incorporación al si de ern con ley...

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Pontificia Universidad Católica de Chile Escuela de Ingeniería Departamento de Ingeniería Eléctrica IEE3372 Mercados Eléctricos Informe Final “Incorporación al SIC de ERNC con ley 20/20” Alumnos Carlos Bustos Pablo Varas [email protected] [email protected] Supervisor externo Bárbara Gómez Empresa Eléctrica Guacolda S.A. [email protected] Profesor Hugh Rudnick [email protected] Fecha de Entrega Miércoles 30 de Mayo de 2012

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Pontificia Universidad Católica de Chile

Escuela de Ingeniería

Departamento de Ingeniería Eléctrica

IEE3372 Mercados Eléctricos

Informe Final

“Incorporación al SIC de ERNC

con ley 20/20”

Alumnos

Carlos Bustos Pablo Varas

[email protected] [email protected]

Supervisor externo

Bárbara Gómez

Empresa Eléctrica Guacolda S.A.

[email protected]

Profesor

Hugh Rudnick

[email protected]

Fecha de Entrega

Miércoles 30 de Mayo de 2012

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i

Índice

Índice ............................................................................................................................................. i

Índice de Tablas ............................................................................................................................ii

Índice de Figuras ...........................................................................................................................ii

I. Introducción ......................................................................................................................... 1

II. Contenido ............................................................................................................................. 2

1. Antecedentes legales ....................................................................................................... 2

a. Ley N° 20.257 ................................................................................................................ 2

b. Otros incentivos para las ERNC .................................................................................... 2

c. Ley 20/20: Proyecto de ley Boletín 7.201-08 ............................................................... 3

d. Licitaciones públicas de energía ................................................................................... 3

e. Comparación Ley Nº20.257 y proyecto de ley 20/20 ................................................... 7

2. Experiencia internacional en la promoción de ERNC ....................................................... 8

a. España ........................................................................................................................... 8

b. Alemania ....................................................................................................................... 8

c. Brasil ............................................................................................................................. 9

3. Situación actual de generación de ERNC en el SIC ......................................................... 10

4. Proyecciones y ERNC requerida por el 20/20 ................................................................ 14

a. ERNC necesaria para el cumplimiento 20/20 ............................................................ 14

b. Catastro de proyectos ERNC al 2012 .......................................................................... 15

c. Proyectos ERNC en construcción y proyección CNE ................................................... 17

5. Impacto Real en los Precios de la Energía ...................................................................... 19

a. Costos de las ERNC. Caso Eólico ................................................................................. 19

b. Impacto real en los precios de la energía ................................................................... 23

6. Capacidad de adaptación del SIC y señales de precio de las ERNC ............................... 25

a. Sostenibilidad del pago de las tecnologías ERNC, según las señales de precio del

mercado. ............................................................................................................................... 25

b. Transmisión ................................................................................................................ 27

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ii

III. Conclusiones ...................................................................................................................... 29

IV. Referencias ......................................................................................................................... 32

Índice de Tablas

Tabla 1. Resultados de la primera subasta de RER en Perú. ....................................................... 5

Tabla 2. Resultados de la segunda convocatoria de subasta RER de Perú. ................................. 6

Tabla 3. Comparación Ley Nº20.257 y proyecto de ley 20/20 .................................................... 7

Tabla 4. Potencia instalada y generación 20011 por tecnología en el SIC ................................ 10

Tabla 5. Generación y factores de planta de centrales eólicas del SIC. .................................... 12

Tabla 6. Cumplimiento 5% de ERNC en 2011 ............................................................................ 13

Tabla 7. Comparación de costos de desarrollo por tecnologías ................................................ 19

Tabla 8. Supuestos para análisis de proyecto eólico. ................................................................ 20

Tabla 9. Precios de energía considerados en análisis de energía eólica ................................... 20

Tabla 10. Costos de desarrollo por tecnología de generación en el SIC .................................... 23

Tabla 11. Diferencia de resultados de modelos PNP y RNP ...................................................... 28

Índice de Figuras

Ilustración 1. Potencia instalada y generación de ERNC en año 2011. ..................................... 11

Ilustración 2. Comparación % de la energía afecta a la obligación ERNC 2012-2020 ............... 14

Ilustración 3. Comparación de ERNC requerida para cumplir obligación 2012-2020 ............... 15

Ilustración 4. Inversión y potencia instalada total de proyectos ERNC aprobados por el SEIA. 16

Ilustración 5 Inversión y potencia instalada de proyectos en calificación en el SEIA ............... 16

Ilustración 6. Proyectos ERNC en construcción en el SIC .......................................................... 17

Ilustración 7. Potencia de proyectos ERNC en plan de Obra CNE ............................................. 18

Ilustración 8. Comparación de precios promedio de energía y costo de desarrollo de energía

de generación eólica. .................................................................................................................... 21

Ilustración 9. Análisis de sensibilidad del beneficio del proyecto estudiado ............................ 22

Ilustración 10. Comparación precio caso base, y caso con política de cuota de 10% y 20% de

ERNC. ............................................................................................................................................. 24

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1

I. Introducción

Los cambios a la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), introducidos el año 2004

mediante la Ley 19.940, modificaron un conjunto de aspectos del mercado eléctrico,

especialmente aplicables a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Posteriormente,

el 1 de abril de 2008 entró en vigencia la Ley 20.257 que establece la obligación para las

empresas eléctricas que efectúan ventas a clientes finales, que un porcentaje de la energía

comercializada provenga de ERNC, específicamente lograr una meta de un 10% al año 2024.

Mediante esta ley se buscó consolidar los esfuerzos para la eliminación de barreras a la

incorporación de las ERNC a la matriz de generación eléctrica, como una forma de aportar a los

objetivos de seguridad de suministro y sustentabilidad ambiental que rigen la política

energética chilena. Dichas leyes y los reglamentos asociados a este proceso se han traducido en

señales de precio y modelos de negocio que son captados por los tomadores de decisión en el

mercado eléctrico, llevando a cabo un mayor desarrollo de proyectos de ERNC en los sistemas

eléctricos nacionales.

Como una forma de impulsar aún más la tendencia de las ERNC, el actual gobierno ha

planteado el desafío conocido como “20/20”, una meta que busca para el año 2020 tener una

matriz energética donde las ERNC tengan una representación del 20%.

El presente informe busca analizar el impacto en el mercado eléctrico de la incorporación de

estos montos de ERNC, en particular al Sistema Interconectado Central (SIC) y los factores que

influirán en la magnitud de éste. La investigación consideró el análisis de la efectividad de la ley

20.257, la experiencia internacional en el tema, los volúmenes de ERNC a incorporar al sistema

entre los años 2012 y 2020, la capacidad de adaptación económica del sistema y las

consecuencias sobre los precios de la electricidad.

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2

II. Contenido

1. Antecedentes legales

a. Ley N° 20.2571

Con el objetivo de diversificar la matriz eléctrica chilena y disminuir la dependencia del

suministro energético de combustibles provenientes del extranjero, en abril del año 2008 el se

aprobó la ley 20.257, denominada ley ERNC, que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos,

buscando promover la expansión de la matriz a través de medios de generación de ERNC.

En ella se estableció que las empresas eléctricas que operen en el SIC y en el SING, deben

certificar que cierto porcentaje de sus ventas anuales de electricidad, provienen de fuentes de

generación ERNC. Esta obligación es de un 5% entre el 2010 y el 2014, y luego aumenta un 0,5%

al año, para llegar a un 10% el año 2024. - La ley contempla también una multa a las empresas

por no cumplimiento, que asciende a 0,4 UTM por cada MWh de ERNC que no hayan inyectado,

y si dentro de tres años se persiste con el incumplimiento, la multa aumenta a 0,6 UTM.

Si bien, la Ley General de Servicios Eléctricos, para el caso de minicentrales hidráulicas, sólo

reconoce como ERNC a las centrales de hasta 20MW de potencia instalada, aquellas centrales

de entre 20 y 40MW, también se les reconocería como ERNC, pero considerando un factor de

corrección equivalente al exceso de potencia por sobre los 20 MW establecidos.

