El desafío de incorporar renovables a la matriz eléctrica
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- Alfonso Miguel Ángel Olivera Salazar
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1 El desafío de incorporar renovables a la matriz eléctrica Una visión económico jurídica Jornada Provincial de Energías alternativas y Agroenergías Santa Rosa 05 Agosto 2013 Dra. Laura Giumelli
2 Índice 1. La oferta eléctrica. Matriz. 2. El precio necesario para la incorporación de renovables. 3. Modelos jurídicos de promoción. 4. Conclusiones
3 1. La matriz eléctrica Evolución de la potencia instalada en el tiempo Fte. CAMMESA
4 Renovables. El recurso no basta la decisión política. Fte. CAMMESA
5 Pero, Basta con el recurso y decisión política?
6 Incorporación de la eólica y el modelo regulatorio La Feed in Tariff FIT o REPs tarifa de precio mínimo Subsidio directo
7 2. Oferta Demanda: Precios en nuestro mercado Ley Ley Años Caída de precios monómicos del MEM Incorporación de tecnología CC en CCS, con project finance. CC en GBA No se incorporan hidros. Plan nuclear se detiene, queda a mitad el proceso de traspaso de nucleares. Con un precio de US$ 27/MWh, potencia y servicios incluidos. Ley cubría $ 15/ MWh. Falta conciencia. Veto. Expresión deseo Intervención del MEM. GN a 2,3 + subsidios a la materia prima Fte. CAMMESA
8 Esto ve la dda. Cautiva y el inversor Res 240/03 Los combustibles son financiados / aportados por CAMMESA (fondos presupuestarios) Se escinde de generación entre: precio estacional precios x 1281 precios plus. precios delivery. Fte. CAMMESA
9 Cómo evaluar la conveniencia de las diferentes tecnologías? El costo de instalación y OM de las diferentes tecnologías Tecnología Eolica A Eolica B Eólica mari TV TG CC hidraulica G capital USD/kWinst. $ $ $ $ 950 $ 700 $ $ OM USD/KW año $ 51,00 $ 51,00 $ 96,00 $ 15,00 $ 15,00 $ 27,00 $ 40,00 Tecnología MG Carbón CC Solar foto Solar conc. Nuclear hidraulica G hidrau P capital USD/kWinst. $ $ $ $ $ $ $ OM USD/KW año $ 15,00 $ 72,00 $ 50,00 $ 30,00 $ 100,00 $ 40,00 $ 60,00 Fte. IEA 2010
10 Precio que se requiere para que la unidad tenga un valor de 5 EBITDAs (enusd/mwh) Precio de energía medio para K=5 $ 194,71 $ 121,69 $ 204,56 $ 127,85 $ 106,75 $ 176,37 $ 390,23 $ 480,60 CC eff 50% GN 2.5 MMBTU CC eff 50% GN 4.0 MMBTU CC eff 50% GN 5.5 MMBTU CC eff 50% GN 7.0 MMBTU CC eff 50% GN 8.5 MMBTU CC eff 50% GN 10.0 MMBTU NUCLEAR 500 MW CVP 10U$ Costo Act (MMU$) $ 120,00 $ 120,00 $ 120,00 $ 120,00 $ 120,00 $ 120,00 $ 1.750,00 EBITDA (MMU$) $ 24,00 $ 24,00 $ 24,00 $ 24,00 $ 24,00 $ 24,00 $ 350,00 Costo Act /EBITDA (K) 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 Precio de energía medio para K=5 $ 52,00 $ 65,17 $ 77,00 $ 89,72 $ 102,00 $ 114,28 $ 105,87 Eólico A F.U. 25% Eólico A F.U. 40% Eólico B F.U. 25% Eólico B F.U. 40% Hidro GP Hidro PP Solar Fotovoltaico Solar Térmico Costo Act (MMU$) $ 91,25 $ 91,25 $ 96,25 $ 96,25 $ 1.000,00 $ 90,00 $ 67,50 $ 85,50 EBITDA (MMU$) $ 18,25 $ 18,25 $ 19,25 $ 19,25 $ 200,00 $ 18,00 $ 13,50 $ 17,10 Costo Act /EBITDA (K) 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00
11 Con ello esta comparativa. Precio Combustible en USD/MMBTU Tecnología 2,5 $ 4,00 $ 5,50 $ 7,00 $ 8,50 $ 10,00 $ 18,00 TV $ 56,17 $ 72,33 $ 88,49 $ 104,65 $ 120,81 $ 136,96 $ 293,64 TG $ 54,21 $ 71,74 $ 89,28 $ 106,81 $ 124,34 $ 141,88 $ 278,91 CC $ 52,00 $ 65,17 $ 77,00 $ 89,72 $ 102,00 $ 114,28 $ 280,47 NUC $ 105,87 $ 105,87 $ 105,87 $ 105,87 $ 105,87 $ 105,87 $ 105,87 SO FV $ 390,23 $ 390,23 $ 390,23 $ 390,23 $ 390,23 $ 390,23 $ 390,23 EO A 25% $ 194,71 $ 194,71 $ 194,71 $ 194,71 $ 194,71 $ 194,71 $ 194,71 EO A 40% $ 121,69 $ 121,69 $ 121,69 $ 121,69 $ 121,69 $ 121,69 $ 121,69 HI G $ 106,75 $ 106,75 $ 106,75 $ 106,75 $ 106,75 $ 106,75 $ 106,75 HI P $ 176,37 $ 176,37 $ 176,37 $ 176,37 $ 176,37 $ 176,37 $ 176,37 SO T $ 480,60 $ 480,60 $ 480,60 $ 480,60 $ 480,60 $ 480,60 $ 480,60 EO B 25% $ 204,56 $ 204,56 $ 204,56 $ 204,56 $ 204,56 $ 204,56 $ 204,56 EO B 40% $ 127,85 $ 127,85 $ 127,85 $ 127,85 $ 127,85 $ 127,85 $ 127,85
