasta que se adopten nuevas políticas para internalizar los costos públicos de los combustibles fósiles. Además de los beneficios económicos, también existen beneficios sociales y ambientales derivados del uso de energías renovables como la reducción de la contaminación, atracción de ecoturismo y reducción de gases de efecto invernadero, entre otros. A continuación se enlistan una serie de beneficios: 237

238 Generales: Reducción de contaminación producto de la eliminación o reducción significativa del uso de combustibles fósiles. Mejor calidad de vida en términos de salud para las personas cuya residencia se encuentra cercana a los centros de generación eléctrica. Específicos de conexión en redes de distribución: La generación se ubica cerca de los consumos, prácticamente en el mismo lugar, evitando costos de transporte de energía. Ahorro de energía y costos para los particulares que se conectan en distribución Resumen de las Barreras Identificadas A continuación se presenta un resumen de las barreras identificadas, tanto desde la perspectiva técnica como económica para el desarrollo de los proyectos que hagan uso de la Ley. Tabla 136: Resumen de las Barreras Identificadas Tipo Energía Barrera Específicas por tecnología Generales Fotovoltaica Eólica Hidráulica Biomasa Cogeneración Altos costos de inversión en paneles equipos de electrónica y baterías (cuando así se requiera) El inversor tiene desventajas respecto a facilidades para gestión de inyección de potencia a la red, estandarización y comportamiento ante fallas Altos costos de inversión Conocimiento de la tecnología Ruidos molestos Necesidad de micro-siting Bajo nivel de maduración Limitada cadena de servicios para conexión Localización del recurso limita la conexión Altos costos de líneas para conexión Dificultad de financiamiento por altos riesgos y falta de garantías Necesidad de contar con personal calificado Necesidad de contar con un manejo de residuos adecuado El interés de los posibles proveedores se enfoca en proyectos mayores a 100 kw Altos costos de inversión Necesidad de contar con personal calificado No es adecuado para potencias menores a los 10 kw No consideración de ahorro producido en las líneas de distribución Altos costos de financiamiento y falta de acceso a créditos Altos costos iniciales de inversión y ausencia de economías de escala para instalaciones menores a 100 kw 238

239 Experiencia internacional Redes eléctricas poco robustas Altos costos de interconexión Precios insuficientes Requerimientos de medidores Falta de estandarización de equipos de conexión Saturación de las redes Fuente: Propia 239

240 12 PROPUESTA DE MERCADO OBJETIVO DE UN INSTRUMENTO DE INCENTIVO 12.1 Introducción Hace ya algunos años que Chile decidió comenzar a promover el desarrollo de las ERNC. Entre los principales objetivos de política buscados con la incorporación de las ERNC en la matriz eléctrica se incluyen: El aumento de la oferta energética. La seguridad energética. El cumplimiento de objetivos ambientales y de equidad. Con este fin el gobierno ha comenzado a implementar diversas acciones para desarrollar el mercado de las ERNC y cogeneración eficiente, destacando entre ellas cambios regulatorios como las leyes Corta I y III, la introducción de instrumentos de incentivo como: Subsidios a la pre-inversión. Créditos blandos. Instrumentos de garantía, entre otros. Asimismo, se destacan cambios institucionales clave como la conformación del Ministerio de Energía y del CER (Centro de Energía Renovable), y la generación de información con respecto a aspectos administrativos y técnicos a las ERNC, entre los más importantes. Si bien estos cambios son muy recientes y no es posible aislar el favorable efecto sobre el desarrollo sectorial dado por el cambio tecnológico en las ERNC y el alto precio de los combustibles fósiles de los últimos años, sí es claro que el actual ambiente nacional en torno a las ERNC en Chile ha sido recibido positivamente por el sector privado. Actualmente se habrían duplicado los MW instalados en ERNC en la matriz eléctrica nacional con respecto al año 2005 alcanzando hacia fines de 2012 cerca del 4% de la capacidad instalada y con un número importante de proyectos en el portafolio de Proyectos de Energías Renovables de CORFO. Existe consenso en que estas acciones constituyen un avance importante para la promoción de las ERNC en el país. 240

241 Los cambios regulatorios, a través de asegurar conexión a la red, eximir de pago de peajes y, crucialmente, de la creación de una demanda forzada, han permitido la incorporación de las ERNC en la matriz eléctrica chilena. Los instrumentos de incentivo tributario, a su vez, han facilitado el financiamiento a la pre-inversión de proyectos de ERNC, así como acceso al financiamiento de los proyectos mismos, a través de los créditos blandos y los instrumentos de garantía, en un contexto donde la banca nacional simplemente no estaba financiando proyectos ERNC. El problema de financiamiento se torna especialmente determinante para aquellos proyectos vinculados a pequeños actores, ya que carecen de las garantías y/o respaldos necesarios para hacer efectivo el cobro en caso de no cumplimiento. Luego, los instrumentos financieros introducidos por el gobierno apuntan efectivamente a mejorar esta situación. Por otro lado, existe la inquietud que éstos esfuerzos hoy están orientados básicamente a tecnologías ya maduras y son probablemente insuficientes para lograr que muchos proyectos, especialmente aquellos en base a tecnologías con mayores niveles de inversión, bajos costos de operación y variabilidad en la generación (como son los proyectos eólicos y solares) logren la estabilidad de precios de largo plazo que necesitan para materializar contratos y conseguir financiamiento en base a sus flujos de caja. De hecho, la forma en que el marco actual remunera a los proyectos ERNC (ausencia de precios de largo plazo estables, con un alto riesgo de tener que salir a realizar compras y ventas en el mercado spot para dar cumplimiento a sus contratos) se refleja en que una parte importante de los proyectos eólicos en el país no logran apalancar los recursos necesarios en el sistema financiero sobre la base de los flujos de caja provenientes de la venta de energía al mercado spot. Todo lo anterior refuerza la importancia de complementar los esfuerzos ya hechos con instrumentos de apoyo adicionales con el fin de promover un desarrollo significativo del sector en el largo plazo. Así, se identifican tres frentes clave que requieren mayor atención para seguir desarrollando el sector ERNC y Cogeneración Eficiente en Chile. Avances en la incorporación de externalidades ambientales en los costos y precios que enfrenta el sector, ya que el actual escenario de captura parcial de externalidades actúan como un freno al desarrollo de las ERNC. 241

242 Avances en la disponibilidad de instrumentos de financiamiento para proyectos ERNC, ya que la falta de financiamiento se identifica como uno de los grandes cuellos de botella para el desarrollo de las ERNC en Chile. Avances en el fortalecimiento de capacidades locales, tema aun escasamente abordado en el contexto chileno, y que requiere ser atendido en forma integral en todos sus ámbitos - recursos humanos técnicos, financieros y de formuladores de política Consideraciones de diseño de Instrumentos de Incentivo A continuación se provee una serie de consideraciones a tener en cuenta en el diseño de los instrumentos de incentivos, con el fin de promover un desarrollo de las ERNC más significativo en Chile, en el ámbito de la aplicación de la Ley. Se realiza una introducción de los distintos mecanismos que serán considerados para el diseño del instrumento de Incentivo Incorporación de externalidades La incorporación de generación renovable distribuida en la red genera innegables beneficios para la sociedad. Es importante que se pueda desarrollar una metodología para la determinación cuantitativa de estos beneficios para permitir su internalización, es decir, retribuir económicamente a aquellos que producen beneficios a la sociedad. Los beneficios más evidentes que se identifican con la generación distribuida a través de ERNC son: Reducción de las necesidades de generación utilizando combustibles fósiles, lo cual genera los siguientes ahorros: Reducción de las emisiones de efecto invernadero. Mejora en la balanza comercial dada la reducción en la importación de combustibles fósiles. Mayor independencia energética del país, lo cual es una ventaja estratégica. Mejor uso de la infraestructura energética (si se implementan las señales horarios adecuados). Mediante el desarrollo de este instrumento se podrá medir la magnitud del apoyo económico necesario para fomentar las ERNC en Chile. Dado que es necesario asegurar que los beneficios de la incorporación de las ERNC superen los costos de su implantación, es imprescindible desarrollar las metodologías y los instrumentos para su medición de la 242

243 manera más precisa y objetiva posible. A continuación se proponen los instrumentos que permitirán destinar los fondos al incentivo, tomando en consideración las externalidades identificadas. En este sentido, es necesario implementar avances en transparentar los costos y beneficios integrales de los distintos tipos de energía en Chile de forma de ir incluyéndolos plenamente en los cálculos de costos y precios enfrentados por el sector. Luego, se debe hacer la identificación de instrumentos de política adecuados al contexto chileno para internalizar las externalidades. Asimismo se destaca que dado el incipiente desarrollo de estas tecnologías, es probable que los mayores beneficios derivados de su uso generalizado aun no sean evidentes, con lo cual el mecanismo que se desarrolle debe prever la incorporación de futuras externalidades. Se indica además que, cuando se propongan mecanismos de incentivo, también se propondrá una administración centralizada de los fondos destinados a estos incentivos que permita la permanente evaluación de los beneficios obtenidos para asegurar que son superiores a los costos agregados de todos los programas de incentivos. En caso de que los costos superen a los beneficios sociales obtenidos, estos deberán limitarse para asegurar el uso eficiente de los recursos del estado que son escasos Fortalecimiento de las capacidades locales Se recomienda seguir fomentando el diseño e implementación de políticas complementarias para promover el desarrollo sector en términos de educación, certificación y seguimiento. Asimismo, se sugiere abrir espacios de discusión informada sobre las bondades y costos de nuevos instrumentos de apoyo, identificando temas críticos para su implementación en Chile. Existen múltiples instrumentos que deberán ser desarrollados para fortalecer el conocimiento local en relación a las ERNC ya que su desarrollo requerirá de consumidores informados que tomen la decisión de instalación, profesionales capacitados que puedan ofrecer servicios relacionados, emprendedores que puedan identificar productos que permitan el uso generalizado de las ERNC y técnicos especializados que puedan realizar las instalaciones. 243

244 El uso generalizado de las ERNC y la rápida diseminación que se ha observado en los países que están a la vanguardia, demuestran que las ERNC crearán miles de empleos en los más variados ramos de la industria. A los fines de acelerar este proceso es una práctica favorable que desde el gobierno se ofrezcan incentivos a la creación de carreras universitarias, cursos de capacitación técnica y eventos de divulgación relacionados a las ERNC. El éxito en el desarrollo de las ERNC depende de la incorporación de capital humano de alto nivel, capaz de participar en redes de investigación internacionales con centros de excelencia; profesionales capaces de innovar y adaptar tecnologías a la realidad local; profesionales y técnicos capaces de instalar, operar y mantener la tecnología; y de profesionales capaces de desarrollar los sistemas de medición y certificación adecuados a lo largo de toda la cadena de valor. En conjunto con el CER, se recomienda el desarrollo de programas de capacitación y asistencia técnica sobre la regulación y tramitación a los proyectos ERNC en temas tales como: Realización de estudios que identifiquen y evalúen ventajas y desventajas de nuevos instrumentos de política para promover el desarrollo de las ERNC que podrían ser implementados en el contexto chileno. En colaboración con las autoridades y corporaciones nacionales relevantes (CNE, CORFO), financiamiento de oportunidades de intercambio y foros de discusión informados entre los actores nacionales relevantes sobre posibles instrumentos y marcos para promover el sector de ERNC en Chile. Desarrollo de estudios sobre las ventajas y desventajas de distintos instrumentos de política para avanzar en la captura de externalidades en el contexto chileno. Financiamiento para la capacitación de recursos humanos en el exterior en torno a las ERNC (por ejemplo, financiamiento de becas en el extranjero). Promover el desarrollo de un roadmap para las ERNC en Chile, que guíe y oriente decisiones, coordinando metas, políticas, instrumentos, actores y recursos. Los insumos detallados en los puntos anteriores podrían servir como insumos críticos para la elaboración de dicho roadmap Certificados y/o bonos por reducción de emisiones contaminantes. Un efecto que puede aprovecharse de la reducción en la emisión de gases de efecto invernadero, es su capitalización mediante la emisión de bonos de carbono. Se recomienda que los certificados o bonos por reducción de emisiones (secuestro de 244