A esta obligación están sujetos todos los contratos que se suscribieron a partir del 31 de

agosto del 2007, sin distinción si estos eran nuevos, extensiones, o renovaciones.

b. Otros incentivos para las ERNC2

Además de la ley ERNC, durante los últimos años se han dado diversos apoyos a la promoción

de estas tecnologías, a través de diversas iniciativas tanto legales como administrativas, que

facilitarán el desarrollo de proyectos de estas tecnologías.

Dentro de ellos se encuentra el subsidio para viabilizar proyectos de líneas de transmisión

eléctrica y facilitar el acceso a los sistemas de transmisión troncal, desde proyectos de fuentes

ERNC3, el Convenio Comisión Nacional de Energía (CNE) - Gesellschaft für Technische

1 Historia Ley 20.275, Biblioteca Congreso Nacional. 2 Energía Renovable No Convencional: Políticas de Promoción en Chile y el Mundo 3 Resolución 370, Corporación de Fomento de la Producción. Publicada el 13 de febrero de 2010.

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Zusammenarbeit (GTZ), que busca identificar y remover las principales barreras del desarrollo

de las ERNC, programas de financiamiento de I&D en temas relacionados, estudios de potencial

de las diferentes tecnologías, entre otros.

c. Ley 20/20: Proyecto de ley Boletín 7.201-084

Con el objetivo de asegurar el cumplimiento de la meta sugerida por el presidente Sebastián

Piñera, de llegar al 2020 con un 20% de generación eléctrica proveniente de ERNC5, los

senadores Jaime Orpis, Antonio Horvath, Isabel Allende, Ximena Rincón y José Antonio Gómez,

presentaron una iniciativa legislativa que traduce en ley dicha aspiración6. Para esto, la principal

modificación es aumentar de un 10% a un 20% el porcentaje de ERNC que las empresas

eléctricas deben acreditar. Además, adelantan la transición de dicha proporción para que se

llegue a esa meta al 2020. Actualmente el proyecto está en su segundo trámite constitucional

en la Cámara de diputados.

El proyecto también considera cambios en las condiciones de las obligaciones. En particular,

establece que los retiros con obligación de ERNC deben ser suministrados con a lo menos 50%

de inyecciones realizadas en el sistema eléctrico, y la obligación no se entenderá como

extinguida al pagar la multa por no cumplimiento, sumándose a la obligación del próximo año

calendario. Un cambio muy relevante es que todos los contratos de suministro de energía

estarán sujetos a esta obligación, independiente si fueron firmados antes o después de la

publicación de esta ley. Además, para potenciar el mercado de los CER (certificados de energía

renovable), se establece la creación de un registro de transacciones de estos certificados, a

cargo de la Dirección de Peajes del CDEC del SIC y SING. Por último, se establece un sistema de

licitaciones públicas bianuales, para la inyección de bloques de energía ERNC por fuente

primaria.

d. Licitaciones públicas de energía

- Licitaciones en ley 20/207

Dentro de las modificaciones relevantes del proyecto de ley 20/20, es lo que dice relación a

las licitaciones de energía ERNC como medio de promoción de éstas. Se plantea realizar

licitaciones públicas bianuales para la inyección de bloques de energía provenientes de medios

4 Oficio Nº98/SEC12 del Senado, 18 de Enero de 2012. 5 Mensaje Presidencial 21 de Mayo 2010 y 2011. 6 Mensaje de presentación, proyecto de ley boletín 7.201-08. 7 Proyecto de ley, boletín 7201-08.

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de generación de energía renovable no convencional, para que las empresas puedan dar

cumplimiento a su obligación de ERNC. Los precios establecidos en las licitaciones tendrán una

vigencia de doce años consecutivos, contados desde la fecha de inicio de inyección de energía.

El bloque de energía que se licitará, por fuente de energía primaria, en cada proceso de

licitación, se determinará en base al volumen de energía proveniente ERNC que cada sistema

deberá inyectar anualmente para dar cumplimiento a la obligación. En las bases de la licitación

se establecerá un precio máximo igual al costo medio de desarrollo de largo plazo de

generación de un proyecto de expansión eficiente del sistema cuyo valor actual neto es igual a

cero, el cual será definido en el informe técnico de precio de nudo. Este valor podrá

incrementarse en hasta un 10% adicional.

Además se establece que en caso de inyectarse energía como resultado de un proceso de

licitación, el precio instantáneo de retiro de la energía eléctrica, en cada barra del sistema, será

el resultante del promedio ponderado, por las inyecciones de cada barra, de los costos

marginales instantáneos y el precio fijo de energía proveniente de medios de generación de

energías renovables no convencionales adjudicados en los procesos de licitación a que se

refiere el presente artículo.

- Licitaciones en ENE

Dentro de la Estrategia Nacional de Energía 2012-2030, también se consideran las licitaciones

como una forma de fomentar el desarrollo de las ERNC. En ella se plantea que “en forma

paralela al esquema que contempla la ley vigente, y con el objeto de atraer inversionistas

interesados en desarrollar proyectos ERNC, se llevarán a cabo licitaciones abiertas por bloques

de ERNC, en la que los generadores que participen de las mismas podrán adjudicarse un

subsidio del Estado, que mejore sus condiciones de venta de energía, definido de acuerdo a las

ofertas presentadas”8. El objetivo de esta medida sería disminuir los riesgos financieros a los

que están expuestos este tipo de proyectos, y que les dificulta obtener financiamiento.

- Experiencia Chilena. El caso de Collahuasi9

Durante el año 2011, Empresa Minera Collahuasi llamó a licitación internacional por el

suministro de 30.000 MW/h anuales de energía renovable no convencional, generada a través

de proyectos emplazados en regiones de Tarapacá o Arica-Parinacota.

8 Estrategia Nacional de Energía 2012-2030, Febrero 2012, Ministerio de Energía.

9 Para mayor información sobre el proceso, revisar: http://www.collahuasi.cl/espanol2/noticias2/licitacion-

ERNC.asp

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5

En una primera etapa, fueron 39 compañías las que preclasificaron en junio de 2011, entre

ellas eólicas, solares y una central mini-hidro. En enero del 2012, se presentaron las ofertas por

el bloque en licitación de parte de 10 empresas, sólo solares. Si bien se esperaba que durante el

mes de febrero se firmaran los contratos, esto no se realizó. Esto se debió a que los precios de

las ofertas habrían sido más competitivos de lo esperado por la minera, llevando a Collahuasi a

pedirles a los postulantes, hacer ofertas por el doble de lo solicitado en un inicio, es decir

60.000MWh al año. Según medios de prensa, las firmas solares estarían en condiciones de

ofrecer precios de hasta US$110 el MWh10.

- Experiencia internacional. Los casos de Perú y Brasil

En Perú, a través del Osinergim11 el 2009 se realizó una primera licitación por 1.314 de

GWh/año energía generada a través de Recursos Energéticos Renovables (RER)12 . A través de

un proceso de subasta, se seleccionaron proyectos de generación RER con biomasa, eólica,

solar y pequeñas hidroeléctricas para ser inyectada en el Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional. Los proyectos propuestos debías cumplir con tres condiciones establecidos en las

bases del proceso: i) fecha límite para el inicio de operación comercial (diciembre 2012), ii)

cuotas asignadas a cada tecnología y iii) los precios base máximos.

Debido que en la primera convocatoria no se adjudicó la totalidad de la energía requerida, se

llamó a una segunda convocatoria. En la primera convocatoria, la tecnología que tuvo menor

adjudicación fue la biomasa, con sólo un 44% de cobertura.

En la tabla 1, se muestra el cuadro resumen de la primera convocatoria13. Se puede observar

que los precios ofertados en las tecnologías eólica y biomasa son competitivos, a diferencia de

los precios ofertados en la tecnología solar.

Tabla 1. Resultados de la primera subasta de RER en Perú.

10

“Collahuasi decide duplicar bloque de suministro eléctrico con ERNC y adjudicarían este mes”, 14 de abril de

2012, Diario Financiero. 11

Organismo supervisor de la inversión en Energía y Minería. 12 Para mayor detalle revisar: Resultado 1era subasta de Energía Renovable en http://www2.osinerg.gob.pe/ 13 Acta Notarial de adjudicación de subasta de suministro de electricidad con RER, 12 de febrero de 2010.

