LEY QUE FOMENTA LA INCORPORACIÓN DE LAS ERNC. Presentado por: Ramón Galaz A

Transcripción

1 LEY QUE FOMENTA LA INCORPORACIÓN DE LAS ERNC Presentado por: Ramón Galaz A Octubre 2013

2 Estructura El contenido de esta presentación se organiza de acuerdo a los siguientes tópicos. Antecedentes Diagnóstico Objetivos del Proyecto de Ley Descripción Proyecto de Ley Comentarios finales

3 Evolución de la Capacidad Instalada ERNC en Chile Antecedentes Al mes de marzo de 2013, la capacidad total instalada de ERNC en Chile alcanzaría a 805 MW

4 Evolución del cumplimiento de la obligación ERNC en Chile Antecedentes Ley se ha cumplido plenamente Las obligación (cuota) se ha superado durante todo el periodo de vigencia de la Ley

5 Diagnóstico El diagnóstico y las barreras que la ley declaró enfrentar en su momento eran las siguientes: Los precios actuales y proyectados de la energía en el país, junto al grado de desarrollo y eficacia de algunas tecnologías, permiten la existencia de proyectos ERNC competitivos (OK) Las características de los proyectos y sus promotores, impiden asumir los riesgos de comercialización final, con lo cual es más difícil para estos proyectos suscribir contratos de largo plazo en el mercado chileno. (barrera aun no solucionada totalmente) Poco interesante como modelo de desarrollo para las empresas generadoras presentes en el mercado. (OK)

6 Diagnóstico Qué ha cambiado al año 2013?: La ley (mecanismo de cuota) se ha mostrado como un instrumento eficaz y acertado en su diagnóstico. Las tecnologías han seguido su proceso de maduración, por lo que la información de precios proyectados hoy, tanto de tecnologías ERNC como del mercado eléctrico chileno, permiten ser más agresivos en términos de los objetivos planteados en la ley Barrera no resuelta: La mayoría de los proyectos ERNC competitivos requieren, para encontrar financiamiento, estabilidad de precio de largo plazo, cuestión que la cuota no resolvía necesariamente.

7 Objetivos de la Ley 20/25 La Ley que fomenta las ERNC tiene como objetivos principales los siguientes: Modificar la obligación (cuota). Mejorar la ley de manera de lograr mayor liquidez para el atributo ERNC Minimizar barreras aún existentes para el desarrollo de las ERNC, principalmente en aspectos de la comercialización Potenciar Ley a través de mecanismos complementarios y competitivos.

8 Descripción de la Ley 20/25 (1) En lo esencial, existen dos grandes cambios: a) Modificaciones a Ley b) Potenciamiento de la ley con un mecanismo complementario y competitivo (licitaciones)

9 Principal cambio a) Modificaciones Ley (1) Modifica la obligación con el objeto de que ésta alcance un 20% al año 2025: Porcentaje promedio ERNC reconocida periodo : 6,9 %

10 Otras modificaciones a) Modificaciones Ley (2) La nueva progresión será aplicable a todos los contratos firmados con posterioridad al 1 de julio de Crea los certificados ERNC, lo que deberán ser emitidos por el CDEC correspondiente. Se agrega que los planes de expansión en generación de los sistemas medianos (Aysén y Magallanes) deben priorizar proyectos de medios de generación ERNC.

11 b) Licitaciones Anuales de ERNC (1) El Ministerio de Energía: Deberá realizar procesos de licitación anual para inyección de energía proveniente de proyectos ERNC. Podrá realizar procesos de licitación separados e independientes para cada sistema eléctrico. Efectuará hasta dos licitaciones por año en caso que el bloque no sea cubierto El volumen de energía y las condiciones a licitar son definidos por el Ministerio de Energía, el cual lo hará en base al informe que elabore la CNE para tales efectos. Independiente de lo anterior, los volúmenes de energía a licitar no podrán ser superior a la obligación establecida en la ley para el año que se está licitando (año de inicio) y deberán ser equivalentes al saldo de energía que no sea cubierta con los proyectos en operación, en construcción o asociada a bloques licitados. Las licitaciones se deberán realizar respetando el principio de neutralidad tecnológica.

12 b) Licitaciones Anuales de ERNC (2) Cada proceso de licitación se realizará con tres años de anticipación al año de inicio. El Ministerio de Energía no estará obligado a licitar si es que la cuota se encontrase cumplida para dicho año. La licitación se adjudicará hasta completar el bloque correspondiente, a el o a los oferentes que ofrezcan el menor precio de energía. Los bloques adjudicados serán destinados a dar cumplimiento a la obligación ERNC, por lo que las empresas que realicen retiros del sistema podrán acreditar el cumplimiento mediante los certificados emitidos producto de la inyección de energía licitada y efectivamente inyectada. Para la comparación de las propuestas, los precios ofertados se referirán a un punto de referencia del sistema, utilizando factores de penalización o el mecanismo que establezca el reglamento. Las bases de licitación establecerán un precio máximo igual al costo medio de desarrollo de una unidad eficiente del sistema, el que podrá incrementarse hasta en un 10%.

13 b) Licitaciones Bianuales de ERNC (3) En el caso de que una licitación se declare desierta total o parcialmente, por segunda vez, entonces el cumplimiento de la obligación asociada a dicha licitación, en todo o parte, se postergará para el año siguiente al año de inicio, sumándose a la obligación del siguiente año. Podrán participar de los procesos de licitación todos aquellos proyectos que, al momento de publicarse las bases, no se encuentren interconectados al sistema eléctrico respectivo. Los proponentes deberán señalar en su propuesta el compromiso de inyección anual de energía, con el respectivo compromiso de inyección mensual. Se establecen una serie de condiciones que deben cumplir los proponentes para poder participar de la licitación. El precio de energía que percibirán aquellos adjudicatarios en los procesos de licitación, corresponderá al que cada participante haya indicado en su propuesta y tendrá una vigencia de 10 años. Los proponentes podrán incluir un mecanismo de indexación, el que deberá ajustarse a lo que las bases indiquen.