245 carbono) canjeables según el llamado "Acuerdo de Kyoto", que puedan derivarse de los proyectos de energía renovables, sean entregados a un precio a determinar a un Organismo que los pueda gestionar y comercializar en el Sistema, con el objeto de obtener un beneficio adicional directo por el uso de estas tecnologías. Dichos certificados serán emitidos por el órgano competente que evalúe las emisiones reducidas por cada proyecto, según los protocolos oficiales de los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) establecidos o por establecerse por la Secretaría de Medio Ambiente con las demás instituciones pertinentes. Se puede aprovechar iniciativas como la Entidad Promotora del Mercado del Carbono Chile-CO2, organismo patrocinado por la Fundación para la Transferencia Tecnológica de la Universidad de Chile y la Fundación Chile Instrumentos Específicos A continuación se presentan, luego de los análisis realizados, los instrumentos específicos que serán evaluados para su aplicación a los segmentos de mercado objetivo identificados, en la determinación del mecanismo de incentivo que se propondrán y se evaluará en los capítulos siguientes Desarrollar Opciones de Financiamiento La inversión requerida para implementar las ERNC presenta las siguientes características: Es relativamente elevada en relación al ingreso (del hogar/comercio/industria). Su periodo de recuperación es extenso (se demora varios años en recuperar la inversión). Los beneficios (ahorros) no son triviales de estimar dado el conocimiento técnico que requiere. Los precios futuros de la energía presentan incertidumbre lo cual genera riesgo en la inversión. Las familias (clientes residenciales) tienen prioridades mayores para destinar sus ahorros: vivienda, automóvil, educación. Los comercios e industrias tienen prioridades mayores para destinar sus fondos: maquinas, herramientas y otras inversiones asociadas a su actividad. Estas características indican que aun cuando la inversión sea económicamente conveniente a largo plazo, es muy probable que los potenciales destinatarios de la Ley, no puedan aprovechar sus ventajas debido a la imposibilidad en afrontar la inversión requerida sin el acceso a fuentes de financiamiento. 245

246 Por otra parte, las entidades bancarias no cuentan en esta etapa embrionaria de las ERNC con las garantías necesarias para otorgar créditos a largo plazo que permitan afrontar estas inversiones. Por ello es recomendable implementar instrumentos financieros de manera transitoria para los primeros años de desarrollo de las ERNC, que permitan acceder a créditos de largo plazo que se paguen idealmente con los ahorros obtenidos por el aprovechamiento de los equipamientos. Dada la tecnología de medición inteligente del consumo eléctrico (AMI) se puede asociar, y resulta recomendable hacerlo, la implementación de corte remoto de suministro eléctrico de red, ante la falta de pago del dispositivo. Se recomienda además que la distribuidora sea el agente de recaudación de los pagos. Estos mecanismos de garantía de pago permitirán viabilizar los préstamos financieros dada la más sólida garantía de recaudación Beneficios Tributarios Exención de Impuestos a la Importación de Equipos Otro de los instrumentos que puede considerarse al momento de definir el incentivo adecuado es proponerla exención de todo tipo de impuestos de importación a los equipos, maquinarias y accesorios importados por las empresas o personas individuales, necesarios para la producción de energía de fuentes renovables de acuerdo con el reglamento de la presente ley apliquen a los incentivos que ésta crea. Como es sabido, Chile ya cuenta con innumerables tratados de libre comercio que fijan arancel 0% para todas las importaciones y adicionalmente se sigue avanzando hacia la firma de nuevos tratados. Dentro de esos países están China y EE.UU y otros fuertes proveedores de tecnología. Es importante asegurar que estos países, entre los cuales se reconocen además Japón, Alemania, Corea del Sur y Noruega, entre otros, se encuentren dentro de los tratados mencionados, de manera de no afectar la competitividad de los mismos por esta vía. Para los proyectos basados en fuentes renovables, que cumplan con la Ley, los equipos y materiales dentro de este capítulo deberían quedar también exentos del pago del Impuesto de Transferencia a los Bienes Industrializados y Servicios, y de todos los impuestos a la venta final. Inclusive con el objeto de que se determine exactamente cuáles son los elementos que deben ser incluidos en esta exención, el Organismo pertinente deberá recomendar al 246

247 Ministerio la ampliación de la lista de equipos, partes y sistemas que por su utilidad y por el uso de fuentes renovables de energía sean susceptibles de beneficiarse en el futuro del régimen de exenciones consignado en este Capítulo. La lista de equipos, partes y sistemas a recibir este tratamiento es la siguiente: Paneles fotovoltaicos y celdas solares individuales para ensamblar los paneles en el país. Acumuladores estacionarios de larga duración. Inversores y/o convertidores indispensables para el funcionamiento de los sistemas de energías renovables. Las pilas de combustible y los equipos y aparatos destinados a la generación de hidrógeno. Equipos generadores de hidrógeno y sus purificadores, rectificadores y medidores para producción partiendo del agua, alcohol o biomasa. Inversores sincrónicos para poder despachar a la red la energía sobrante en la medición neta. Turbinas hidráulicas y sus reguladores. Turbinas o motores de viento o generadores eólicos. Calentadores solares de agua o de producción de vapor que pueden ser de caucho, plástico o metálicos y adoptar cualquier tecnología, o sea: placa plana, tubos al vacío o de espejos parabólicos o cualquier combinación de éstos. Partes y componentes necesarios para ensamblar en el país los colectores solares para calentar agua. Equipos generadores de gas pobre, gas de aire o gas de agua, digestores y equipos depuradores para la producción de biogás a partir de los desechos biomásicos agrícolas, generadores de acetileno y generadores similares de gases por vía húmeda incluso con sus depuradores. Equipos para la producción de alcohol combustible, biodiesel y de combustibles sintéticos a partir de productos y desechos agrícolas o industriales. Equipamiento para Cogeneración Incentivo tributario a Autoproductores En función de la tecnología de producción de energías renovables asociada a cada proyecto, se puede otorgar un préstamo total o parcial por el costo de la inversión en equipos, como crédito único al impuesto sobre la renta, para los casos en los que el mismo sea aplicable y siempre que hayan sido previamente aprobados por los organismos competentes. 247

248 Dicho crédito tributario puede ser descontado en los tres (3) años siguientes del impuesto sobre la renta anual a ser pagado por el beneficiario del mismo en proporción del 33,33%. Esta propuesta, considerando el tipo de modelo al que se determine aplicar, se analizará y determinará su factibilidad en la etapa de determinación del mecanismo propiamente tal, la que se efectuará en los capítulos siguientes. Como condición, el Servicio de Impuestos Internos, requerirá una certificación del Organismo pertinente respecto a la autenticidad de dicha solicitud y, además, debería ser quien regule el procedimiento de obtención de este incentivo tributario Implementación de Subsidios a los equipos Los consumidores residenciales y/o consorcios de edificios que no puedan aprovechar exenciones tributarias, créditos blandos o beneficios tributarios pueden ser incentivados mediante subsidios focalizados sobre los equipos y sus costos de instalación. Se recomienda este instrumento para aquellos grupos de consumidores donde no puedan implementarse otros mecanismos financieros autosustentables. Este subsidio se propone para reducir en forma parcial, e incluso total, la inversión inicial pero respetando un límite máximo, el que estará en función del tipo de proyecto y la energía de autoconsumo comprometida en un periodo (anual) a entregar, como se expone en el análisis de definición de mercado objetivo detallado en los puntos siguientes del presente informe Resumen consideraciones de diseño del Instrumento de Incentivo A continuación se presenta un resumen de las consideraciones necesarias en el diseño de un instrumento de incentivo en análisis. 248

249 Tabla 137: Resumen Propuesta Mercado Objetivo del Instrumento Instrumento Características Mercado Objetivo Modelo de Negocio Aplicable Ventajas / Desventajas Desarrollar Opciones de Financiamiento Instrumento financiero por los primeros años de desarrollo de la ERNC al nivel de los Usuarios ERNC, el que permita acceder a créditos de largo plazo y que se pague dentro de lo posible con los ahorros obtenidos con el Equipamiento de Generación. Todos los usuarios finales sujetos a fijación de precios, de acuerdo a lo establecido en la Ley. Desde la Perspectiva de tipo de Cliente son Residenciales, Comerciales o Industriales. Desde la perspectiva de las tarifas son para todas las tarifas reguladas. Modelo Individual Modelo Grupal Industrial/Comercial Modelo Promotor Ventajas Puede sostener proyectos que no pueden ser implementados de otra manera. Desventajas Las entidades bancarias actualmente no otorgan créditos para este tipo de proyectos ERNC. Beneficios Tributarios Exención de impuesto a las importaciones de equipos. Dado que Chile tiene innumerables Tratados de Libre Comercio, con eliminación del impuesto aduanero, es importante asegurar que todos los proveedores de estos equipos se encuentren en las mismas condiciones, para que puedan competir sin esta interferencia impositiva. Lo anterior con el objeto de fomentar la competencia y que en el corto plazo se masifique este tipo de Sistemas. Todo el mercado objetivo debe favorecerse de políticas de promoción de importación de este tipo de productos. Modelo Individual Modelo Grupal Industrial/Comercial Modelo Promotor Ventajas Es un instrumento que actualmente se utiliza en Chile, por lo cual sólo se debe verificar que en todos los casos aplique. Es de aplicación directa y es una condición de base para la presencia de la tecnología en Chile. Desventajas No todos los equipos importables se encontrarán en la definición y características de los equipos susceptibles a este instrumento, por lo que el Proveedor deberá optar por los equipos sujetos a la exención o proponer nuevos equipos, de acuerdo al mecanismo que se defina para estos efectos. Dado esto podría limitarse el número de proveedores en el mercado. Beneficios Tributarios Incentivo Tributario a los autoproductores. La característica principal es entregar un crédito único al impuesto sobre la renta a los clientes pasibles de éste, que cambien o amplíen Todos los usuarios finales sujetos a fijación de precios, de acuerdo a lo establecido en la Ley. Desde la Perspectiva de tipo de Cliente son Residenciales, Modelo Individual Modelo Grupal Residencial Ventajas Es un mecanismo que actualmente se utiliza en Chile, por lo cual sería fácil de replicar. Es un mecanismo fácil de explicar a los potenciales usuarios ya que posee similitud a los créditos 249