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6

Precio

mínimo

ofertado

Precio

máximo

ofertado

Precio

promedio

ofertado

Precio

Base fijado

en bases

% de los

precios

ofertados

Biomasa 52 110 63.5 120 -47%

Eólica 65.5 87 80.4 110 -27%

Solar 215 225 221.1 269 -18%

Hidroeléctricas 55 70 60.3 74 -18%

Total Precio promedio ponderado 8.12

Fuente: Acta Notarial de adjudicación de subasta de suministro de electricidad con RER, 12 de febrero de 2010.

En la tabla 2, se muestran los proyectos y precios adjudicados en la segunda subasta14. Es

importante destacar la disminución que hubo entre ambos procesos en el precio ofertado para

le energía solar, llegando a alrededor de 120 US$/MWh. Por otro lado, uno de los factores más

importante es el alto factor de planta que alcanzan los proyectos eólicos, lo cual impacta en un

precio monómico de energía muy competitivos.

Tabla 2. Resultados de la segunda convocatoria de subasta RER de Perú.

Proyecto

Precio

Monómico

(US$/MWh)

Potencia

central

(MW)

Factor de

planta

Energía

Adjudicada

(GWh/año)

Biomasa La Gringa V 99.9 2 80.0% 14.02

Eólica Parque Eólico Tres Hermanas 69.0 90 53.0% 415.76

Solar Moquehua FV 119.9 16 30.5% 43.00 Fuente: Acta notarial, segunda convocatoria de subasta de suministro de electricidad con RER, 23 de agosto de 2011.

En Brasil, las empresas distribuidoras deben garantizar el 100% de su demanda eléctrica a

través de contratos de largo plazo con generadoras15. Dichos contratos son seleccionados a

través a de licitaciones públicas del estilo subasta. La ANEEL16 es la responsable de la regulación

de las subastas, las cuales se realizan a través del CCEE17. Existen tres tipos de subastas, que se

diferencian del horizonte en el cual la energía licitada debe comenzar a suministrarse. Éstos son

A-5, A-3 y A-1, las cuales A corresponde al año en el cual la energía de los proyectos licitados

debe comenzar a comercializarse. Para los dos primeros casos, los proyectos deben ser de

14 Acta notarial, segunda convocatoria de subasta de suministro de electricidad con RER, 23 de agosto de 2011. 15 Para más detalle revisar: sección “Entenda os Leilões” en http://www.ccee.org.br/ 16 Agencia Nacional de Energía Eléctrica 17 Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica.

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nuevas centrales, y para el tercero debe corresponder a energía de proyectos existentes. La

duración de los contratos para las subastas A-5 y A-3 es como mínimo 15 y máximo 30 años, y

en el tipo A-1, el mínimo es 5 y el máximo 15 años.

El 20 de diciembre del 2011, se realizó una subasta del tipo A-5 por 104 mil GWh, que se

tradujo en la contratación de 1.211,5 MW, divididos en 80,6% proyectos eólicos, 11,1%

hidráulica y 8,3% biomasa en base a caña de azúcar. En el caso de la energía eólica, el precio

promedio fue de 52.56 US$/MWh y la energía de biomasa fue de 51.53 US$/MWh18.

e. Comparación Ley Nº20.257 y proyecto de ley 20/20

En la tabla 3, se comparan en relación a los principales temas la ley 20.257 y el proyecto de

ley 20/20.

Tabla 3. Comparación Ley Nº20.257 y proyecto de ley 20/20

Concepto de

comparación Ley 20.257 Ley 20/20

Meta de ERNC de

generación en sistema 10% 20%

Año de vigencia plena 2024 2020

Contratos afectos Sólo contratos nuevos Contratos nuevos y antiguos

Situación de multa Pago de multa extingue

obligación del año respectivo

Se debe pagar la multa y

además el año siguiente se debe

inyectar la ERNC pendiente

Lugar de inyección de

ERNC

Independiente del lugar de

retiro

Al menos un 50% debe

acreditarse en el sistema donde

se realizará el retiro de energía.

Medidas adicionales

Licitación de bloques de

energía y registro de

transacciones de CER. Fuente: Elaboración propia.

18 Análisis subasta A-5 2011, Instituto Acende Brasil.

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8

2. Experiencia internacional en la promoción de ERNC19

Alrededor del mundo son muchos los países que han diseñado políticas y estrategias para

fomentar el desarrollo de fuentes ERNC, y así aumentar la participación de éstas en su matriz

energética. A continuación se explican los mecanismos utilizados y la efectividad de las políticas

desarrolladas por España, Alemania y Brasil.

a. España

España es uno de los países líderes en la promoción de ERNC. En particular, al año 2009 era el

país con mayor capacidad instalada de energía eólica, alcanzando los 19.149 MW, y segundo en

energía solar fotovoltaica, alcanzando los 3.520 MW. Considerando toda la energía proveniente

de centrales hidráulicas, como energía renovable, al año 2008 el 20,8% de la generación

eléctrica provenía de fuentes de energía renovables.

El “Plan de Fomento de Energías Renovables 2005-2010”, fijó como meta que al 2010, el 12%

del consumo primario de energía se cubriera con fuentes renovables. En el Real Decreto 661 del

año 2007, se establecieron dos formas a través de las cuales generadores de energías

renovables podían comerciar su energía. La primera opción era vender su energía al operador

del sistema a un precio definido por la autoridad, y la segunda era venderla en el mercado

eléctrico al precio spot más un premio definido también por la autoridad. Al año 2010, el 11,4%

del consumo primario de energía provenía de fuentes convencionales. El principal costo del

esquema de fomento, que eran el sobre costo pagado por el operador y el premio por sobre el

precio spot, alcanzaron al mes de noviembre de 2010, un total de 5.885 millones de euros.

b. Alemania

Alemania también es un referente obligado en temas de promoción de energía renovable. Al

año 2009, tenía la mayor potencia instalada de energía eólica y solar de Europa, alcanzando los

25.777 MW y 9.830 MW respectivamente. A nivel de generación, el año 2008 el 15.9% de

energía eléctrica provino de fuentes renovables.

El año 2000, se instauró el sistema actual de fomento a las energías renovables, que

perfeccionó y mejoró las antiguas legislaciones. En particular, se estableció que para cada

tecnología, el gobierno determinaría el precio al cual la energía debía ser comprada, precio que

19

Esta sección está basada en la publicación “Energía Renovable No Convencional: Políticas de promoción en Chile y el Mundo”, Jimenez S. , septiembre 2011, Instituto Libertad y Desarrollo.

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9

sería fijado teniendo en consideración los costos de inversión, operación, factor de planta y vida

útil. Junto con esto, las centrales de energía renovable tienen prioridad para la conexión a la

red de transmisión y distribución. Esta ley permitiría alcanzar al 2010, un 12.5% de generación

renovable, meta que fue alcanzada durante el año 2007.

En el caso de Alemania, la política de promoción de energía renovable no respondía

exclusivamente a un objetivo relacionado al suministro eléctrico, sino que también al deseo de

generar una industria nacional en el área. Sin embargo, el desarrollo que han alcanzado las

tecnologías de energía renovable ha tenido costos. Según un estudio del año 2009, el costo

total del subsidio entre los años 2000 y 2010 para las energías renovables, del sobre costo en

relación al precio spot de la energía alcanzaron los 53.3 billones de euros.

c. Brasil

El mercado eléctrico de Brasil es principalmente hidráulico, el año 2008 el 80% de la

electricidad fue generada con esta tecnología. Debido a la incertidumbre y a los riesgos que

puede tener una matriz tan dominada por fuentes hidraúlicas, sucesivos gobiernos de Brasil

han generado iniciativas buscado diversificar la matriz, en particular a través del fomento de las

energías renovables.

Dentro de los incentivos, se encuentran subsidios y exenciones tributarias para los proyectos

energéticos de fuentes renovables. Además se generaron dos sistemas de compras de energía

renovable. En una primera instancia, Electrobras compraría toda la energía proveniente de este

tipo de fuentes a través de contratos de largo plazo a un precio que consideraría un premio por

sobre el precio spot esperado. En una segunda instancia, se comenzó a contratar energía

renovable a través de subastas públicas. En cada subasta, se define la cantidad a subastar por

tecnología, el precio máximo a pagar y la fecha en la cual la energía debe comenzar a

comercializarse. Esta última iniciativa ha producido un importante descenso en los precios de la

energía renovable, llegando a precios muy competitivos.