12 Gráficamente! US$/MWh Eólica 40% A USD/MMBTU 2,5 4 5,5 7 8,
13 3. La incorporación de tecnología requiere de capital e instrumentos de crédito. CAPITAL INTENSIVO Existe una relación entre capacidad económico financiera del sector/ la sociedad y el desarrollo de la matriz. Expectativa / garantía de precio que repague la inversión (independientemente de quién la hace). Esquemas regulatorios Precio o cuota FIT (precio) PPA Subsidio directo o indirecto
14 Sistemas de Incentivos Incorporación renovables Sistema de Cuota Sistemas de Precio Neteo Acc. Abierto contrato abierto lte Ingreso Determinada política/ mercado ídem cantidad mercado Det. Políticamente ídem precio En $ en $ o % de red /consumo techo s/techo techos bajo limites
15 Mecanismos legales y/o regulatorios: 1.- El subsidio directo: Importe fijo no contempla volatilidad precio / tasas, no da acceso - pago o deducción impositiva producción o capital (distorsiona +) Canadá WPPI Argentina ley Suecia hasta 2003 USA: Energy Policy Act 1992 Prod. Tax Credit (PTC). federal C 2,1/kwh El subsidio indirecto: desgravación impositiva y diferimientos. beneficios al I + D. tasas preferenciales: Alemania industria local + barreras Argentina ley C/fondos públicos o específicos o dda.
16 Mecanismos legales y regulatorios Sistema de Cuotas QS: 3.-Sistema de Cuotas de ingreso por tipo de generación. % de ingreso a generadores limpios. + garantía pot - integración vertical pot en el tiempo USA: 3% para Argentina con Sin mecanismo de garantía. Países Bajos 3a.- Certificados de Energías Renovables. RPS RECs ROCs TGC Renewable Portfolio Standards or obligation target undbund Certificados que representan cuota objetivo. Y se cobran del sistema o de un fondo. Cuota + Open acc o contrato - Son programas donde la elegibilidad puede ser complicada + se adapta a mercados competitivos y baja costos e innovaciones UK : USA - Italia - Suecia desde 2003 Chile - 3 b.- Precio especial x costos evitados (precio futuro). c/ Obligación de compra x distribuidoras PURPA EEUU 78 cantidad precio
17 Mecanismos legales y regulatorios Sistemas 4.- La cuotas: PPA o Contratos de Compra para renovables. Standard Renewable Contracts - Licitaciones de potencia por: tipo de tecnología/ tamaño / ubicación / tiempo, c/ PPA, con o sin obligación de compra de las distribuidoras. Argentina: programa GENREN. Brasil: Proinfa. California La Feed in Tariff FIT o REPs tarifa de precio mínimo costo de generación efic.+ renta razonable en el Tiempo LT MT) plano. REPs no siempre permiten incentivas según segmentación diseñado : regresión tarifaria El de mejor Bonos de reemplazo resultado acceso abierto prod ilimitada -transparente precio debatido equitativo y creativo Alemania - España Calif 1987
18 Modelo 1:El modelo alemán : FIT 1991: Feed in Tariff, plana. Stg ED 169/MWh fijaba obligación de compra, con traslado a tarifa 2000/4: FIT EEG con diferenciación de escala, ubicación FIT con sistemas regresivos. EEG Actores maduros Financiamiento conocido PV ubicación Bonos de recambio tecnológico: refuerzos para repotenciación + 0,5 ε/kwh
19 Modelo 2: Proinfa Brasil Ley 10438/ MAE Piso: Valor económico de la tecnología Contrato a 20 años: Electrobras compra ( Electrobras es garante por 70% curva proyectada) La energía al consumidor final ( los distribuidores tienen la obligación de aceptar). Costo se socializa entre consumidores excluidos Tarifa social Plan anual costo de desarrollo parques x proyecto Mecanismo cuentas Proinfa separado de Electrobras.