250 Implementación de Subsidios a los Equipos para sistemas asociados a lo indicado en la Ley para la provisión de su consumo energético privado. Este crédito tributario será descontado en un plazo determinado. La característica principal es entregar un subsidio fijo en función al tipo de proyecto que se presenta y a la cantidad de energía que se entregará al usuario para autoconsumo en un periodo de tiempo (por ejemplo, un año). Comerciales o Industriales. Desde la perspectiva de las tarifas son para todas las tarifas reguladas. Usuarios identificados en la Ley, que no tengan capacidad de este tipo de Sistemas y que acrediten dicha situación. Desde la Perspectiva de tipo de Cliente principalmente son Residenciales o Comerciales pequeños. Desde la perspectiva de las tarifas son para los que tengan tarifa BT1, principalmente. Fuente: Propia Modelo Individual Modelo Grupal Residencial Modelo Promotor hipotecarios. Desventajas No todos los potenciales usuarios podrán hacer uso de este mecanismo, ya que no todos pagan impuesto a la renta. Se deberá fijar un marco regulatorio, para que así no existan usuarios que puedan viciar el uso de este mecanismo. Ventajas Amplía la posibilidad de incrementar la cantidad de usuarios que hagan uso de la Ley. Es un instrumento de rápida utilización. Desventajas Definición de subsidio por tipo de tecnología. Por las diferencias en los costos de inversión entre las tecnologías que se utilizará para la implementación de este tipo de proyectos ENRC, se deberá definir los rangos de subsidios a entregar según el tipo de tecnología que el usuario desee instalar. Enfoque de usuarios que reciben el subsidio, ya que no todos ellos se encontrarán en el grupo a quienes se les otorgue el mecanismo. Dada todas estas características y consideraciones a continuación se describen los mecanismos escogidos para cada mercado objetivo Clientes Residenciales Para el caso de los residenciales, como fue indicado, no pueden aplicarse, en forma extensiva a todos, incentivos económicos del tipo de reducción de impuestos dado que una pequeña porción de los clientes residenciales podrían enmarcarse en una categoría tributaria que resulte suficiente para financiar el incentivo. Por ese motivo se descarta el análisis de esta posibilidad. El presente informe consideró el análisis de las siguientes posibilidades, 250

251 Subsidio parcial del costo de inversión e instalación de equipamiento para generación domiciliaria. Créditos a tasa parcialmente subsidiada por el Estado para afrontar en forma parcial el costo de inversión e instalación de equipamiento para generación domiciliaria. Tarifas del tipo Feed in Tariff (FIT) que mejoran los flujos de ingresos de los clientes que hayan incorporado equipamiento para generación domiciliaria. Siempre se trata de valores de incentivo igual y único para todo Chile, calculados sobre valores medios ponderados finales. Dentro de las categorías de clientes residenciales, se analizaron todos sus subgrupos, identificando porciones de mercado que resultan ser objetivo del esquema de incentivos. Si bien el análisis pormenorizado ha sido realizado para cada subgrupo dentro de esta categoría, siguiendo lo descrito en las características deseables de un esquema de incentivos es que se decide la aplicación de un valor único de incentivo, para que el mismo sea más simple de comunicar y adoptar por los usuarios, resulte de fácil aplicación, expeditivo y que sea extensivo a todos los usuarios de la categoría. Para el caso de los clientes residenciales se realizó un análisis del consumo promedio y se manejaron las distintas alternativas de incentivo disponibles. Como fue expuesto, se decidió finalmente trabajar con el otorgamiento de un Subsidio sobre la compra e instalación del kit fotovoltaico. Respecto a los mecanismos de garantía, es importante asegurar que se le dará el uso debido a los equipos, al menos en el período analizado para determinar el incentivo, por lo que se debe reglamentar las Garantías de uso del Kit solar necesarias. Las mismas deben asegurar además, que el usuario no revenda el KIT una vez otorgado el incentivo Clientes Comerciales e Industriales Para el caso de los clientes de las categorías comercial e industrial que tengan interés en participar del programa de generación distribuida a pequeña escala, hasta el máximo establecido en el reglamento de 100 kw, se puede definir un mecanismo diferente, dado que se dispone de un mayor número de opciones aplicables para estas categorías de clientes. 251

252 En este capítulo fueron presentados distintos mecanismos de incentivos, los cuales son aplicados en distintos países. Entre ellos podemos destacar los beneficios tributarios, el otorgamiento de créditos especiales de fomento y las tarifas del tipo Feed In Tariff. En todos los casos, la disponibilización de recursos se efectúa en forma diferida, lo que permite un mayor alcance del incentivo con una menor porción de recursos. En el caso de estas categorías se disponen más elementos que permiten plantear incentivos que sean más autosustentables. Además, los interesados en estas categorías poseen una actividad económica por lo que puede descartarse la opción de ofrecerles un subsidio y aprovechar otras opciones que sí disponen, como por ejemplo una exención tributaria. En definitiva se plantean, detallan y analizan las siguientes posibilidades de mecanismos de incentivo: Exención tributaria, una parte del costo de inversión e instalación de equipamiento para generación domiciliaria es recuperado en un periodo definido de acuerdo a las características del usuario y los impuestos que debe cancelar. Créditos a tasa parcialmente subsidiada por el Estado para afrontar en forma parcial el costo de inversión e instalación de equipamiento para generación domiciliaria. Tarifas del tipo Feed in Tariff (FIT) que mejoran los flujos de ingresos de los clientes que hayan incorporado equipamiento para generación domiciliaria. Siempre se trata de valores de incentivo igual y único para todo Chile, calculados sobre valores medios ponderados finales. Además, como condición necesaria para recibir el beneficio, el Cliente deberá acreditar el correcto funcionamiento de los equipos instalados mediante la comprobación de la energía generada por los mismos, realizado por la empresa distribuidora de electricidad de la cual es Cliente, en caso de corresponder, o por organismo independiente habilitado. De la misma forma que con los consumos residenciales, para los comerciales también es importante asegurar que se le dará el uso debido a los equipos, al menos en el período analizado para determinar el incentivo, por lo que se debe reglamentar las Garantías de uso del Kit solar necesarias. Las mismas deben asegurar además, que el usuario no revenda el KIT una vez otorgado el subsidio. No obstante en este caso de clientes comerciales e industriales el riesgo es más acotado, dado que se dispone como canal de garantía el propio sistema tributario y financiero. 252

253 Del mismo modo, en todos los casos, previo a la aprobación de un consumidor para que sea acreedor del incentivo y autorizado a la instalación del KIT fotovoltaico, la distribuidora correspondiente deberá efectuar la evaluación técnica de oficio, según lo establece el Reglamento. Las Distribuidoras podrán tercerizar esta operación en Instaladores autorizados y ellos ser los que presentan las instalaciones para que se conecten al Sistema de la Distribuidoras, con el respectivo Anexo SEC que los instaladores presentan en la SEC. Dado todo lo anterior visto respecto a las alternativas de instrumentos a considerar para cada tipo de clientes y el resumen de las evaluaciones económicas privadas con Instrumentos preseleccionados, señalados en la sección y que la Ley ya definió como se debe valorizar la inyección, se determina que los Instrumentos más adecuados tanto desde la perspectiva económica como cualitativa para estos proyectos son los presentados en la Tabla 138. Tabla 138: Resumen Instrumentos Seleccionados Resumen (Base / Medio / Máximo) Residencial Comercial Industrial Subsidio (Igual o Mayor a un ) 25% / 30% / 25% Exención Tributaria 30% 30% Fuente: Elaboración Propia 12.3 Metodología de identificación de los segmentos de mercado objetivo del instrumento de Incentivo Del mercado total potencial con posibilidades de instalación de equipos de ERNC para generación distribuida, dado lo extenso que resulta, se define como mercado objetivo al subconjunto al cual la instalación y uso de tecnologías de generación distribuida de ERNC le resulte conveniente desde el punto de vista económico. En tal sentido, se diferencian dos tipos de segmentos de consumidores que cumplirían la condición de objetivo del instrumento de incentivo: Aquellos clientes a los que, en la evaluación particular de costo beneficio de la instalación de esta tecnología, ya les resulte conveniente en forma directa. Estos clientes no precisarían de incentivos adicionales, los mismos, en todo caso, sólo acelerarían un proceso de adaptación de la tecnología que igualmente se daría de forma natural. 253

254 Aquellos clientes a los cuales, mediante la aplicación de alguno de los instrumentos de incentivo objeto del presente estudio, les pase a resultar económicamente favorable la incorporación de un panel fotovoltaico en su domicilio. Este incentivo ofrecido a este grupo de clientes debe tener un límite, establecido por el cálculo integrado del beneficio particular y social de la incorporación de la tecnología, contribuyendo entre ambos a que ésta resulte económicamente conveniente. Por otra parte, aquellos clientes para los cuales el beneficio particular sumado al beneficio social del cambio de tecnología resulten inferiores a cero serán descartados por el momento, ya que configuran proyectos económicamente inviables y no vale la pena destinar recursos en los mismos, en esta instancia de penetración de las ERNC. Ahora bien, para poder identificar los segmentos de mercado que cumplen con la condición de ser objetivo de un instrumento de incentivo se deben analizar los grupos de consumo abiertos, al menos, en la siguiente desagregación: Tipo de tarifa, según sea BT1, BT2, BT3, etc. Curva o perfil de consumo, analizando al menos curvas comerciales, residenciales e industriales, para cada tarifa (BT1, BT2, etc., cuando corresponda). Intervalos de consumo promedio de energía, para la valorización de los consumos e inyecciones. Regiones del país, considerando la radiación solar particular de cada una. Tipos de equipos disponibles y rendimientos aplicados a cada situación. Siguiendo estas premisas de contorno, se ha realizado un estudio que permite definir segmentos de clientes por franja de consumo de energía y por tipo de cliente (residencial, comercial, industrial). El análisis considera también la ubicación del cliente, lo que define entre otros factores, la tarifa de energía, el precio de nudo y la radiación solar que recibe. Para la valorización de cada flujo de fondos se plantea esquemáticamente en la siguiente figura, mediante la contraposición de la curva de consumo del cliente y la nueva curva de generación del kit FV o tecnología analizados en cada caso. Se identifican para cada día del año, áreas donde la autogeneración de energía provoca: por un lado ahorro al abastecer el autoconsumo y, por el otro, posibles ingresos por inyección de excedentes al sistema, y otras zonas donde aún se presentan costos de la tarifa del servicio donde el cliente debe abonar su consumo, como lo haría habitualmente. Gráficamente se expone en el siguiente cuadro: 254

255 1,4 Grafico 1: Curva de consumo del cliente y curva de generación 1,2 1 Potencia [kw] 0,8 0,6 0,4 0,2 0 Costos x Tarifa Ingresos x Inyección Ahorro x autogeneración Consumo Generación Fuente: Elaboración Propia Costos x Tarifa Siguiendo estas premisas, se calcula primeramente el beneficio particular de la inversión de un determinado equipo de generación distribuida, calculándolo como el Valor Actual Neto para un período de 20 años, como se indicó en capítulos anteriores. Con este análisis se efectúa una primera selección de los segmentos de mercado, reconociendo aquellos que, en forma directa, ya les resulta conveniente la adopción de la tecnología. Este análisis se realiza para todos los equipos disponibles, de manera de intentar identificar la existencia de equipos intrínsecamente viables. Se expone un cuadro con un ejemplo de los distintos VAN obtenidos con este análisis, para uno de los segmentos analizados (consumidores BT1, residenciales, de la comuna de Algarrobo, servidos por la distribuidora Casablanca). Distribuidora Tabla 139: Ejemplo de VAN obtenidos en análisis por segmento. VAN kit 1.6 kit 2.3 kit 3 kit 4.5 kit 5 kit 8 Superficie Panel [m2] 8,4 12,6 15,4 25,2 26,6 42 Potencia Máxima [kw] 1,6 2,3 3 4,5 5 8 Inversión Total [$] $ $ $ $ $ $ Pmax kwh / (kw) mes VAN Particular Comuna Categoria Fuente: Elaboración Propia Maximo VAN ($) E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0, E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0, E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0, E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0, E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0, E. CASABLANCA Algarrobo BT1 1, E. CASABLANCA Algarrobo BT1 2, E. CASABLANCA Algarrobo BT1 5, E. CASABLANCA Algarrobo BT1 9,