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10

3. Situación actual de generación de ERNC en el SIC

Antes de analizar la ambiciosa meta de optar al 20% de ERNC en la matriz energética, se verá

el diagnostico actual del SIC con las obligaciones que hoy se estipulan en la LGSE,

particularmente la ley 20.257. Primero se observa la potencia total instalada20, actualmente

existen 550 MW de ERNC reconocidos21, que equivalen al 4.4% de la potencia total instalada en

el SIC a Diciembre de 2011. Dentro de las renovables la que lleva la delantera en cuanto a

desarrollo es la mini-hidro, la cual partió a comienzos de 1909 con 1.1 MW. Más tarde, el 2006

se integra la biomasa aportando 8 MW y el 2007 se pone en servicio Canela I como primer

parque eólico a nivel nacional, con una potencia instalada de 18 MW. A pesar de ser la

tecnología más nueva, el desarrollo de la eólica supera a la biomasa y alcanza a la mini-hidro

con bastante tiempo de inversión.

La potencia instalada nos da luces de dónde están apuntando los inversionistas, mostrando

la creciente proyección que principalmente tienen la eólica y la solar, que serán analizados en

detalle más adelante.

Pero estos números no hablan mucho al momento de observar la energía generada, real

indicador de las necesidades que un sistema requiere. En la Tabla 4 y la ilustración 1 se

compara cada tecnología según su potencia y generación.

Tabla 4. Potencia instalada y generación 20011 por tecnología en el SIC

Fuente Energía

Primaria

Potencia

Neta

Instalada

[MW]

Potencia

Neta

Instalada

(%)

Generación

en 2011

[GWh]

Generación

en 2011

(%)

Total Convencional 11,815 95.6% 46,130 97.3%

Total ERNC reconocida 550 4.4% 1,293 2.7%

Biomasa 128 282

Eólica 197 334

Mini-hidro 225 677

Solar 0 0

Geotermia 0 0 Fuente: Elaboración propia en base a información del CDEC-SIC y CNE

20 Cualquier consideración es respecto al SIC, a menos que se mencione lo contrario 21 Toda la información 2011 fue rescatada de los informes respectivos de la CNE y del CDEC-SIC

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11

Ilustración 1. Potencia instalada y generación de ERNC en año 2011.

Fuente: Elaboración propia en base a información del CDEC-SIC y CNE.

Las distancias entre las diferentes renovables crecen considerablemente cuando se analizan

los tiempos en que cada una genera realmente. Las que marcan una mayor diferencia respecto

a su capacidad son las eólicas. Revisando la energía eólica total generada en el SIC y Aysén

durante el año 2011 contra el máximo generable (generación continua las 8.760 horas del año),

se calculó un factor de planta promedio del 20%. Cabe destacar que la central Baguales en el

Sistema de Aysén presenta un factor de planta del 40%, muy distinto al 9% que alcanza Punta

Colorada en el SIC. Así, si sólo consideramos la energía eólica del SIC, el factor de planta decae a

un 17,6%, como se indica en la tabla 5.

128

197

225

0

0

- 100 200 300

Biomasa*

Eólica

Mini-hidro

Solar

Geotermia

En Operación 2011 [MW] Energía

282

334

677

0

0

- 200 400 600 800

Biomasa*

Eólica

Mini-hidro

Solar

Geotermia

Generación 2011 [GWh] Energía

Primaria

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12

Tabla 5. Generación y factores de planta de centrales eólicas del SIC.

Central Eólica

Generació

n en 2011

[MWH]

FP

Punta Colorada (IV) 8,036 9.3%

Canela I (IV) 44,277 15.2%

Lebu (Cristoro) (VIII) 17,820 16.6%

Eólica Totoral (IV) 144,202 19.5%

Canela II (IV) 198,760 20.7%

Monte Redondo (IV) 191,080 24.5%

Factor de Planta Promedio SIC 17.6%

Alto Baguales (XI) 7,620 37.8%

Factor de Planta Promedio

Nacional 20.5%

Fuente: Elaboración propia en base a información CDEC.

Este antecedente es de vital importancia contar con un sistema estable y confiable, debido

que no se puede depender de un recurso sin conocer su disponibilidad. Incluso al momento de

revisar el potencial existente en nuestro territorio, se encuentran vacíos por la misma

volatilidad y poca seriedad de estudios en terreno que demuestren lo contrario. Una

investigación del postulante a doctorado Danilo Jara22 muestra la gran incertidumbre de la

generación diaria de una planta eólica si se analiza individualmente. Pero a medida que crece el

número de estos parques, distribuidos geográficamente, la curva de distribución de la

generación se normaliza, habiendo pocas probabilidades de instantes de generación nula.

Esta gran brecha entre potencia y generación en el caso de las eólicas reflejan un alto

sobrecosto, incluso en la transmisión por su dependencia a los recursos naturales y su

segmentación, encareciendo la tecnología. Independiente de los mejores factores de planta,

necesitan respaldos para las horas que no generan. Caso diferente es el de las centrales

hidroeléctricas cuyo recurso también es volátil pero puede ser rescatada con las estadísticas del

sistema de más de 40 años. A pesar de esto, el precio de esta tecnología incorpora esta

volatilidad y puede ser programada con mayor facilidad por el operador. Al parecer las

evidencias reflejadas hasta ahora en los factores de planta, dejando de lado los casos

22

“Energías renovables, generación distribuida y redes inteligentes: Un desafío a nivel técnico, regulatorio y de

política energética”, Danilo Jara, Abril de 2012

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13

particulares, muestran que no todos los incentivos para ciertas tecnologías dan razón a la

realidad.

Por otra parte no toda la energía vendida está afecta al 5% que hoy exige la ley. Si se revisan

las ventas de energía del reciente año afectas a la ley 20.257, realizando los ajustes

correspondientes a las mini-hidro entre 20 y 40 MW, la meta exigida es superada en un 28%.

Esta brecha sería aún más grande si en el 2011 no hubiese sido un año seco. En la tabla 6 se

muestra un resumen del cumplimiento del 5% en el SIC el 2011.

Tabla 6. Cumplimiento 5% de ERNC en 2011

Energía Afecta Ley 20.257 en

2011 [GWh] 20,266 100.0%

Obligación Anual de ERNC

2011 [GWh] 1,013 5.0%

Generación Total ERNC

reconocida [GWh] 1,293 6.4%

Fuente: Elaboración propia en base a información del CDEC-SIC.

Grandes clientes desean un consumo continuo durante el día, mientras que otros clientes

requieren confiabilidad en el sistema. El productor de ERNC entrega solo parte del producto y

no satisface del todo sus preferencias. Es interesante pensar si esto corresponde a una barrera

de entrada para las renovables o solo una preferencia del consumidor.

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14

4. Proyecciones y ERNC requerida por el 20/20

a. ERNC necesaria para el cumplimiento 20/20

Para obtener la cantidad de energía inyectada por medios de generación de ERNC al SIC,

desde el presente año al 2020, y así cumplir con la obligación respectiva, se utilizó la proyección

de demanda eléctrica hasta el año 2020 desarrollada en el Estudio Técnico Preliminar para la

fijación del precio de nudo abril 2012 de la Comisión Nacional de Energía. Dado que en el

proyecto de ley se considera que todos los contratos, tanto nuevos como antiguos estarán

afectos a la obligación, se puede obtener de manera directa cuánta ERNC se necesita cada año.

En la Ilustración 2 y 3, se comparan los requerimientos de la ley 20.257 y la ley 20/20 en

conceptos de porcentaje de la generación que debe ser acreditada como ERNC y la ERNC

requerida en GWh. Para el segundo caso, estos valores se obtuvieron con el supuesto que al

año 2020 el 100% de los contratos estarían afectos a la obligación y que el aumento de éste

porcentaje, desde el 44% actual, sería lineal.

Ilustración 2. Comparación % de la energía afecta a la obligación ERNC 2012-2020

Fuente: Elaboración propia.

0.000

0.050

0.100

0.150

0.200

0.250

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Porcentaje de la energía afecta a la obligación

Ley 20.257 Ley 20/20

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15

Ilustración 3. Comparación de ERNC requerida para cumplir obligación 2012-2020

Fuente: Elaboración propia.