20 Proinfa costo anual del proyectos Fuente electrobras
21 REGULACION ENERGIAS LIMPIAS Ley promoción eólica y solar Declaración de principios. Subsidio de $10/MWh a generadores.( hoy $ 15/MWh) + variable Beneficios de diferimentos IVA amortización ganancias Inconveniente: - ingreso R. 595/99 y 246/02 ( regulatorio) - potencia: rotante, estabilidad de la red. - aspectos técnicos - variación de tensión - calidad tensión: armónicas/flikers- - pago de rotante ( reg 1ª, 2ª y res ) - aspectos fiscales. - aspectos económico financieros - aspectos ambientales No se logró la incorporación de generación eólica a las redes
22 REGULACION ENERGIAS LIMPIAS Ley promoción eólica y solar Declaración de principios. Subsidio de $10/MWh a generadores.( hoy $ 15/MWh) + variable Beneficios de diferimentos IVA amortización ganancias Inconveniente: - ingreso R. 595/99 y 246/02 ( regulatorio) - potencia: rotante, estabilidad de la red. - aspectos técnicos - variación de tensión - calidad tensión: armónicas/flikers- - pago de rotante ( reg 1ª, 2ª y res ) - aspectos fiscales. - aspectos económico financieros - aspectos ambientales No se logró la incorporación de generación eólica a las redes
23 Declaración de principios. 8% Johanesburg. desarrollo a través del CFEE. SE es Autoridad de Aplicación Determinación de montos de beneficios Aplica sanciones PROGRAMA FEDERAL DE DESARROLLO DE ENERGIAS REN Pautas: generación empleo Mínimo impacto ambiental integración capital origen nacional Prestación de Servicio publico o MEM. Distinto cupos y selección- requisitos- procedimiento. CFEE- Fondo fiduciario de ER. Criterios Remuneración Adicional: 50% x sustitución, 40% ind. Nacional. 10% rapidez REGULACION ENERGIAS LIMPIAS Decreto 599/2009. Reglamentación
24 REGULACION DE DESPACHO EOLICO Anexo 40 de los procedimientos: Despacho por la base de la curva : cuando están disponibles despachan. ( Tratamiento de Agua de Pasada). OK No remuneran reserva: cuando despacha cobran la potencia puesta a disposición, pero no se lo considera estable, con lo que no se remunera la potencia de reserva. ( caliento o fría). NO No pueden contratar en firme. Si son asincrónicos: pagan potencia reactiva. Pago de Rotante: para mantener la estabilidad del nodo.
25 Conclusiones generales 1. la decisión política pesa tanto como la disponibilidad de recursos. 2. La diversificación de la matriz requiere tiempo y coherencia regulatoria y política, además de conciencia social. 3. Hay una relación directa entre el precio de producto de las diferentes tecnologías y el desarrollo de renovables. 4. La regulación debe tener mecanismos de sensibilidad al precio futuro de las diferentes tecnologías para poder incorporar tecnologías renovables.
26 5. Tan importante como la elección de la tecnología ( matriz) es el desarrollo de los mecanismos para disponer de capital/financiación,(condiciones macroeconómicas y financieras) de los proyectos. 6. El mix de recursos en la matriz argentina es excelente frente a otros mercados. Sigue habiendo un fuerte direccionamiento hacia el GN a pesar de situación de la disponibilidad precio. 7. La incorporación de renovables sigue dependiendo de la voluntad política y la regulación es insuficiente para cubrir el spread entre el mercado y los proyectos. 8. Aun resolviendo esto, quedan otros down sides regulatrios: Costo de los servicios auxiliares. anexo 40 LP. Permisos Incorporación a redes de distribución.
27 Son tan importante el vehículo legal, regulatorio y las condiciones de acceso como los instrumentos financieros. Muchas Gracias
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