256 Se observa que para el caso de los consumidores residenciales de la comuna de Algarrobo, servidos con la distribuidora Casablanca, sólo se verifica como viable el kit 4.5 y en los casos de clientes con consumos de kwh o más. Para los demás casos y en segunda instancia, se efectúa el mismo análisis de flujo de inversión a 20 años, pero ya con la evaluación del proyecto social, considerando adicionalmente los beneficios sociales obtenidos por la incorporación de las unidades de potencia instalada en ERNC y de la energía generada, tanto la entregada al sistema como la utilizada en autoconsumo, para cada uno de los kits FV analizados en el estudio. Con este valor y el VAN privado correspondiente, se obtiene un VAN neto para cada combinación de segmento de consumidores analizados y kit FV. Entra las distintas opciones de kits FV, se busca aquel con mayor valor de VAN neto, dado que sería la opción más racional por parte del consumidor interesado. Si éste es mayor a cero entonces el segmento de mercado puede ser considerado como objetivo para los instrumentos de incentivo a ser desarrollados, dado que presenta una valorización de proyecto viable, bajo la consideración de sus beneficios particulares y sociales. Esta valorización se expone en el siguiente cuadro, siguiendo el ejemplo anterior: Tabla 140: Ejemplo identificación mercado objetivo Distribuidora Comuna Categoria Pmax kwh / Maximo Maximo VAN Incentivo Es Mercado KIT KIT (kw) mes VAN ($) Neto ($) a otorgar Objetivo? E. CASABLANCA Algarrobo BT $ $ $ - No E. CASABLANCA Algarrobo BT $ $ $ - No E. CASABLANCA Algarrobo BT $ $ $ - No E. CASABLANCA Algarrobo BT $ $ $ - No E. CASABLANCA Algarrobo BT $ $ $ - No E. CASABLANCA Algarrobo BT $ $ $ - No E. CASABLANCA Algarrobo BT $ $ kit 4.5 $ Si E. CASABLANCA Algarrobo BT $ kit 4.5 $ kit 4.5 $ - Viable s/incentivo E. CASABLANCA Algarrobo BT $ kit 4.5 $ kit 4.5 $ - Viable s/incentivo Fuente: Elaboración Propia Se observa que mediante la aplicación del incentivo se logra identificar como segmento objetivo a los consumidores de BT1 residenciales de la comuna de Algarrobo, servidos por la distribuidora Casablanca, para la aplicación de un incentivo valorizado en $ Se aclara nuevamente que para aquellos casos en los que el VAN privado ya resulte mayor a cero (en el cuadro aquellos con consumo superior a kw), es decir, en los casos en los que el análisis de adoptar generación sea económicamente conveniente sin tomar en cuenta los beneficios sociales adicionales, no se aplicaría ningún incentivo, dado que se prefiere destinar esos recursos a fomentar los segmentos en los que el análisis no 256

257 resulta tan claramente favorable. De este modo, el incentivo definido resultará adecuadamente selectivo e más inclusivo. Por otra parte y como fue aclarado, con el mismo criterio de aprovechar los recursos, el instrumento de incentivos estará sujeto a un límite máximo de aplicación, superado el cual el segmento analizado deja de resultar objetivo del mismo. Este límite corresponde al valor necesario para hacer el VAN neto cero, aún cuando el cálculo del beneficio social indique un mayor valor. El presente informe describe la metodología de definición de los segmentos de mercado a los que le aplica la condición de objetivo de los instrumentos de incentivos a ser determinados en base a las premisas expuestas en los ítems anteriores. Asimismo, se presentan los cálculos para la determinación de los segmentos de mercado objetivos de la categoría residencial de la tarifa BT1, para cada tarifa de las distintas regiones de Chile y para cada uno de los kits posibles. Por último, es importante destacar que en función a los perfiles de consumo de los usuarios de manera específica se puede determinar si la instalación de un kit FV tipo generará un beneficio de manera inmediata o podría requerir del mecanismo de incentivo que se propondrá Potenciales nichos para la Ley Respecto a los nichos propiamente tal y considerando lo visto en este capítulo y la Evaluación Social se puede determinar que los nichos se encontrarían en casi todas las comunas, en la mayoría de los volúmenes de consumo y en la mayoría de los kit fotovoltaicos evaluados. Lo anterior, considerando los supuestos previamente señalados en el informe. Cabe destacar que lo anteriormente señalado respecto a que los nichos de mercado se encontrarían en casi todas las comunas, se determinó de acuerdo a las evaluaciones que se efectuaron y en los casos de las comunas seleccionadas presentadas en el capítulo 8. El detalle de las demás comunas se encuentra en las Planillas Adjuntas (Anexo M). 257

258 13 DISEÑO MECANISMO DE INCENTIVO En el grado de avance actual de las tecnologías y programas de generación distribuida es fundamental implementar mecanismos de incentivo. Dentro de los mismos se busca promover líneas de financiamiento, dado que la inversión requerida para implementar las ERNC presenta las siguientes características: Es relativamente elevada en relación al ingreso (del hogar/comercio/industria). Su periodo de recuperación es extenso (se demora varios años en recuperar la inversión). Los beneficios (ahorros) no son simples de estimar por el usuario medio, dado el conocimiento técnico que se requiere. Los precios futuros de la energía presentan incertidumbre lo cual genera riesgo en la inversión. Las familias (clientes residenciales) tienen prioridades mayores para destinar sus ahorros: vivienda, automóvil, educación. Los comercios e industrias tienen prioridades mayores para destinar sus fondos: maquinas, herramientas y otras inversiones asociadas a su actividad. Estas características indican que aun cuando la inversión sea económicamente conveniente a largo plazo, es muy probable que los potenciales destinatarios de la Ley, no puedan o sepan aprovechar sus ventajas debido a la dificultad en afrontar la inversión requerida sin el acceso a fuentes de financiamiento. Por otra parte, las entidades bancarias no cuentan en esta etapa embrionaria de las ERNC con las garantías necesarias para otorgar créditos a largo plazo que permitan afrontar estas inversiones. Por ello resulta imprescindible implementar instrumentos de incentivos, quizás de manera transitoria para los primeros años de desarrollo de las ERNC a nivel de generación a pequeña escala, los que permitan acceder a las tecnologías necesarias y que se paguen idealmente con los ahorros obtenidos por el aprovechamiento de los equipamientos. Este instrumento debe contar con una contrapartida que permita recuperar los ahorros y además contar con las garantías adecuadas para asegurar el uso debido de los equipos instalados, tal como fue planificado. En ese sentido, una posibilidad es la adopción de la tecnología de medición inteligente del consumo eléctrico (AMI) pudiendo asociarla a la instalación el corte remoto del suministro eléctrico de red, ante la falta de pago del dispositivo. También es recomendable y es una alternativa que la distribuidora sea el agente de recaudación de los pagos, dependiendo del incentivo. Estos mecanismos de 258

259 garantía de pago permitirán viabilizar la aplicación de estos recursos financieros, dada la más sólida garantía de utilización y recaudación. En esta línea, para el diseño del mecanismo de incentivo para promover la adopción de generación distribuida de energías renovables no convencionales se tomaron en cuenta experiencias internacionales, los antecedentes nacionales de ERNC en Chile y las opciones de instrumentos estudiadas Instrumentos Específicos Como se señaló en la Tabla 138 los instrumentos seleccionados son par el caso de los Clientes Tipo Residencial un subsidio a la inversión y para los clientes Tipo Comerciales e Industriales una Exención Tributaria Mecanismo de incentivo En este apartado se presenta y detalla el mecanismo de incentivo adoptado para cada caso. Asimismo, primeramente se realiza una descripción de las características esperadas del mecanismo a determinar para que el mismo pueda tener mayor éxito. Como características del mecanismo se debe tener que este sea: Simple. Claro. De fácil aplicación. Expeditivo / no burocrático. Universal / Inclusivo / Abarcativo. Eficaz en la asignación de recursos. Financieramente beneficioso. Económicamente viable. Cuantificable. De fácil control y seguimiento Diseño de instrumento de fomento La presente sección tiene por objeto, diseñar los instrumentos definidos para el fomento de la generación distribuida en el marco de la Ley Es importante resaltar algunos 259

260 aspectos resultantes del presente trabajo, que permiten fundamentar la elección y características principales de los instrumentos de fomento que se desarrollan en este trabajo. En primer lugar se definió, por medio de análisis cualitativos, la tecnología, que en base a la experiencia del equipo Consultor, y las revisiones internacionales, es la tecnología que se debe apoyar/incentivar, principalmente por su aplicabilidad en todo el terreno nacional, así como también la facilidad de implementación, operación y mantenimiento. Como resultado de esta primera definición resultó que la tecnología fotovoltaica es la tecnología que cumpliría con los requisitos de aplicabilidad si se considera el nivel de complejidad de la misma. En efecto, cuando se revisó la experiencia internacional, se pudo constatar que en su mayoría los instrumentos de fomentos a la generación distribuida (Net Mettering o Net Billing), se focalizaba en esta tecnología, y los restantes instrumentos que apuntaban a otras tecnologías, también incorporaban a la tecnología fotovoltaica. En segundo lugar, se definió el grupo objetivo al cual sería aplicable este instrumento. Respecto de esto, se consideró lo estipulado en la Ley, la que indica que es aplicable a todos los clientes regulados, por lo que se definieron tres tipos de clientes; los clientes residenciales (CR), los comerciales (CC) y los industriales (CI), cada uno de ellos diferenciado principalmente por las características y niveles de consumo. El tercer punto definido, corresponde al tipo de incentivos, que considerando la tecnología y el tipo de clientes, sería factible de aplicar. Se revisó una serie de incentivos, a los cuales se les aplicó tanto un análisis cualitativo como cuantitativo. Como resultado de ello, se obtuvo que los incentivos que más beneficiarían a los respectivos clientes, son el subsidio para el caso de los CR, y la exención tributaria (crédito tributario) para el caso de los CC y los CI. Como parámetro final, se definió la cobertura mínima aceptable de la demanda que el equipo instalado deberá aportar. Tras una serie de análisis, y considerando los diferentes perfiles de demanda se definieron como aporte mínimo a las respectivas demandas un 40%, 30% y 25% para los CR, CC y CI respectivamente. Conforme lo anterior, a continuación se desarrolla el diseño de los instrumentos definidos, tanto en su operatividad, como aplicabilidad. 260

261 13.3.1Incentivo para Clientes Residenciales Tal como se comentó, este corresponde a un Subsidio o Beneficio para la Instalación de Sistemas Fotovoltaicos de Autoconsumo. Tras las evaluaciones realizadas, se obtuvo que con aportes superiores al 30% del costo total de inversión, los proyectos analizados cruzaron el umbral de la inviabilidad, para pasar a obtener beneficios desde el punto de vista económico. Como ya se había mencionado, con aportes superiores a 30% y hasta 60%, la mayoría de los casos analizados obtendría una viabilidad económica, permitiendo incentivar el uso de esta tecnología, bajo el marco legal objeto de este estudio. Bajo este escenario, el diseño del subsidio o beneficios deberán considerar los siguientes aspectos desde su solicitud hasta su otorgamiento. 1. Organismo que gestiona Corresponde a la institución que deberá interactuar para el análisis, evaluación, otorgamiento y control del beneficio. Dada la complejidad que requiere el análisis es necesario que exista un agente técnico que pueda visar el proyecto que se presente a solicitud. Se propone tanto SEC, CER y CNE de manera coordinada en las distintas etapas del proceso. 2. Requisitos de postulación Para solicitar el beneficio, se deberá acreditar la propiedad del inmueble donde se quiera instalar el sistema FV. Se deben presentar las últimas doce facturas de electricidad, acreditando así el tipo de tarifa, y el nivel de consumo promedio. Se debe disponer del informe favorable de la empresa distribuidora respecto de la solicitud de conexión. Finalmente, ya sea el usuario o un promotor, deberá presentar un anteproyecto de sistema, el cual deberá tener una relación Autoconsumo/Generación mayor a 0,6. Se deberá acompañar el anteproyecto con las respectivas memorias de cálculo y cotizaciones. 3. Monto de Asignación No hay un monto global definido, ya que esto dependerá tanto del costo global del sistema, como el porcentaje final que se entregue en función de la viabilización del 261