En los gráficos anteriores, se puede apreciar el impacto que tiene en los requerimientos de

energía ERNC, el aumentar la obligación final de un 10% a un 20% y adelantar la

implementación total de éste. En particular, al 2020 la ley 20/20 exigirá que se generen 14.278

GWh de ERNC en el SIC y de mantenerse la ley 20.257, la exigencia sería de 5.071 GWh, es decir

la ley 20/20 triplica las obligaciones de suministro ERNC. Esto se debe en parte a que la nueva

ley sería más agresiva por los tiempos exigidos para el cumplimiento de la nueva norma.

b. Catastro de proyectos ERNC al 2012

Cada proyecto de generación eléctrica mayor de 3MW, debe ser aprobado por el Sistema de

Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) para poder ser desarrollado y construido. Es por esto,

que para tener una visión sobre el desarrollo de las tecnologías ERNC en el SIC a mediano plazo,

se analizaron los proyectos que han ingresado a este sistema23 para ser instalados en el SIC, y

que actualmente están en proceso de calificación o ya fueron aprobados, que puedan utilizarse

para acreditar la obligación ERNC. En las Ilustraciones 4 y 5, se muestran respectivamente las

potencias instaladas en MW por tecnologías de los proyectos antes mencionados. Es

importante considerar que este catastro no incluye las centrales mini-hidro de menos de 3 MW

de potencia.

23 Se estudio la base de datos disponible de proyectos ingresados en ww.seia.cl

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

ER

NC

[G

Wh

]

Ley 20.257 Ley 20/20

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16

Ilustración 4. Inversión y potencia instalada total de proyectos ERNC aprobados por el SEIA.

Fuente: Elaboración propia en base a información del SEIA.

Ilustración 5 Inversión y potencia instalada de proyectos en calificación en el SEIA

Fuente: Elaboración propia en base a información del SEIA.

Se puede apreciar que hasta la fecha no hay ningún proyecto de energía solar ni de geotermia

pronto a construirse. Es interesante constatar además, que la potencia instalada de ERNC eólica

es superior a cualquier otra tecnología por diferencias importantes, e incluso superior a la suma

de todas las demás potencias instaladas. En base a estas estadísticas, todos los proyectos de

ERNC que se encuentran aprobados por el SEIA totalizan US$5.700 millones en total.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

Biomasa Mini-Hidro Solar Eólica Geotérmica

Potencia Instalada (MW) Inversión (MUS$)

0

500

1000

1500

2000

2500

Biomasa Mini-Hidro Solar Eólica Geotérmica Potencia Instalada (MW) Inversión (MUS$)

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17

c. Proyectos ERNC en construcción y proyección CNE24

Como se muestra en la Ilustración 6, actualmente en el SIC se están construyendo 214 MW de

tecnología eólica y 22.4 MW de mini-hidro, proyectos que debiesen comenzar a operar en su

totalidad a inicios del 2013.

Ilustración 6. Proyectos ERNC en construcción en el SIC

Fuente: Elaboración propia en base a información del SEIA

En la Ilustración 7, se muestran los totales de potencia por tecnología ERNC considerados en

el Plan de Obras del Informe Técnico Preliminar de Precio de Nudo SIC para abril del 2012. Se

puede apreciar que en el mediano plazo se espera que entre un bloque importante de energía

geotérmica, tecnología de la cual no hay ningún proyecto operando, ni en construcción, y en

evaluación sólo hay 70 MW, y por otro lado, energía eólica que se prevé sea la ERNC con más

desarrollo en el sistema. En este caso también se consideraron los proyectos de centrales

hidráulicas de entre 20 y 40 MW, considerando el factor de corrección respectivo.

24

Informe Técnico Preliminar de cálculo de precio de nudo SIC. Abril 2012, CNE.

0

50

100

150

200

250

Eólica Geotérmica Solar Mini-Hidro

Potencia [MW]

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18

Ilustración 7. Potencia de proyectos ERNC en plan de Obra CNE

Fuente: CNE, octubre 2011.

0

100

200

300

400

500

Eólica Geotérmica Solar Mini-Hidro

Potencia Instalada [MW]

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19

5. Impacto Real en los Precios de la Energía

Como muestra la tabla 7, al observar los costos de las tecnologías renovables con que se han

desarrollado los sistemas internacionalmente, los costos marginales son considerablemente

más bajos que la generación convencional (dejando de lado la concentración solar que no aplica

al futuro desarrollo del SIC).

Tabla 7. Comparación de costos de desarrollo por tecnologías

Tecnología

Costo de

capital

[US$/kW]

Costo

variable

O&M

[US$/MWh]

Costo fijo

O&M

[MUS$/MW

año]

Factor

de carga

Levelized

cost

[US$/MWh]

Hidro de pasada 4,260 2.0 20.0 85% 69.7

Hidro de embalse 3,050 5.0 12.5 55% 69.8

Geotérmica 3,000 5.0 12.5 58% 71.1

Mini hidro 3,500 5.0 12.5 60% 75.5

Carbón 2,350 46.9 37.0 89% 91.0

Eólico 2,300 7.7 - 25% 111.1

GNL CCGT 1,000 109.5 15.0 35% 154.5

Solar fotovoltaico 3,600 5.0 36.0 25% 198.2

Concentración solar 680 162.2 10.0 20% 218.4

GNL OCGT 3,850 21.5 - 20% 236.5

Diesel 740 191.0 10.0 15% 270.9 Fuente: Generación Eólica en Chile Análisis del Entorno y Perspectivas de Desarrollo, Systep, Marzo 2012.

Esta evidencia significaría una baja en los precios en la tarificación marginalista del SIC. Pero

este hecho se realiza bajo el supuesto que toda la ERNC del mercado nacional entra en libre

competencia y es despejada netamente por la operación económica. Pero esto no ocurre de

esta forma debido a las barreras de entrada, las características del tipo de generación y los altos

costos de investigación e inversión.

a. Costos de las ERNC. Caso Eólico

Revisando el estado actual del SIC y los proyectos que se desarrollarán en el futuro, la gran

influencia en cuanto a cambio de paradigmas que afectarían significativamente la operación del

SIC sería el caso eólico (equivalente en construcción, clasificación y ya aprobados a 3.282 MW).

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20

Por esto se estudiará específicamente su impacto y cuales son los incentivos que actualmente

tiene los inversionistas del por qué han apostado tanto en esta tecnología.

La consultora nacional Systep25 a comienzos del 2012 presentó un análisis de la evaluación de

un proyecto eólico bajo los supuestos que se muestran en la tabla 8.

Tabla 8. Supuestos para análisis de proyecto eólico.

Potencia instalada 8 kW

Velocidad del viento 7 m/s

Factor de planta 30%

Costo inversión 1600 US$/kW

Capital propio 30% (r=12%)

Financiamiento 70% (r=6.5%)

Costo operación y mantenimiento 14 US$/MWh

Ingresos por MDL 8 US$/CER Fuente: Systep, 2012.

El proyecto se evaluó en el formato con y sin financiamiento, obteniendo los costos en

función del régimen de viento. Se consideraron los precios de energía que se muestran en la

tabla 9.

Tabla 9. Precios de energía considerados en análisis de energía eólica

Precio Monómico 71 US$/MWh

Costo Energía Eólica 63 US$/MWh

Precio Medio licitación 52 US$/MWh

Precio Largo Plazo SIC 48 US$/MWh Fuente: Systep, 2012

El modelo de negocio supone una venta a precio promedio de CMg por 4 años y venta por

contrato a precio fijo desde el cuarto año. Esto se puede apreciar en la ilustración 9.

25 “Generación Eólica en Chile: Análisis del Entorno y Perspectivas de Desarrollo”, Moreno J., Mocarquer S.,

Rudnik H.

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21

Ilustración 8. Comparación de precios promedio de energía y costo de desarrollo de energía de generación eólica.

Fuente: Systep, 2012.

Como buen supuesto se asume que la proyección del precio de la energía estará dada por el

costo de desarrollo de una unidad de carbón, ya que actualmente la principal forma de

expansión en generación es mediante esta tecnología. Se aprecia una importante brecha de

competitividad en la renovable sostenida en el corto plazo por los altos precios que

experimenta el SIC. Quizás esta situación se mantenga en el mediano plazo por la gran cantidad

de proyectos retrasados y los problemas que están asumiendo ante tribunales quienes ponen

en duda los certificados de impacto ambiental, previamente aprobados por el SEIA lo que

muestran una oportunidad en los próximos 4 años de altos costos marginales26. Mientras que

en el largo plazo como analizamos en la primera parte de este informe los precios tienden a la

baja por lo que los resultados entregados por Systep no dejan de ser llamativos, con pérdidas

totales equivalentes a MUS$ 800. Los cambios introducidos con las leyes Nº 19.940 y Nº 20.018

ayudarán a que nuevos proyectos se materialicen.

