EL MODELO REGULATORIO CHILENO DE INCENTIVO A LAS ENERGÍAS RENOVABLES. LUCES Y SOMBRAS

Transcripción

1 EL MODELO REGULATORIO CHILENO DE INCENTIVO A LAS ENERGÍAS RENOVABLES. LUCES Y SOMBRAS Dr. Alberto Olivares Facultad de Ciencias Jurídicas y Sociales Universidad de Talca Energía Maule 2018

2 ÍNDICE I) EL INCENTIVO A LAS RENOVABLES II) MODELO REGULATORIO CHILENO III) LUCES Y SOMBRAS

3 I) INCENTIVO A LAS RENOVABLES

4 1) Por qué incentivar a las renovables?

5 (a) Forma limpia de producir energía eléctrica Protección del medio ambiente Cambio Climático

6 (b) Seguridad energética

7 (c) Competitividad del mercado eléctrico

8 (d) Sociedad energívora

9 e) Relación con el territorio Modelo de desarrollo energético

10 2) Cómo incentivar?

11 (a)sistema de tarifas especiales: Tarifas especiales Precio de mercado (pool) +prima (Sauma, 2012) Alemania (50MW en 1993 a MW en 2004); España (10 MW en 2004 a en 2008)

12

13 (b)sistema de cuotas Porcentaje mínimo de generación + multas por incumplimiento de las cuotas (Sauma, 2012). Subcuotas por tecnología EEUU: Certificados transables

14 (c)sistema de subastas: Licitación de una cuota de la generación Brasil, China, Reino Unido ( )

15 En todos los modelos Garantía de acceso a las redes

16 II) MODELO REGULATORIO CHILENO

17 1. Ideas básicas: Rechazo sistémico al incentivo a través de tarifas especiales o primas Se privilegian los incentivos que no alteren el correcto funcionamiento del mercado

18 2. PRIMERA ETAPA: LEYES CORTAS I y II (a) La reducción en el pago de las tarifas de peaje para las centrales de ERNC, con una producción inferior a 20 MW, hasta la exención cuando tengan una producción inferior a 9 MW (Ley corta I).

19 1. Garantía de acceso abierto a las redes de transmisión (Ley Corta I)

20 (c) Las distribuidoras deben disponer de contratos de suministro para sus clientes regulados para, a lo menos, los siguientes tres años, obtenidos mediante licitaciones públicas y abiertas. Reservando un 5% de los bloques de licitación para energías renovables (Ley Corta II)

21 (d) Mercados Forward (licitación de bloques de electricidad de consumo previsto a futuro) Mercado Spot (mercado de ajuste)

22 SEGUNDA FASE: LEY DE 2008, INTRODUCE MODIFICACIONES A LA LGSE, RESPECTO DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON FUENTES DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES

23 1. Obligación para las empresas que efectúen retiros de energía de los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW, para comercializarla con distribuidores o con clientes finales (libres o regulados) deberán acreditar ante el Coordinador, que una cantidad equivalente al 10% de sus retiros anuales haya sido inyectada a cualquiera de dichos sistemas, por medio de generación renovables no convencionales, propios o contratados (art. 150 bis).

24 Sanción para la empresa que no acredite el cumplimiento de la obligación (0,4 UTM por cada MW/hora de déficit respecto de su obligación

25 Ley de 2013, propicia la matriz energética, mediante fuentes renovables no convencionales, AUMENTÓ la cantidad que las empresas de distribución deben acreditar con EERR a 20%.

26 1. Obligación para las empresas que efectúen retiros de energía de los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW, para comercializarla con distribuidores o con clientes finales (libres o regulados) deberán acreditar ante el Coordinador, que una cantidad equivalente al 10% de sus retiros anuales haya sido inyectada a cualquiera de dichos sistemas, por medio de generación renovables no convencionales, propios o contratados (art. 150 bis).

27 2. Sistema de cuotas: Crecimiento progresivo %% en 2010 a 20% para 2025

28 3. En los procesos de licitación se ha incluido, desde la licitación , la segmentación del proceso por bloques horarios, que permite a las ERNC poder participar en la oferta de bloques horarios que permita suministrar electricidad en promedio 10 u 11 horas al día, a fin de s ol ve n t ar los problemas de intermitencia que pudieran presentar algunas de las tecnologías de este tipo de fuentes.

29 III) LUCES Y SOMBRAS

30 1. Crecimiento explosivo de las EERR: Transformación energética

31 2. No ha habido mayor distorsión al mercado eléctrico

32 3. Precios de la electricidad han bajado Licitación de 2017, para bloques de electricidad por 2200 GWh, a partir de 2024 a precio promedio de U$32, 5 MWh

33 4. Escaso incentivo a I+D en Tecnologías de generación eléctrica con EERR 5. Licitaciones adjudicadas por empresas renovables (3 años para comenzar a generar), proyectos en duda 6. Cultura de EERR en la comunidad 7. Garantía del acceso a las redes 8. Generación distribuida