262 Proyecto. Se deberá analizar por medio de evaluación económica tipo el monto a asignar con tope máximo de 30% de la inversión. 4. Periodo o Plazo de Postulación Todo el año según la disponibilidad de recursos. 5. Criterio de Evaluación y Asignación Las solicitudes deberán ser presentadas en las oficinas del CER, el que en coordinación interna con la CNE, deberá confirmar todos los aspectos técnicos asociados al proyecto. Luego el ministro respectivo, vía resolución exenta la que otorgara el beneficio según los respectivos informes que hubiese emitido el CER. La resolución acreditará la asignación del beneficio, el cual sólo podrá ser cobrado una vez que el usuario o promotor presente ante el CER el documento del SEC en donde se compruebe la puesta en servicio y conformidad de operación del proyecto. 6. Plazos asociados al Procedimiento de Evaluación y Asignación Los plazos asociados a la asignación son los siguientes: a) 40% del beneficio será entregado inmediatamente con la emisión de la resolución. b) 30% será entregado contra la entrega del documento puesta en servicio. c) 30% final será entregado al mes siguientes de la puesta en servicio, una vez que se hubiese comprobado la operación del proyecto. 7. Objetivos del Subsidio o Beneficio El subsidio a equipos fotovoltaicos para el autoconsumo, es el subsidio para clientes residenciales que fomentara el uso de estos sistemas para la autogeneración de energía eléctrica Incentivo para Clientes Comerciales e Industriales Tal como se comentó, este corresponde a un Crédito Tributario para la Instalación de Sistemas Fotovoltaicos de Autoconsumo. Tras las evaluaciones realizadas, se obtuvo que con Créditos Tributarios equivalentes 30% del costo total de inversión, los proyectos analizados cruzaron el umbral de la inviabilidad, para pasar a obtener beneficios desde el punto de vista económico. 262

263 Conforme lo indicado, el Crédito Tributario será Imputable contra el impuesto de primera categoría de las empresas que efectúen inversiones en sistemas fotovoltaico para el autoconsumo. 1. Organismo que gestiona Corresponde a la institución que deberá interactuar para el análisis, evaluación, otorgamiento y control del beneficio. Dada la complejidad que requiere el análisis es necesario que exista un agente técnico que pueda visar el proyecto que se presente a solicitud. Se propone tanto SII, SEC, CER y CNE de manera coordinada en las distintas etapas del proceso. 2. Requisitos de postulación Ser contribuyente de Primera categoría. Presentar al menos las tres últimas declaraciones de renta de la empresa. Se deben presentar las últimas doce facturas de electricidad, acreditando así el tipo de tarifa, y el nivel de consumo promedio. Se debe disponer del informe favorable de la empresa distribuidora respecto de la solicitud de conexión. Finalmente, ya sea el usuario o un promotor, deberá presentar un anteproyecto de sistema, el cual deberá tener una relación Autoconsumo/Generación mayor a 0,6. Se deberá acompañar el anteproyecto con las respectivas memorias de cálculo y cotizaciones. 3. Monto de Asignación El monto será equivalente al 30% de la inversión en que se haya incurrido por el sistema de autogeneración. Este monto será imputable contra impuesto a la renta, en el número de periodos contables que sea necesario para deducir el total del crédito del impuesto respectivo. 4. Periodo o Plazo de Postulación Plazos estipulados para la elaboración y presentación de la documentación asociada al Impuesto a la Renta. 5. Criterio de Evaluación y Asignación 263

264 La solicitud de devolución deberá ser presentada por los contribuyentes en la unidad del SII que corresponda a su domicilio, dentro del período contable al cual corresponda la inversión. Al pedir la devolución, deberá acompañarse esta solicitud con la siguiente documentación: Comprobantes de declaración y pago de impuesto a la renta de los tres periodos anteriores. Documento emitido por SEC/CNE/CER respecto de la conformidad de instalación y operación del sistema bajo los parámetros establecidos, y los requisitos técnicos y de relación mínimos establecidos (relación autoconsumo/generación > 0,6) 6. Objetivos del Subsidio o Beneficio El Crédito Tributario a equipos fotovoltaicos para el autoconsumo, es el instrumento para clientes regulados comerciales e industriales que fomentará el uso de estos sistemas para la autogeneración de energía eléctrica. 264

265 14 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL MECANISMO PROPUESTO En este ítem se expone el desarrollo de la evaluación económica del mecanismo de incentivo propuesto para cada caso. En el mismo se describen, sobre la base a las evaluaciones de consumos, radiación, ahorros y beneficios individuales y sociales efectuadas, los pasos seguidos para determinar el alcance y valor de cada mecanismo de incentivo. Cabe destacar que los resultados presentados en las tablas de este capítulo corresponden al caso de análisis más desfavorable respecto al Ahorro del Usuario, determinado, correspondiente a la Comuna de Maipú y distribuidora Chilectra, dado esto se tiene que en caso que sean positivas estas evaluaciones, las otras comunas también serían positivas Clientes tipo Residenciales Como fue indicado previamente, dentro de las categorías de clientes residenciales se analizaron todos sus subgrupos, identificando porciones de mercado que resultan ser objetivo del esquema de incentivos. Si bien el análisis pormenorizado ha sido realizado para cada subgrupo dentro de esta categoría, siguiendo lo descrito en las características deseables de un esquema de incentivos es que se decide la aplicación de un subsidio como incentivo, para que el mismo sea más simple de comunicar y adoptar por los usuarios, resulte de fácil aplicación, expeditivo y que sea extensivo a todos los usuarios de la categoría. Dado lo anterior en la Tabla 141 se presentan los resultados de la evaluación económica del mecanismo propuesto para los Clientes Tipo Residenciales, los que tienen como instrumento el Subsidio. Tabla 141: Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto para los Clientes Residenciales VAN TIR PayBack Ingresos Anuales $ ,00% Maipú-Chilectra $ ,00% 9 $ Coelemu-Copelec $ ,33% 5 $ Casablanca- Emelca $ ,28% 4 $ Lo Barnechea- Chilectra $ ,67% 7 $

266 Villarrica-Frontel Aysen-Edelaysén Yerbas Buenas- Luz Linares Taltal-Elecda Cabo de Hornos- Edelmag Cobquecura- Emelectric Calama-Elecda No Cumple Autoconsumo No Cumple Autoconsumo No Cumple Autoconsumo No Cumple Autoconsumo No Cumple Autoconsumo No Cumple Autoconsumo $ $ $ ,02% 4 $ No Cumple con Criterio generación No Cumple Autoconsumo 23,98% 4 $ No Cumple Autoconsumo No Cumple Autoconsumo $ $ ,13% 6 $ No Cumple con Criterio generación Fuente: Elaboración Propia -2,60% 26 $ En el Anexo O se presentan los resultados de todas las comunas en sus 3 Casos, base, Medio y Máximo Clientes Comerciales e Industriales Como fue descrito previamente para los residenciales, también dentro de las categorías de clientes comerciales e industriales se analizaron todos sus subgrupos, identificando porciones de mercado que resultan ser objetivo del esquema de incentivos. Si bien el análisis pormenorizado ha sido realizado para cada subgrupo dentro de esta categoría, siguiendo lo descrito en las características deseables de un esquema de incentivos es que se decide la aplicación de una exención tributaria como incentivo, para que el mismo sea más simple de comunicar y adoptar por los usuarios, resulte de fácil aplicación, expeditivo y que sea extensivo a todos los usuarios de la categoría. Dado lo anterior en la Tabla 142 y Tabla 143 se presentan los resultados de la evaluación económica del mecanismo propuesto para los Clientes Tipo Comercial y Tipo Industrial, respectivamente, los que tienen como instrumento la exención tributaria. Tabla 142: Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto para los Clientes Comerciales No Cumplen Maipú-Chilectra Coelemu-Copelec Casablanca-Emelca Lo Barnechea-Chilectra Villarrica-Frontel Aysen-Edelaysén 266

267 Yerbas Buenas-Luz Linares Taltal-Elecda No Cumple Generación Cabo de Hornos-Edelmag No Cumple Autoconsumo Cobquecura-Emelectric Calama-Elecda No Cumple Generación Fuente: Elaboración Propia En la tabla anterior se muestran solamente los casos en que no se cumplen las condiciones de borde lo anterior, dado que para cada caso los montos exentos serán distintos en función a los ingresos que tenga cada usuario que utilice este mecanismo. Tabla 143: Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto para los Clientes Industriales No Cumple Maipú-Chilectra No Cumple Generacion Coelemu-Copelec No Cumple Generacion Casablanca-Emelca Lo Barnechea-Chilectra No Cumple Generacion Villarrica-Frontel Aysen-Edelaysén Yerbas Buenas-Luz Linares No Cumple Generacion Taltal-Elecda No Cumple Generacion Cabo de Hornos-Edelmag No Cumple Autoconsumo Cobquecura-Emelectric No Cumple Generacion Calama-Elecda No Cumple Generacion Fuente: Elaboración Propia En la tabla anterior se muestran solamente los casos en que no se cumplen las condiciones de borde lo anterior, dado que para cada caso los montos exentos serán distintos en función a los ingresos que tenga cada usuario que utilice este mecanismo. En el Anexo O se presentan los resultados de todas las comunas en sus 3 Casos, base, Medio y Máximo Determinación del Costo para el Estado Este apartado tiene como objeto, en función de los análisis realizados, y los instrumentos propuestos, estimar cual sería el costo en el cual el Estado debería incurrir para apoyar esta iniciativa. Antes de estimar el costo mencionado, es necesario resaltar que los países 267

268 con programas de incentivos a la generación distribuida más exitosas, son aquellos donde se ha dado la combinación de varias características en forma de estrategias. Estas estrategias corresponden a: a. Fijar metas, ya sean estas de capacidad o generación siendo voluntarias u obligatorias. b. Hacer obligatoria la recepción de la energía por parte de las empresas distribuidoras o transmisoras, entregando además condiciones de operación y despacho preferenciales. c. Implementación de campañas de difusión sobre las opciones de financiamiento de compra de estos equipos, así como también los beneficios de su uso. En línea con lo anterior, la letra b se estaría cumpliendo, pues la Ley haría obligatoria la recepción de la energía bajo condiciones preferenciales de conexión y despacho. Ahora bien, se propone además la fijación de metas para la instalación de capacidad (letra a), con las cuales se ha elaborado la tabla siguiente que contiene las estimaciones de costos para el Estado bajo varias metas de capacidad a instalar y en función de distintos niveles de apoyo. Tabla 144: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Residenciales N de KW Costo Para el Estado Según Nivel de Subsidio o Viviendas Instalado Beneficio (US$) 30% 40% 50% 60%