Aplicando un análisis de sensibilidad, que se resumen en la ilustración 10, se pueden ver que

son pocos los escenarios donde el beneficio del proyecto llega a ser positivo y comparable con

el costo de desarrollo del carbón, tanto si el precio de la energía y potencia crece por sobre el

26 “Reporte Sector Eléctrico SIC-SING Marzo-Mayo de 2012”, Systep Ingeniería y Diseño S.A.

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22

10% o si la velocidad del viento fuese mayor a los 8 m/s lo que implicaría un factor de planta

cercano al 37%.

El análisis cuantifica posibles ingresos por Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) lo que

podría convertir un proyecto que no es capaz de solventar sus costos por los mecanismos de

ingreso convencionales del mercado. Sin embargo, el protocolo de Kioto, que garantizaba las

transacciones de Bonos de Carbono, termina su vigencia en diciembre del 201227, y aún no hay

claridad de cómo continuará la evaluación de proyectos con MDL. Muchos países han mostrado

su decisión de no renovar este acuerdo pero solo a finales del 2012 en la conferencia sobre el

cambio climático a realizarse en Qatar se reflexionará sobre algún nuevo acuerdo28.

Ilustración 9. Análisis de sensibilidad del beneficio del proyecto estudiado

Fuente: Systep, 2012

Por otra parte los costos de inversión afectan en gran manera al VAN del proyecto.

Normalmente requieren de un alto capital lo que hace difícil su rentabilidad. Dentro de los

costos de inversión los costos de generación corresponden al 70% del total de la inversión. En

los últimos años por la gran demanda a nivel internacional a permitido varios avances

tecnológicos, lo que han aumentado levemente el costo por kW generado, mientras que por

otro lado el costo por área de barrido por mejora en la eficiencia de la turbina trae como

consecuencia una disminución de aproximadamente un 3% anual en lo últimos 10 años.

27

“Kyoto protocol to the united nations framework convention on climate change”, United Nation 1998 28

Calendario de actividades “United Nations Environment Programme” http://www.unep.org/ecalendar/

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23

b. Impacto real en los precios de la energía

Si se asumen los costos de desarrollo por tecnología relevantes para el SIC que se resuman en

la tabla 10, se obtiene el siguiente impacto en los precios de la energía.

Tabla 10. Costos de desarrollo por tecnología de generación en el SIC

Generación Eólica 63 US$/MWh

Generación minihidro 55 US$/MWh

Generación geotérmica 58 US$/MWh

Generación convencional 50 US$/MWh Fuente: Systep, 2012

El impacto de solo abastecer el 5% del consumo del SIC con ERNC, en un análisis presentado

por Systep se traduce en MMUS$ 403 como costo de implementación en el horizonte del año

202029. Además se presenta un impacto en la tarifa de un 1% sobre el costo total de la energía y

de un 2.4% en caso de aplicar las multas estipuladas, por lo que el país pierde competencia al

desplazar otros medios de generación eficientes. Las modificaciones a la Ley 20/20 presentan

aún más riesgo al aumentar la cuota de ERNC, por sobre el potencial de ERNC eficiente de

nuestro país, fomentando el desarrollo de proyectos renovables no competitivos aumentando

de manera significativa los costos de operación del sistema.

Por otro lado, en la investigación antes mencionada de Galetovic y Muñoz30, proyectan el

precio de la energía renovable, para el caso de la fijación de la cuota 20% y 10% para el año

2020 y la comparan con el precio de la energía en el caso base (sólo con obligación del 5% de

ERNC al 2020). En la ilustración 12, se muestra la proyección de estos precios para los años

2010 a 2050.

29

“Generación Eólica en Chile Análisis del Entorno y Perspectivas de Desarrollo”, Systep Ingeniería y Diseños,

Marzo 2012.

30

“Are de renewable quotas effective to reduce CO2 emissions”, Galetovic A., Hernandez C., Muñoz C., Neira L.

Mayo de 2012

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24

Ilustración 10. Comparación precio caso base, y caso con política de cuota de 10% y 20% de ERNC.

Fuente: Galetovic & Muñoz, 2011.

En la ilustración 12 se puede apreciar, cómo en los primeros años, en ambos casos el precio

de la energía renovable es igual al precio de la energía en el caso base, es decir no existe

subsidio. Esto se debe a que durante ese período, se están desarrollando proyectos de energía

renovable competitivos. Sin embargo, luego se comienzan a desarrollar proyectos no

competitivos, y la diferencia empieza a aumentar, comienza a existir un subsidio en pos de las

ERNC. Al año 2020, fijando una cuota del 20%, esta investigación llega a la conclusión que

estaría existiendo un subsidio de más de 100 US$/MWh para el desarrollo de las renovables no

convencionales. La diferencia significativa entre los precios asumiendo una cuota del 10% y una

del 20%, se debe a que el aumento del precio no es lineal, y que para alcanzar la segunda cuota

se deben desarrollar proyectos no eficientes.

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25

6. Capacidad de adaptación del SIC y señales de precio de las ERNC

a. Sostenibilidad del pago de las tecnologías ERNC, según las señales de precio

del mercado.

Dentro de las señales de precio del mercado eléctrico chileno se deben destacar cuatro. La

primera es el precio de nudo de corto plazo, que corresponden a los precios que

semestralmente fija la Comisión Nacional de Energía para cada barra del sistema, en base al

costo marginal promedio proyectado a 48 meses, considerando las centrales en construcción y

el plan de obras elaborado por la institución. Representa una estimación del costo marginal

esperado para el sistema. Según el proceso de tarificación de octubre del 2011, el precio de

nudo de corto plazo, para la barra Quillota 220 es de 78.68 US$/MWh31. Además del costo

marginal proyectado del sistema, la CNE también tiene en consideración el precio medio

mercado, que es un promedio ponderado de los precios de venta de energía de los generadores

a los clientes libres. Para el mismo proceso, éste alcanzaba los 116.30 US$/MWh. Otra señal de

mercado es el pecio de nudo promedio de largo plazo, que es el promedio de los precios que las

empresas distribuidoras deben pagar a su suministrador, en base a los precios acordados según

los procesos de licitación. Para enero del 2012, éste alcanzaba los 85.521 US$/MWh32. Por

último, se encuentra el costo marginal del sistema, que define el precio al cual los generadores

deben realizar transacciones de energía entre ellos, para cumplir con sus compromisos de

suministro. Este se determina por el costo de operación más alto de las centrales despachadas.

Durante el mes de abril, el costo marginal en la barra Quillota 220, fue de 269.9 US$/MWh33.

Estas señales de mercado deben ser comparadas con los costos de desarrollo de las

tecnologías ERNC, para así poder ver cuál es la sostenibilidad del desarrollo de éstas. El costo de

desarrollo representa el precio que debe ser pagado por la energía generada por un proyecto

para ser rentable, considerando los costos de inversión, operación y factor de planta. En

particular para el caso de la energía eólica, se tendrán en consideración dos fuentes de costos

de desarrollo. Por un lado, en enero del 2012 la consultora Systep calculó para energía eólica

que su costo de desarrollo era de 111.1 US$/MWh34, y por otro, los académicos Alexander

Galetovic y Cristián Muñoz, calcularon un rango de 137-202 US$/MWh, dependiendo del factor

de planta de la central35.

31

Informe Técnico Definitivo, Fijación Precio Nudo SIC, Octubre 2011. 32 Informe Técnico, Fijación de precios nudo promedio SIC y SING, Enero 2012 33

Cálculo propio en base a información del CDEC-SIC 34

Apuntes curso “Mercados Eléctricos” del profesor Hugh Rudnick. 35

Galetovic, Alexander, Hernández, Cristián, Muñoz, Cristián M. and Neira, Luz María, Are Renewable Quotas Effective to Reduce CO2 Emissions? Mayo 2012.