14 b) Licitaciones Bianuales de ERNC (4) Para estos los efectos, cada Dirección de Peajes realizará una liquidación mensual del balance de ERNC inyectada, considerando el promedio mensual de los costos marginales instantáneos en el punto de inyección y el precio licitado. Se establece la aplicación de una banda de precios sobre el precio licitado de +/- 0,4 UTM/MWh. El diferencial de ingresos/egresos producto de la aplicación del mecanismo se liquidará entre los generadores que efectúen retiros del sistema a prorrata de los mismos. Como contraprestación, los generadores que participan de la liquidación asociada al mecanismo, obtendrán el certificado ERNC asociado a la inyección de la energía licitada a cero costo y a prorrata de sus retiros. (complemento con Ley ) Sin perjuicio de lo señalado, para todos los efectos legales las empresas no podrán excusar su cumplimiento por los resultados efectivos de las licitaciones.

15 Respecto de la modificación de la obligación. Comentarios: Cuota (1) Un aspecto a analizar es la oferta ERNC proyectada de corto plazo:

16 Comentarios: Cuota (2) El cumplimento de la ley , en base a oferta actual y proyectada de corto plazo, sería la siguiente:

17 Comentarios: Licitación (1) Es la mejor alternativa para enfrentar la barrera de financiamiento y comercialización. No asume ex-antes la necesidad de un sobre precio para las ERNC, sino que fomenta la competencia, promueve la eficiencia de inversiones ERNC y genera una apertura del mercado. No genera cambios a la operación del modelo marginalista. Define un precio máximo (hoy del orden de 102 USD/MWh aprox.) por licitación lo que acota claramente el precio final de energía. Considera la aplicación de una banda (± 0,4 UTM / MWh) que permite acotar la operatividad del mecanismo. El mecanismo de liquidación se complementa con el actual esquema de la ley (pagan/reciben los retiros). Entrega flexibilidad, no generando una camisa de fuerza para el sistema. El reglamento, actualmente en redacción, debe asegurar el correcto cumplimiento de la ley.

18 CMg Instantáneo v/s CMg Promedio (1) XV I II III Nombre de la Central Tipo de Tecnología ERNC Subestación de Conexión al Sistema IV V RM Canela 1 Eólica Las Palmas 220 kv Monte Redondo Eólica Pan de Azúcar 220 kv Tambo Real Solar Vicuña 110 kv VI El Tártaro Hidro de Pasada San Felipe 110 kv VII VIII Loma Los Colorados II Biomasa Punta Peuco 110 kv Energía Pacífico Biomasa San Francisco de Mostazal 13 kv IX Chiburgo Hidro de Pasada Alto Jahuel 220 kv XIV X Lebu (Cristoro) Eólica Lebu 66 kv Arauco Biomasa Horcones 66 kv XI XII Reca Hidro de Pasada Panguipulli 66 kv

19 CMg Instantáneo v/s CMg Promedio (2) Central Chiburgo CMg (US$/MWh) 400,0 350,0 300,0 Mes Ingresos Mes PhxQh (A) (US$/mes) Ingresos Mes Pprom x Qmes (B) (US$/mes) Diferencia (A-B) US$ Diferencia (A-B)/A US$ Desvest del CMg 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0, CMg Horario CMg Promedio Mes Central Chiburgo Ingresos del Proyecto US$/Mes ene ,01% 19 feb ,32% 18 mar ,63% 32 abr ,01% 32 may ,40% 42 jun ,24% 22 jul ,58% 18 ago ,74% 7 sep ,42% 31 oct ,70% 40 nov ,88% 32 dic ,13% 43 ene ,11% 20 feb ,72% 41 mar ,22% 43 abr ,06% 29 may ,69% 55 jun ,01% 35 jul ,78% 26 ago ,20% 53 sep ,86% 71 oct ,12% 4 Total Ingresos Mes PhxQh (A) (US$/mes) Ingresos Mes Pprom x Qmes (B) (US$/mes)

20 CMg Instantáneo v/s CMg Promedio (3) Nombre de la Central Ingresos a CMg Instantáneo (US$/Mes) (A) Ingresos a CMg Promedio (US$/Mes) (B) Diferencia (US$/Mes) (A-B) Diferencia (%) (A-B)/A Situación Chiburgo % Perjudicado El Tártaro % Beneficiado Reca % Perjudicado Canela % Beneficiado Lebu (Cristoro) % Beneficiado Monte Redondo % Perjudicado Arauco % Beneficiado Loma Los Colorados II % Perjudicado Energía Pacífico % Beneficiado Tambo Real % Beneficiado

21 Gracias

22 US$/MWh Ejemplo Ilustrativo Comparando tres días del mes de Febrero del 2013 se puede observar que en hora valle (entre 2 y 6 AM) el costo marginal es prácticamente el mismo y se encuentra en torno a los 50 US$/MWh, mientras que en hora de punta se aprecia que llega hasta 216 US$/MWh y en otros casos sólo a 100 US$/MWh Comparación de los Costos Marginales Horarios Horas 06/02/13 11/02/13 25/02/13 La diferencia de costos marginales entre hora valle y punta se espera que disminuya, debido a que en el largo plazo el sistema tenderá a ser más adaptado. Costos Marginales (US$/MWh) 173,9 126,3 97,8 46,1 51,7 47,6 47, ,3 06/02/13 11/02/13 25/02/13 Hora Valle Hora Punta Diferencia