269 Fuente: Elaboración Propia Conforme lo anterior, dependiendo de la meta que se fije como Política de Apoyo, el costo para el estado podrá tener un máximo y un mínimo, lo que además variara en función de los distintos niveles de beneficio que se entreguen. Si se considera una meta de viviendas por ejemplo, el costo para el Estado podría estar entre 50 MMUS$ y 100 MMUS$. Finalmente, y para asegurar el éxito de esta política, se deberán desarrollara campañas informativas respecto de, la existencia de la Ley, la existencia del incentivo, y las características del mismo, la meta establecida, y los beneficios que trae consigo la generación de este tipo de tecnologías tanto para el usuario, como para la sociedad. En el caso de los incentivos tributarios que van dirigidos a sectores productivos como lo es el comercio y la industria, estos no generan un costo directo para el Estado, sino que más bien el Estado dejaría de percibir ingresos. En este contexto, si se considera un potencial similar al establecido como política para el sector residencial, es decir metas equivalente en kw instalados, se tiene los resultados indicados en la tabla siguiente. Tabla 145: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Comerciales e kw Instalados Industriales Costo Total De Instalaciones (US$) Crédito Tributario 30% de Inversión (US$)

270 Fuente: Elaboración Propia Como se observa, bajo una meta supuesta de 50 MW a instalar, se tiene que el estado dejaría de percibir por concepto de impuesto a la renta un total de 46 MMUS$. En suma, para una meta supuesta de Techos Verdes (equivalentes a 50 MW) en el sector residencial, y 50 MW en los sectores comerciales e industriales, es decir un total de 100 MW en este esquema de apoyo subsidio para residenciales, y exención para comerciales e industriales-, el estado tendría un costo 100 MMUS$ en el peor caso, y dejaría de percibir 46 MMUS$. 270

271 15 IDENTIFICACIÓN NORMATIVA A DESARROLLAR O MODIFICAR PARA EL INCENTIVO PROPUESTO Este capítulo tiene por objetivo identificar los aspectos normativos necesarios para la implementación, administración y control de los mecanismos propuestos en los puntos y de este documento. Cabe destacar que se han definido dos líneas distintas para el otorgamiento del beneficio, las cuales identifican las diferencias particulares de cada uno de los beneficiarios. En primer lugar, se encuentran los beneficiarios del tipo residencial para los cuales se ha definido como instrumento de apoyo la línea del subsidio (beneficio fiscal), y en segundo lugar, los beneficiarios del tipo comercial e industrial, para los cuales el instrumento que se ha definido se encuentra en la línea de los beneficios tributarios. A continuación se muestra el esquema general por el cual debería seguir una solicitud de subsidio proveniente de un Cliente. 271

272 Figura 35: Esquema Solicitud Incentivo Clientes. Usuario o Promotor Idea de Proyecto Evaluación privada del proyecto por parte del usuario o promotor Solicitud de factibilidad de conexión a empresa distribuidora Empresa Distribuidora Sí Se necesita aumento de capacidad Se acepta aumento capacidad por parte del usuario o promotor Usuario o Promotor Presentación formulario solicitud de incentivo y evaluación privada del proyecto por parte del usuario o promotor a entidad correspondiente Sí No Fin Recepción Solicitud Aprobación proyecto por entidad correspondiente Sí No Fin Cartera de proyectos Contraloría Subsecretaría de Energía Entidad que otorga el incentivo Entrega de Incentivo Ejecución Proyecto Fuente: Elaboración Propia. 272

273 De acuerdo a la Figura anterior y a la revisión de distintas normativas por parte del Consultor, se llegó a la conclusión que no es necesario modificar alguna de ellas para el otorgamiento de subsidios. El proceso para la solicitud del incentivo, por ejemplo, Subsidio por parte de los Clientes Sujetos a Tarifas Eléctricas BT1 (Clientes Residenciales y Comerciales Pequeños) se detalla a continuación: El usuario o promotor tiene la idea de proyecto que consiste en la instalación de un sistema fotovoltaico para la generación de electricidad, con el cual pueda cubrir entre el 30% y el 60% de su demanda mensual. Para esto, el usuario o promotor debe realizar una evaluación privada de su proyecto y determinar cuál sería el costo de la inversión que necesita para ejecutarlo. Paralelamente, el usuario o promotor del proyecto debe realizar la solicitud de factibilidad de conexión en el punto requerido a la empresa distribuidora correspondiente. Como respuesta a esta solicitud de conexión, la empresa distribuidora debe elaborar un Informe de Factibilidad Técnica (IFT), el cual puede tener como respuesta de la empresa distribuidora al usuario o promotor que hay conformidad de la solicitud de conexión o que existen observaciones a dicha solicitud de conexión. Si la respuesta es que hay conformidad a la Solicitud de Conexión, el usuario o promotor, después de recepcionar el IFT, debe firmar un contrato de conexión con la empresa distribuidora. Luego, el usuario o promotor debe presentar un formulario de solicitud de incentivo, adjuntando la evaluación privada del proyecto y el contrato de conexión con la empresa distribuidora a la entidad correspondiente que entregue el incentivo para este tipo de proyectos. Una vez recepcionada la información proporcionada por el usuario o promotor del proyecto por la entidad que otorgue el incentivo, ésta deberá responder dicha solicitud aprobando o rechazando el otorgamiento del incentivo. Si se rechaza, el proceso termina ahí; en caso de que la entidad correspondiente apruebe el incentivo para el proyecto, éste pasará a una cartera de proyectos y la Subsecretaría de Energía, en conjunto con la Entidad que otorga el incentivo, hará entrega de éste, y así, el usuario o promotor podrá ejecutar el proyecto. Las Observaciones Necesaria contenidas en respuesta a la solicitud de conexión entregada al usuario o promotor por la empresa distribuidora, luego de elaborar el ITF, tiene, pueden ser por falta de documentación y/o que se necesitan realizar obras adicionales y/o adecuaciones. Si se necesitan antecedentes adicionales, se le informará de esto dentro de cinco días hábiles al usuario o promotor del proyecto para que presente los antecedentes adicionales requeridos. Luego, la empresa distribuidora realizará 273

274 nuevamente la resolución de la solicitud de conexión, la cual puede dar conformidad a dicha solicitud y continuar con el proceso descrito en los párrafos anteriores; si la solicitud de conexión es nuevamente rechazada por la empresa distribuidora, el usuario o promotor del proyecto podrá presentar una apelación a la Superintendencia, la que si fuere rechazada, el proceso termina ahí. En cambio, si la apelación es aprobada, se notifica a ambas partes y la empresa distribuidora deberá elaborar un nuevo Informe de Factibilidad Técnica, el que es recepcionado por el usuario o promotor, dando paso a la firma del contrato de conexión con la empresa distribuidora y proseguir el proceso descrito para la entrega del incentivo. Bajo este esquema, la línea administrativa y de control debe seguir la línea de los instrumentos ya existentes tales como los del programa electrificación o de energización rural. En el caso de los clientes comerciales e industriales, los aspectos normativos deberán seguir la misma línea utilizada en la Ley (Ley de Sistemas Solares Térmicos), puesto que el instrumento también corresponde a un crédito o franquicia tributaria. Con esto, se deberá dictar una Ley de Incentivo en la cual se definan los aspectos comprendidos para este beneficio. Los comercios o empresas que opten por este beneficio podrán deducir del monto de sus pagos provisionales obligatorios (Ley sobre Impuesto a la Renta), un crédito equivalente a todo o parte del valor de los Sistemas Fotovoltaicos instalados en sus dependencias. En ambos casos, esto es subsidio y franquicia tributaria, para optar a este beneficio los FV deberán cumplir con las Indicaciones de la Ley respecto de la capacidad máxima aceptada. Como todo proceso, se deberá desarrollar un Reglamento para la Ley de Incentivo, en donde se especifiquen claramente las normas que complementen la Ley de Incentivo, apuntando a las condiciones, montos y plazos en los cuales se entregará el beneficio, adicionando también, los requisitos mínimos que deben cumplir los equipos e instalaciones de Sistemas Fotovoltaicos. Respecto a los requerimientos mínimos de los equipos, éstos deberán cumplir con todas las exigencias asociadas a la conexión en sistemas de distribución, es decir, deberán cumplir con los aspectos indicados en la NTCO. 274

275 Finalmente, y por medio de una Resolución Exenta, se deberá instruir a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, quien deberá establecer los procedimientos de certificación y registro de los equipos Fotovoltaicos. 275

276 16 Perfeccionamiento del mecanismo Durante la ejecución del presente estudio se reconocieron y elevaron a consideración de la Subsecretaría algunas pautas regulatorias a los fines de que no sólo el mecanismo de incentivo planteado, sino también la instalación generalizada de equipamientos de generación distribuida, pueda ser llevada adelante con éxito. Existen puntos específicos del marco regulatorio que deberían ser revisados en el futuro para asegurar una mayor adopción de la tecnología y un adecuado, viable y rentable uso de los recursos disponibles. En el próximo punto se exponen nuevamente y de una forma bien concisa, un tema a tener en consideración para poder hacer una aplicación más extensiva de la generación distribuida Modulación de la curva de carga En relación a lo expuesto en el punto respecto a las nuevas tecnologías de medición, existe un beneficio muy importante en la implementación de generación distribuida, todavía no capturado por el actual abordaje. Al instalar equipos de generación de ERNC en los domicilios, los clientes además pasan a efectuar inyecciones a la red, es decir que comienzan a reemplazar parte de la generación convencional, ya sea por autoconsumir su energía (evitando un consumo de la red) o bien por inyectar excedentes a la red. Ahora bien, las ERNC son intrínsecamente energías irregulares durante el día y sobre todo el caso de la FV, su máximo de generación se encuentra desfasado de la máxima del sistema. En ese caso y tal como queda planteado actualmente el mecanismo, el uso de la energía proveniente de la generación distribuida no genera mejoras en el uso de la capacidad instalada de transmisión y distribución. Eso podría ser mejorado mediante el fomento conjunto de equipos de generación distribuida y de equipos de almacenamiento y despacho de la energía generada. Es decir, contar además de los paneles generados con bancos de baterías programables, capaces de liberar la energía en horarios de punta, donde es más conveniente para el sistema, de modo que la misma sea utilizada ya sea para el auto-consumo o para la inyección a la red, siendo consumida en domicilios aledaños. 276

277 De esta forma, el sistema recibe un nuevo beneficio que consiste en la posibilidad de postergar inversiones de capacidad, debido a un mejor aprovechamiento de la capacidad existente. Es así que, mediante algunos cambios en el marco regulatorio puede hacerse un uso mucho más provechoso de la incorporación de la generación distribuida, sin embargo, este punto es para una etapa posterior, lo primero es poder incentivar el uso de la actual Ley , para luego ver otras mejoras operativas. 277

278 17 CONCLUSIONES En función de los análisis y resultados obtenidos en el presente informe, a continuación se indican algunas las conclusiones y comentarios, que guardan relación con el estudio y con las posibles acciones asociadas al mecanismo de incentivo que podrían implementarse para el desarrollo de las ERNC y sistemas de cogeneración eficiente en sistemas de generación distribuidas a pequeña escala, considerando lo señalado en la Ley N y el Reglamento preliminar de Octubre Como primera conclusión es que en general en los países analizados se detectó que el concepto o Modelo Net Metering (Medición o Balance Neto) se utiliza de manera indistinta aunque se esté tratando de modelos de tipo Net Billing (Facturación Neta), principalmente esta diferencia se basa en que en el Net Billing se valoriza la inyección generada y se valoriza el consumo de manera independiente, por lo que se utilizan dos precios, uno para la energía generada y otro para la energía consumida, en cambio el Net Metering se considera un precio solamente de valorización, el que corresponde al precio de energía consumida. Dada esta diferenciación y si no se señalaba de manera explícita el tipo de modelo utilizado en los países, se tomó la convención de que en función a esta diferenciación se señalaba el tipo de Modelo utilizado, de todas formas teniendo presente las otras diferencias existentes entre los dos modelos. Respecto a la revisión internacional, se puede señalar que de la muestra total de países utilizada para el estudio, se destacó la selección de 4 países, los cuales son Alemania, Australia, EE.UU. y Francia. Estos países reúnen de manera transversal, los mecanismos expuestos, como también las tecnologías más utilizadas. Lo cual permitió identificar un patrón común, es decir, que el uso de estos mecanismos están alineados con las políticas energéticas de cada país, las cuales están orientadas en incentivar el uso de las energías renovables en sistemas de generación distribuidas a pequeña escala, incentivar el autoconsumo y el excedente poderlo entregar a la red de distribución eléctrica. Como conclusiones generales respecto a las experiencias revisadas se puede señalar que: A nivel internacional, los excedentes eléctricos generados por estos sistemas, y que son inyectados a la red de distribución eléctrica, son comprados generalmente por la empresa distribuidora, a un precio igual al costo de la energía eléctrica (Avoided Cost) para la distribuidora. Sin embargo, también pueden ser comprados a un precio menor o igual o mayor al precio de venta de la energía de la distribuidora. 278