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Actualmente los costos marginales del SIC han estado en niveles históricos, principalmente

debido a la demora en la entrada de nuevas centrales, a la congestión de algunas líneas, al alto

costo del petróleo diesel y a la poca generación a través de hidroelectricidad por la sequía que

está ocurriendo en el país36. En este sentido, el ingreso de las centrales Bocamina II y Santa

María esperado para finales del presente año, debiese producir una disminución significativa en

los costos marginales de corto plazo, pero estos se mantendrán en niveles altos. Los problemas

de judicialización que han enfrentado proyectos de generación, que totalizan 5.772 MW, hace

proveer que luego de la entradas de las dos centrales antes mencionadas, a mediano plazo no

ingresarán al sistema grandes bloques de energía37. En este sentido, los costos marginales del

sistema debiesen mantenerse por sobre el último precio de nudo de corto y largo plazo

calculado por la CNE. De esta manera, las dos fuentes de costos de desarrollo utilizados estarían

por sobre el costo marginal de la energía eólica, por lo cual los proyectos de esta tecnología

serían rentables. Sin embargo, a largo plazo, considerando que se construyen y comienzan a

operar las centrales que actualmente están en proceso de judicialización, además de

construirse las líneas que descongestionen el sistema de transmisión, el costo marginal y el

precio medio de mercado debiesen nivelarse en torno al precio de nudo proyectado. En este

sentido, la energía eólica no se pagaría si es que tuviese que competir con las tecnologías

convencionales, debido a que su costo de desarrollo si se mantiene en los niveles actuales,

estaría por sobre el costo marginal del sistema. En efecto, de no existir la obligación ERNC, a

largo plazo ninguna tecnología, excepto la mini-hidro, es capaz de competir económicamente

con las tecnologías convencionales.

Es importante destacar que debido a la ley Nº20.257 se genera un mercado particular para las

ERNC y al año 2020 se deberán generar 5.071 GWh con fuentes ERNC, y de aprobarse la ley

20/20, serían necesarios 14.278 GWh. En el primer caso, la energía ERNC requerida puede ser

cubierta casi en su totalidad por minihidro y por biomasa. En la investigación antes mencionada

de los académicos Galetovic y Muñoz, calcularon que la cantidad de energía que se puede

generar a través de centrales mini-hidro en el SIC es de 4.262 GWh al año, a un costo de

desarrollo de 100 US$/MWh o menos, y de biomasa 675 GWh a un costo de desarrollo de 128 o

menos, por lo cual la demanda que podría ser cubierta con eólica sería pequeña. Sin embargo,

de aprobarse la ley 20/20 o cualquier iniciativa que aumente la obligación por sobre el 10%, se

requerirá de energía eólica para poder cumplir con la obligación.

Además del análisis económico, en base a los costos marginales y de desarrollo, existen otros

factores que influirán significativamente en la penetración de las ERNC en el Sistema

Interconectado Central a largo plazo. Dentro de las principales limitaciones se encuentran los

36

“Costo de energía para empresas llega en abril a nivel más alto desde 2008”, 20 de abril de 2012, La Tercera. 37

“CNE: retraso de centrales en construcción es de hasta ocho meses”, 25 de abril de 2012, Diario Financiero.

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problemas de conexión al sistema de transmisión, y la dificultad de conseguir financiamiento

para el proyecto, por no poder conseguir contratos de largo plazo. De corregirse ambos

problemas, ya sea a través de iniciativas legales o programas gubernamentales, la ERNC podría

tener una mayor penetración en el SIC del que está teniendo actualmente.

b. Transmisión

Las limitaciones de las renovables en cuanto a acceso a transmisión son un caso importante

de estudio. La transmisión es el eje central de la competencia y toda política que reduzca estas

barreras podría traer importantes consecuencias en el sector. La gran dependencia geográfica

de la generación basada en los recursos naturales locales alejados de la transmisión troncal

determina que cada proyecto tenga que construir una línea individual, haciendo que los costos

asociados crezcan considerablemente.

- Modelo reactivo

Actualmente la planificación nacional persigue un Reactive Network Planning model donde la

capacidad de generación se considera fija (como antecedente) al momento de seleccionar la

inversión en transmisión, es decir optimiza el impacto en el beneficio social de la expansión en

transmisión según los cambios que esta produce en el equilibrio de mercado, donde la

planificación e inversión en generación se comportan según de precio de mercado e incentivos.

En una investigación de los académicos Sauma y Orens38 se presenta una metodología para

evaluar el impacto económico de la inversión en transmisión mientras se anticipa la estrategia

de la generación tanto en inversión como en su comportamiento del mercado spot a futuro

mediante un modelo proactivo (Proactive Network Planning model).

Al momento de integrar ERNC al SIC su localización dependerá del recurso natural respectivo

y luego se considerará la línea de transmisión necesaria. Si se continua con el actual modelo se

traducirá en líneas dispersas con sobre capacidad de transmisión dadas las capacidades de

generación de las centrales no convencionales. Esta diversidad de localidades impide que se

apliquen economías de escala. En la investigación mencionada anteriormente se muestran los

resultados de actuar reactivamente o proactivamente en la expansión en generación, los que se

resumen en la tabla 11.

38

“Proactive planning and valuation of transmission investments in restructured electricity markets”, Sauma E.,

Oren S. Septiembre de 2006

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Tabla 11. Diferencia de resultados de modelos PNP y RNP

Modelo Tipo de expansión P.S.($/h) C.S. ($/h) C.R. ($/h) W ($/h)

PNP 100 MVA on new line 3089.7 583.5 12.3 3685.5

RNP 100 MVA on new line 2751.0 386.8 0.2 3138.0

Fuente: “Proactive planning and valuation of transmission investments in restructured electricity markets”, Sauma E., Oren S. Septiembre de 2006

La tabla 10 muestra el resultado de aplicar los dos modelos en diferentes expansiones para un

caso simplificado de un sistema. Resulta que si la expansión en transmisión se anticipa a las

inversiones en generación según el precio de mercado y la proyección de la demanda se

obtiene un mayor beneficio social (W) que si la generación busca maximizar individualmente su

excedente como productor (PS) y la transmisión actúa reactivamente.

Esto produciría un contraste con algunos incentivos de gobierno donde se propone crear un

nuevo sistema que facilite la conexión de las renovables a los sistemas de transmisión troncal,

substransmisión y adicionales sin una correcta regulación que oriente estos incentivos no solo a

permitir la conexión a la red sino mecanismos que incentiven a inversionistas no

convencionales a actuar tácitamente en un mismo plan de desarrollo.

Según la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE), se genera otro problema

cuando existen varios proyectos que utilizan una misma cuenca o comparten una localidad

similar lejos de alguna línea ya existente y no son capaces de coordinarse para compartir los

costos de inversión de la línea39. Esto se traduce en altos costos de inversión que podrían haber

sido competitivos si se pensaran en conjunto. Para esto recomiendan a través de CORFO un

subsidio para que la línea de transmisión tenga la suficiente capacidad para cubrir los

requerimientos de los inversionistas en conjunto. Por otra parte para mejorar la conexión a la

red de centrales renovables del orden de PMGD y aumentar su presencia (con excedentes de

potencia menores o iguales a 9 MW) proponen ampliar la tensión de distribución a 33 o 44 kV y

hacer más viables estos proyectos y puedan competir libremente.

39

Informe Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico, noviembre 2011.

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III. Conclusiones

Los cambios incorporados en el proyecto de ley del boletín 7.201-08 aumentan de manera

significativa los requerimientos de ERNC para el 2020. La incorporación de todos los contratos

de suministros, tanto nuevos como antiguos, a la obligación ERNC no cambia de manera

significativa el análisis para el año 2020, dado que para esa fecha se espera que los contratos

antiguos ya hayan sido renovados. Sin embargo, si existe un impacto relevante para el corto

plazo.

La cantidad de proyectos de ERNC que se han aprobado en los últimos años no se condice

con las obras que hay en construcción, ni con las centrales que la CNE espera que se incorporen

en el mediano plazo. En el caso de la energía Eólica, los proyectos aprobados o en clasificación

en el SEIA, totalizan 3.000 MW de potencia instalada. Actualmente se están construyendo

centrales por 200 MW mientras que en el plan de obras de la CNE se consideraban 400 MW.