279 Existen casos en que los excedentes inyectados a la red eléctrica pueden ser utilizados como créditos para los siguientes meses de facturación, a través de un balance físico; o simplemente, los excedentes son valorizados a una tarifa, por ejemplo preferencial (Premium Price). Generalmente este último, es obtenido a través del uso de Feed in Tariff por parte de los Estados, por ejemplo, Alemania y Australia. Con respecto al crédito blando a nivel internacional, estos permiten obtener menores tasas de interés con respecto a las de mercado, además de plazos más extendidos. Su aplicación está orientada a financiar parte o el total del costo de inversión, es el caso de Alemania y Francia. En relación a las exenciones de impuestos: Francia y EE.UU. aplican este mecanismo, en relación a los costos de inversión, es decir, al impuesto que grava los componentes de un sistema de generación renovable. EE.UU. incluso diferencia este mecanismo en función al tamaño de la instalación y tipo de cliente. Alemania en este aspecto permite realizar una exención de impuesto, pero en relación a las ventas de energía por parte de la empresa distribuidora, pero con el requisito de adquirir un 50% de la energía, por medio de fuentes renovables variables (Eólica y Solar FV). En función a los subsidios a nivel internacional, estos tienen como objetivo disponer de fondos para amortizar los costos de inversión en distintos grados u orientación. En el caso de Alemania y EE.UU., permiten financiar proyectos a escala residencial; en el caso de Francia, permite financiar los estudios de factibilidad técnica, los cuales están orientados a estimar el potencial de generación y el aumento de la eficiencia energética. Australia dispone de fondos que permiten financiar proyectos rurales, como así también, sistemas de generación residencial en un porcentaje específico. En el caso de la Amortización Acelerada, se identificó que Francia permite realizar una amortización al primer año de operación, siempre y cuando la estructura tributaria lo permita (Comercial e Industrial). Algunos programas específicos revisados fueron: Tabla 146: Resumen programas específicos revisados Programa País Mecanismo Tecnología Crédito Solar (The Solar Credits Scheme) Australia Subsidio Solar, Eolica y Sistema Hidroelectrico 279

280 Iniciativa de Energía Limpia o Clean Energy Initiative (CEI), Iniciativa Solar de California (CSI) Connecticut Solar Lease Program Community Solar Garden Australia Estados Unidos Estados Unidos Estados Unidos Subsidio Subsidio Fuente: International Energy Agency (IEA), Valgesta. Tecnologías con baja emisión de carbón Solar Solar Solar En términos generales, se puede concluir que los objetivos principales de los mecanismos analizados a nivel internacional están orientados a crear incentivos para la inversión privada en tecnologías renovables, cuya aplicación sea la generación a pequeña escala. Con lo anterior, se permiten reducir las barreras de mercado existentes y en algunos casos es posible desarrollar instrumentos en base a los mecanismos descritos, orientados en tecnologías renovables específicas, como la Solar FV. Del análisis de las tecnologías, y considerando que las tecnologías a utilizar deben ser en primer lugar aplicables, y en segundo lugar utilizables, tanto desde el punto de vista de la operatividad y seguridad. Por lo que, dada la complejidad de algunas de las tecnologías ERNC (incluida la cogeneración eficiente), hace que el segmento de usuarios al cual está dirigida la Ley, no necesariamente cuente con las capacidades necesarias para el financiamiento, la instalación, operación y mantenimiento de los equipos de autogeneración. Dado este punto se determinó que las tecnologías a considerar y proponer en el mecanismo de incentivos estarán enfocadas en la Fotovoltaica, Biogás/Biomasa y Cogeneración. Sin embargo, se dejará abierta la posibilidad de incorporar nuevas tecnologías previa aprobación de Ministerio o del organismo que éste determine. Estas condiciones de mercado favorables promueven un ambiente comercial competitivo para el desarrollo de sistemas de generación residencial, comercial e industrial a pequeña escala, entregando a los potenciales clientes, escenarios con un menor riesgo de inversión. Dado los modelos de negocios planteados es posible que finalmente al realizar el instrumento de incentivo, se deba diseñar uno o dos mecanismos dependiendo del Modelo a satisfacer, esto será analizado y definido en los próximos informes. Considerando las Valorizaciones realizadas y las respectivas sensibilizaciones, se aprecia que es posible efectuar una evaluación económica en función a las sensibilizaciones 280

281 efectuadas, principalmente considerando el nivel de autoconsumo del Usuario, con el objeto de poder acotar desde el punto de vista de la inversión cuales podrían ser las comunas donde el Ahorro del Usuario hace más rentable la incorporación de este tipo de soluciones, independientemente de la tecnología a instalar. Sin embargo, lo anterior, para las evaluaciones económicas del siguiente informe se considerará de manera puntual las comunas detectadas como comunas extremas desde el ámbito Ahorro del Usuario y Radiación, es decir, las comunas que se evaluarán en una primera instancia serán: Tipo Cliente Tabla 147: Comunas Seleccionadas por Ámbito Ámbito Escenario DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREA Sector de Nudo AHORRO DEL USUARIO [$/mes] BT1 AHORRO DEL USUARIO [$/mes] BT2 AHORRO DEL USUARIO [$/mes] AT2 Radiación Solar Anual BT1 Ahorro del Usuario Desfavorable Chilectra Metropolitana Maipú 1 1 $ $ $ BT1 Ahorro del Usuario Intermedio Copelec del BioBio Coelemu 6 1 $ $ $ BT1 Ahorro del Usuario Favorable Emelca Valparaiso Casablanca 5 1 $ $ $ BT2 Ahorro del Usuario Desfavorable Chilectra Metropolitana Lo Barnechea 1 1 $ $ $ BT2 Ahorro del Usuario Intermedio Frontel de la Araucania Villarrica 5 1 $ $ $ Aysén del Gral. BT2 Ahorro del Usuario Favorable Edelaysén Carlos Ibáñez del Aysen 6 1 $ $ $ Campo AT2 Ahorro del Usuario Desfavorable Chilectra Metropolitana Lo Barnechea 1 1 $ $ $ AT2 Ahorro del Usuario Intermedio Luz Linares del Maule Yerbas Buenas 5 1 $ $ $ AT2 Ahorro del Usuario Favorable Elecda Antofagasta Taltal 2 2 $ $ $ Todos Radiación Desfavorable Edelmag Magallanes Cabo de Hornos 3 1 $ $ $ Todos Radiación Intermedio Emelectric del BioBio Cobquecura 3 3 $ $ $ Todos Radiación Favorable Elecda Antofagasta Calama 2 1 $ $ $ Fuente: Elaboración Propia En resumen, en función a la experiencia internacional, a lo revisado en este estudio y a la experiencia del equipo consultor la tecnología fotovoltaica es la tecnología más óptima como solución principalmente para el segmento residencial, comercial pequeño como así también para el segmento comercial e industrial, dada sus características. Comentarios referentes a las Evaluaciones Económicas realizadas: Dada la lógica de las evaluaciones sociales estas reportan mejores resultados que las evaluaciones privadas, pues ellas consideran un mayor nivel de beneficios, y un menor nivel de costos. Independientemente de lo anterior, dicha condición inclusive no permite que este tipo de proyectos tengan resultados positivos. El modelo de negocio Promotor, para el caso privado es el único modelo que genera escenarios positivos para los promotores, pero resultados negativos para los usuarios. Al realizar las sensibilizaciones se pudo constatar que lo que más impactaría, inclusive haciendo los valores de VAN positivos en algunos casos, es la 281

282 reducción de inversión, lo que indicaría que se debe considerar algún mecanismo de subsidio. En este mismo esquema, para el modelo de negocio Promotor, cuando se aplican reducciones en las inversiones, se obtienen indicadores mejores para la evaluación social, y reducciones de VAN en el caso privado. Esto ocurre pues el promotor obtiene el beneficio desde el negocio propiamente tal y no necesariamente obtiene beneficios por la parte de la inversión subsidiada, como es el caso del usuario. Todo lo anterior permite considerar dos cosas respecto del diseño del mecanismo de incentivo, primero que el subsidio es el mecanismo que más impacta los resultados, y segundo que el modelo tipo Promotor sería el ideal si se quiere masificar la utilización de estos instrumentos, pues para ellos mientras más equipos se instalen, mayor será la rentabilidad. No obstante, los resultados obtenidos en la evaluación Social, en el modelo de negocio Promotor, para los usuarios es negativo, por tanto el mecanismo a diseñar debería considerar dichos aspectos. Comentarios referentes a las barreras técnicas y económicas: En los países en desarrollo, donde es usual encontrar un avance tecnológico emergente, las barreras tecnológicas son grandes. En este sentido, si se quiere dar impulso a la generación distribuida es necesaria una capacidad de construcción y servicios adecuada que haga posible la adopción de estas tecnologías. Con respecto a las barreras técnicas, uno de los costos más importantes asociados a la operación del sistema eléctrico, es tener unidades de generación convencional en reserva para cuando las fuentes renovables se detienen, además una alta penetración de energías renovables puede inducir problemas de estabilidad en las redes. En cuanto a los aspectos económicos, las barreras se caracterizan por desigualdad en condiciones para competir con energías convencionales, lo cual se refleja en dificultades para el acceso a un financiamiento adecuado que permita dar viabilidad a los proyectos, y por otro lado, habría una falta de valorización de las particularidades que presentan las energías renovables, tanto desde puntos de vista técnicos, como económico, social y ambiental. Considerando los dos puntos anteriores se requiere continuar invirtiendo en esfuerzos de I+D para superar las restricciones técnicas existentes debidas a redes eléctricas poco robustas y la intermitencia de algunas fuentes de ERNC que involucran nuevos desafíos en la operación de los sistemas. Además, se plantea como un desafío la realización de evaluaciones correctas y más amplias 282

283 en términos de costos y beneficios, que decanten en una eliminación de las barreras identificadas, y por lo tanto, permitan aumentar el nivel de penetración de las fuentes renovables, siempre con el consenso y apoyo de todos los actores involucrados. Comentarios referentes a los instrumentos de incentivo y el mercado objetivo: No es posible quedarse en estas materias con un único o un par de instrumento, sino deberán existir y desarrollarse en el futuro múltiples instrumentos para fortalecer el conocimiento e implementación local en relación a las ERNC ya que su desarrollo requerirá de consumidores informados que tomen la decisión de instalación, profesionales capacitados que puedan ofrecer servicios relacionados, emprendedores que puedan identificar productos que permitan el uso generalizado de las ERNC y técnicos especializados que puedan realizar las instalaciones. La inversión requerida para implementar las ERNC presenta las siguientes características: Es relativamente elevada en relación al ingreso (del hogar/comercio/industria). Su periodo de recupero es extenso (se demora varios años en recuperar la inversión). Los beneficios (ahorros) no son triviales de estimar dado el conocimiento técnico que requiere. Los precios futuros de la energía presentan incertidumbre lo cual genera riesgo en la inversión. Las familias (clientes residenciales) tienen prioridades mayores para destinar sus ahorros: vivienda, automóvil, educación. Los comercios e industrias tienen prioridades mayores para destinar sus fondos: maquinas, herramientas y otras inversiones asociadas a su corebusiness. Por último y como conclusión del mecanismo se señala que la tecnología que se considera para el mecanismo de diseño para todos los tipos de Clientes (Residencial, Comercial e Industrial) es Fotovoltaica, y en el caso de los Clientes Residenciales el mecanismo es mediante un subsidio que varía entre un 30% y un 60% y en el caso de los Clientes Comerciales e Industriales que tributen en primera categoría podrán optar a una exención tributaria de un 30% de la inversión. Dada esta propuesta de mecanismos de incentivos la estimación de costos para el Estado en el caso de los Clientes Tipo Residenciales se presenta en la tabla siguiente. 283

284 Tabla 148: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Residenciales N de KW Costo Para el Estado Según Nivel de Subsidio o Viviendas Instalado Beneficio (US$) 30% 40% 50% 60% Fuente: Elaboración Propia En el caso de los Clientes Tipo Comerciales e Industriales no existiría un costo un dejar de percibir de acuerdo a lo indicado en la siguiente tabla. Tabla 149: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Comerciales e Industriales kw Costo Total Crédito Tributario Instalados De Instalaciones 30% de Inversión (US$) (US$) Fuente: Elaboración Propia 284

285 Como se observa, bajo una meta supuesta de 50 MW a instalar, se tiene que el estado dejaría de percibir por concepto de impuesto a la renta un total de 46 MMUS$. En suma, para una meta supuesta de Techos Verdes (equivalentes a 50 MW) en el sector residencial, y 50 MW en los sectores comerciales e industriales, es decir, un total de 100 MW en este esquema de apoyo subsidio para residenciales, y exención para comerciales e industriales-, el estado tendría un costo aproximado de 100 MMUS$ en el peor caso, y dejaría de percibir 46 MMUS$. 285

286 18 BIBLIOGRAFÍA International Energy Agency ( Wikipedia ( Colegio Oficial de Ingenieros de Telecomunicaciones (España) Informe desarrollado por CONUEE: Comisión Nacional para Uso Eficiente de la Energía, en México. ( ogeneracion_eficiente.pdf). América Retail ( Díaz, Sanhueza, Galetovic. Entrada, concentración y competencia: supermercados en Chile Procivil Ingeniería Ltda. Generación hidroeléctricaen pequeñas centralesasociadas a obras de riego, resumen de estudios sobre ERNC en periodo Mayo de UNTEC. Metodologías para el cálculo de potencial de generación con ERNC en cauces naturales Gamma Ingenieros SA. Modelos de negocio que rentabilicen aplicacionesde biogás en Chile y su fomento INE. Base de datos Encuesta Nacional Industrial Anual ENIA NREL. Rooftop photovoltaics market penetration scenarios NREL. The solar deployment system (Solar DS) model: documentation and smaple results Evolución de costos ERNC ( Documento Precios Sociales Vigentes, Diciembre

287 Ackermann, T., Andersson, G., Söder, L. Electricity Market Regulations and their Impact on Distributed Generation, Siemens Power Technologies International. Technical Assessment of Sri Lanka s Renewable Resource Based Electricity Generation, Palma, R., L. Reyes y G. Jiménez.2012.Smart grid solutions for rural áreas. Proceedings IEEE Power and Energy SOCIETY General Meeting. Zoulias, M Addressing barriers to storage technologies for increasing the penetration of intermittent energy sources STORIES.EACI, European Union- Sustainable Energy Week.Disponible en: EACI Stories Project, Market development and organization WP3: Barriers assessment and recommendations to overcome them, EACI, European Union. Disponible en: 287

288 19 ANEXOS 19.1 ANEXO A. Experiencias Seleccionadas Archivo Excel correspondiente a Tabla 11 y Tabla 12, donde se exponen los distintos países revisados y los resultados obtenidos de su análisis en la similitud del mercado eléctrico, dependencia energética y marco normativo de cada país revisado ANEXO B: Gráficos Potencial Eólico Las siguientes figuras ilustran el cruce de capas realizado (Potencial vs Red eléctrica) y el código asociado al factor de planta del recurso para identificar las comunas susceptibles de desarrollo eólico. Figura 36: Convención de colores aplicada. Fuente: Centro de Energía. Figura 37: Potencial eólico región de Arica y Parinacota Fuente: Centro de Energía. 288

289 Figura 38: Potencial eólico región Tarapacá Fuente: Centro de Energía. Figura 39: Potencial eólico región de Antofagasta Fuente: Centro de Energía. 289

290 Figura 40: Potencial eólico región de Atacama Fuente: Centro de Energía. 290

291 Figura 41: Potencial eólico región de Coquimbo Fuente: Centro de Energía. 291

292 Figura 42: Potencial eólico regiones de Valparaíso y Metropolitana Fuente: Centro de Energía. Figura 43: Potencial eólico regiones de O Higgins y Maule Fuente: Centro de Energía. 292

293 Figura 44: Potencial eólico región del BioBio Fuente: Centro de Energía. Figura 45: Potencial eólico región de la Aaraucanía Fuente: Centro de Energía. 293

294 Figura 46: Potencial eólico regiones de Los Ríos y Los Lagos Fuente: Centro de Energía. Figura 47: Potencial eólico región de Los Lagos (Isla Chiloé) Fuente: Centro de Energía. 294

295 19.3 ANEXO C: Potencial de Mercado Archivo Excel Potencial de Mercado Rev2, se entregan las tablas e información del Capitulo asociado a la determinación del Potencial de Mercado ANEXO D: Gráficos Precio de Energía por Tarifa Gráfico 2: Tarifa regulada BT2 y BT3 (Energía). $/kwh Precio de la Energía Tarifa BT2-BT Fuente: Distribuidoras, Marzo Gráfico 3: Tarifa regulada BT4 (Energía). $/kwh Precio de la Energía Tarifa BT Fuente: Distribuidoras, Marzo

296 Gráfico 4: Tarifa regulada AT2-AT3 (Energía). $/kwh Precio de la Energía Tarifa AT2-AT Fuente: Distribuidoras, Marzo Gráfico 5: Tarifa regulada AT4 (Energía). $/kwh Precio de la Energía Tarifa AT Fuente: Distribuidoras, Marzo

297 $/kwh Precio de la Energía Sistema Magallanes Gráfico 6: Tarifas reguladas Sistema Magallanes $/kw Precio de la Potencia Sistema Magallanes Pta. Arenas Pto. Natales Porvenir Pto. Williams Pta. Arenas Pto. Natales Porvenir Pto. Williams Fuente: Distribuidora, Marzo $/kwh Precio de la Energía Sistema Aysén Gráfico 7: Tarifas reguladas Sistema Aysén $/kw Precio de la Potencia Sistema Aysén Aysén Palena Gral. Carrera Aysén Palena Gral. Carrera Fuente: Distribuidora, Marzo ANEXO E: Precios de Nudo y de Tarifas Archivo Excel Precios Regulados y Nudo, el cual contiene los Precios de Inyección- Tarifas por comuna, un Ejercicio Referencial de Valorización por Distribuidora Comuna Ejercicio Sensibilización de Valorización ANEXO F: Balance Horario Archivo Excel Balance Neto V3, se entrega el modelo para el caso de la valorización horaria y por comuna. 297

298 19.7 ANEXO G: Resumen Modelos de Negocios Archivo Excel Resumen Modelo de Negocios, se entrega la tabla resumen de cada uno de los modelos de negocios propuestos ANEXO H: Potencial CHP Industrial Archivo Excel potencial chp industrial, se entrega la tabla resumen. 298

299 19.9 Anexo I: Cotizaciones Posibles Proveedores ESOL 299

300 300

301 19.9.2HELIPLAST CHRISTOF HORN Y CIA LTDA. A / To De / From Heliplast Ltda. Firma / Company Valgesta Energia S.A Nombre / Name Christof Horn christof.horn@heliplast.cl Nombre / Name Valgesta Energia S.A Departamento / Dept. Energía Solar Departamento / Dept. Lugar/ Place Santiago Lugar / Place Teléfono / Phone Teléfono / Phone Fax Cel Siguen ( ) páginas / Includes ( ) pages. 1 Su referencia / Su consulta Nuestra referencia / FAX/ES/73704/CH/chjr Your Reference : Our Reference Asunto / Subject Envía oferta Fecha / Date Como referencia para la instalación pudiera costar un 70% del costo de los equipos. A: sistemas 2 kw 220 Volt 50Hz Residencial Item módulos fotovoltaicos Solarworld SW265 de 265Wp $ más IVA Item Inversor SMA SB2100 de 2100W monofásico 220 Volt 50Hz $ más IVA B: sistemas 5 kw 220 Volt 50Hz Residencial Item módulos fotovoltaicos Solarworld SW265 de 265Wp $ más IVA Item Inversor SMA SB5000TL de 5000W monofásico 220 Volt 50Hz $ más IVA 301

302 C: sistemas 8 kw 220 Volt 50Hz Residencial Item módulos fotovoltaicos Solarworld SW265 de 265Wp $ más IVA Item Inversor SMA mini central 8000TL de 8000W monofásico 220 Volt 50Hz $ más IVA D: sistemas 9 kw 220 Volt 50Hz Comercial Item módulos fotovoltaicos Solarworld SW265 de 265Wp $ más IVA Item Inversor SMA mini central 9000TL de 9000W monofásico 220 Volt 50Hz $ más IVA E: sistemas 20 kw 380Volt 50Hz Comercial Item módulos fotovoltaicos Solarworld SW265 de 265Wp $ más IVA Item Inversor SMA TRIPOWER 20000TL de 9000W trifasico 380 Volt 50Hz $ más IVA F: sistemas 45 kw 380 Volt 50Hz Industrial 380 Volt 50Hz Item módulos fotovoltaicos Solarworld SW265 de 265Wp $ más IVA Item Inversor SMA TRIPOWER 15000TL de 15000Wtrifásico 380 Volt 50Hz $ más IVA G: sistemas 75 kw 380 Volt 50Hz Industrial 380 Volt 50Hz Item módulos fotovoltaicos Solarworld SW265 de 265Wp $ más IVA Item Inversor SMA TRIPOWER 15000TL de 15000W trifásico 380 Volt 50Hz $ más IVA H: sistemas 100 kw 380 Volt 50Hz Industrial 380 Volt 50Hz Item módulos fotovoltaicos Solarworld SW265 de 265Wp $ más IVA Item Inversor SMA TRIPOWER 20000TL de 20000W trifásico 380 Volt 50Hz $ más IVA Los sistemas solo requieren de un mantenimiento mínimo de limpieza de los módulos fotovoltaicos. Los plazos de entrega dependen de la cantidad de unidades a adquirir Obviamente que para los equipos de mayor potencia es posible hacer un descuento o valor mejorado por la cantidad detallada. Cada equipo indicado puede ser monitoreado remotamente vía dispositivo Web Box para PC $ c/u, solo se requiere de una solo unidad en caso de existir más de un inversor es la instalación. 302

303 19.9.3SOLAR SOLUTIONS 303

304 304