La tecnología eólica es la tecnología ERNC crítica para poder cumplir la obligación de ERNC al

2020 impuesta por la ley 20/20. El potencial de centrales minihidráulicas y biomasa que aún no

es desarrollado, no es suficiente para generar la energía ERNC necesaria. Además, a la fecha se

vislumbra un bajo desarrollo de la energía solar en el SIC, tanto por un tema de precios como

de potencial y por última la energía geotérmica hasta el momento no es una tecnología

probada en Chile. En este sentido es clave estudiar en profundidad la energía eólica, para

promover su desarrollo y disminuir sus costos.

Dentro de las innovaciones consideradas en el proyecto de ley 20/20, se encuentran las

licitaciones de ERNC. En base a la experiencia de Brasil y Perú, y a los antecedentes de la

licitación de la empresa minera Collahuasi, se puede decir que éste es un método efectivo para

lograr precios competitivos de ERNC.

El principal impacto del proyecto de ley 20/20 es el aumento de precio de la energía, dado

que para cumplir con la obligación ERNC se deberán desarrollar proyectos que no son eficientes

y que tienen un costo de desarrollo muy superior al de las tecnologías convencionales. El sobre

costo de aumentar la obligación del 10% al 20% no es el doble, si no que mayor, dado que las

ERNC eficientes no alcanzan para cubrir la obligación actual. Al año 2020, la ERNC requerida

para cubrir la obligación será aproximadamente 14.200 GWh, en cambio de mantenerse la

obligación en el 10%, se requerirán 5.071 GWh generados a través de fuentes ERNC.

Si bien debido a la forma en que está diseñada la ley, se asegura el porcentaje de

participación de ERNC en la matriz energética al 2020, lo relativo a cómo se desarrollaran las

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tecnologías y cuál será el impacto en los precios, en el sistema de transmisión y en el SIC en

general, dependerá del resto de iniciativas, programas y políticas que plantee la autoridad.

Son muchos los beneficios de la implementación de ERNC, reduciendo el impacto ambiental

y diversificando la matriz energética, pero presenta muchas barreras de entrada como el

mercado de los contratos, problemas de conexión al sistema de transmisión y su riesgo en el

mercado spot, como la necesidad de recibir subsidios para su desarrollo.

Toda política ERNC, como observamos en la experiencia internacional, tiene el efecto de

desplazar tanto generación altamente contaminante como generación termoeléctrica e

hidroeléctrica eficiente, más aún cuando se definen cuotas de generación, perdiendo el

objetivo de sustentabilidad y eficiencia. A pesar de esto las cuotas dentro de otros incentivos a

nivel mundial, como por ejemplo en comparación a “feed in tarifs” u otros subsidios, han dado

mejores resultados. Incluso el caso de cuotas por tecnología como en Brasil, la primera

impresión de un problema más restringido es que es menos óptimo, pero a pesar de este

presagio se han logrado conseguir excelentes precios de licitaciones para las renovables, pero el

tiempo dirá que tan sustentables son estas medidas y si reflejan la realidad del mercado o son

solo altas expectativas.

Las cuotas de ERNC en buena medida pueden servir para adelantarse a lo que sucederá con

las tecnologías en el mundo, permitiendo así abrir un espacio para cuando sean más atractivas

y competitivas, por lo que no deberían ser forzadas con subsidios sino promoverse con

desarrollo tecnológico e investigación. Para la definición de la cuota hay que tener en

consideración el potencial y el impacto en los precios que ésta tendrá, para así evitar costos

económicos que tuvieron países como España y Alemania donde una mala estimación de tarifas

terminó incentivando más de la energía renovable adecuada para el sistema, estancando su

crecimiento y causante del alto stock de implementos tecnológicos para las ERNC en Europa y

por ende la considerable baja de precios.

Las energías renovables competitivas son un aporte y son necesarias si consideramos la

inseguridad hidrológica en el largo plazo donde carbón y diesel terminan fijando los precios. A

esto se suma la incertidumbre y volatilidad de los precios de los combustibles. El SIC en los

últimos años ha presentado gran dependencia a estos combustibles en situaciones de sequía y

ha sido afectado por los altos precios que éstos han tenido. A pesar del encarecimiento de las

energías convencionales, la considerable baja en los precios de la tecnología renovable, sus

beneficios y la riqueza indiscutida de las fuentes naturales de nuestro país, muchos de los

proyectos a pesar de ser competitivos no hubieran entrado al mercado debido a las barreras de

entrada que presenta un sistema que no ha sido creado tomándolas en consideración. Chile

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debe diversificar su matriz energética para mejorar la sustentabilidad, mejorar la seguridad de

suministro y utilizar tanto recursos propios como importados. Por esto toda política debe

primero enfocarse en reconocer cuales son estas verdaderas barreras y fomentar mecanismos

para su integración sin buscar regulaciones diferenciadas fuera de la misma operación del

mercado chileno. No se puede caer en políticas que impulsen fuentes ineficientes de

renovables, desplazando a otras más eficientes a pesar de ser convencionales.

Si los nuevos incentivos de gobierno y la preocupación por esta tecnología no se hubiesen

realizado lo más probable es que al año 2020 no se alcanzase un 20% de ERNC en la matriz

energética, precisamente por inexperiencia en la integración de sistemas de generación

especialmente eólica y fotovoltaica, y por la cantidad de potencial competitivo a nivel de costo

de desarrollo. Aún se perciben grandes riesgos en la innovación tecnológica, hay un

desconocimiento en modelos de negocios que conversen con estas nuevas tecnologías que sí

han funcionado eficientemente en otros países como Perú y Brasil.

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IV. Referencias

- Base de datos Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA)

- Informe Técnico Preliminar, cálculo de precio de nudo SIC. Abril 2012, CNE

- Oficio Nº98/SEC12 del Senado, 18 de Enero de 2012

- Mensaje Presidencial 21 de Mayo 2010 y 2011

- Mensaje de presentación, proyecto de ley boletín 7.201-08.

- Historia Ley 20.275, Biblioteca Congreso Nacional.

- “Energía Renovable No Convencional: Políticas de Promoción en Chile y el Mundo”.

Septiembre 2011, Libertad y Desarrollo.

- “Capacidad instalada de generación”, “Producción real por sistema”, “Generación Bruta

SIC-SING”, CNE, Resolución 370, Corporación de Fomento de la Producción. Publicada el

13 de febrero de 2010.

- Información y estadísticas de operación, CDEC-SIC.

- “Reporte Sector Eléctrico SIC-SING Marzo-Mayo 2012”, Systep Ingeniería y Diseño S.A.

- “Generación Eólica en Chile: Análisis del Entorno y Perspectivas de Desarrollo”, Moreno

J.,Mocarquer S., Rudnik H.

- “Las tecnologías de energías renovables y su impacto en el marco regulatorio”, Hugh

Rudnik Noviembre de 2011.

- “Are de renewable quotas effective to reduce CO2 emissions”, Galetovic A., Hernandez

C., Muñoz C., Neira L. Mayo de 2012.

- “Proactive planning and valuation of transmission investments in restructured electricity

markets”, Sauma E., Oren S. Septiembre de 2006.

- “Generación Eólica en Chile Análisis del Entorno y Perspectivas de Desarrollo”, Systep

Ingeniería y Diseños, Marzo 2012.

- “Energías Renovables No Convencionales en Chile: Caso eólico”, Systep Ingeniería y

Diseño, Noviembre de 2009.

- “Renewable Energy Technology Cost Review”, Melbourne Energy Institute, Mayo 2011

- “Energías renovables, generación distribuida y redes inteligentes: Un desafío a nivel

técnico, regulatorio y de política energética”, Danilo Jara, Abril de 2012.

- Informe Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico, noviembre 2011.

- Estrategia Nacional de Energía 2012-2030, Febrero 2012, Ministerio de Energía.

- Análisis subasta A-5 2011, Instituto Acende Brasil.

- Sección resultados subastas de energía en página web Osinerg, Perú.

- Apuntes curso Mercados Eléctricos, profesor Hugh Rudnick.

- Informe Técnico Definitivo, Fijación Precio Nudo SIC, Octubre 2011.

- Informe Técnico, Fijación de precios nudo promedio SIC y SING, Enero 2012

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33

- “Kyoto protocol to the united nations framework convention on climate change”,

United Nation 1998

- Calendario de actividades “United Nations Environment Programme”

http://www.unep.org/ecalendar/