prospeccion de condiciones economicas y contractuales
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Prospeccion de condiciones economicas y contractualesTRANSCRIPT
Centro de Sistemas de Ingeniería
Prospeccio n de condiciones econo micas y contractuales
Informe comprometido en
Estudio de suministro energético fotovoltaico para riego del secano:
Caso del sector Loncomilla y su potencial regional
30 de agosto de 2012
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Contenido
Glosario.................................................................................................................................... 2
1. Descripción del mercado eléctrico en Chile ........................................................................ 5
1.1. Participantes del mercado eléctrico en Chile ...................................................................... 5
1.2. Modelo del mercado eléctrico en Chile .............................................................................. 9
1.3. Remuneración asociada a la generación de energía ......................................................... 12
1.4. Tipos de precios en el mercado eléctrico .......................................................................... 13
1.5. Medios de generación ERNC y generación distribuida ..................................................... 17
2. Condiciones económicas para la conexión de proyectos ERNC .......................................... 21
2.1. Alternativas de interacción comercial de un proyecto ERNC ........................................... 21
2.2. Alternativas específicas para clientes con sistemas de generación interna ..................... 27
2.3. Exención de peajes por uso del sistema troncal ............................................................... 30
2.4. Factores a considerar para el desarrollo y evaluación económica de proyectos ERNC ... 32
2.5. Evolución y tendencias de precios de venta de la energía generada por un PMGD ........ 35
3. Condiciones contractuales relevantes para la conexión de proyectos ERNC ...................... 42
3.1. Alternativas de integración de un proyecto ERNC a un sistema eléctrico ........................ 42
3.2. Procedimiento para solicitar la conexión de un PMGD a la red de distribución .............. 43
3.3. Información sobre zonas de concesión de distribución en la Región del Maule .............. 43
Fuentes .................................................................................................................................. 46
2
Glosario
a. Energía: En el ámbito de la física, energía se define como la capacidad de realizar un
trabajo. En otros términos, la energía es la entidad física que puede afectar a un sistema
presentándose de formas diferentes, transformables una en la otra, y cuyos ejemplos
más importantes son la energía mecánica, electromagnética, térmica y nuclear. Se mide
en Joules (J).
En tecnología y economía, una fuente de energía se refiere a un recurso natural y a las
tecnologías asociadas para extraer la energía, transformarla y darle un uso industrial o
económico. Por ejemplo, energía eólica (energía extraída del viento), energía hidráulica
(del agua), solar (de la radiación solar), entre otras.
b. Electricidad: La electricidad es una propiedad fundamental de la materia, originada por la
existencia de electrones (de carga negativa) y protones (con carga positiva), que se
manifiesta por la atracción o repulsión entre sus partes.
c. Corriente eléctrica: flujo de cargas eléctricas (electrones) a través de un conductor (por
ejemplo, un cable de cobre) por unidad de tiempo, debido a la existencia de una
diferencia de potencial eléctrico (o diferencia de voltaje). Su unidad en el Sistema
Internacional es el amperio o ampere (A).
d. Energía eléctrica: La energía eléctrica es la forma de energía basada en la electricidad,
que puede manifestarse en reposo, como electricidad estática, o en movimiento, como
corriente eléctrica (flujo de electrones). Los electrones que se mueven en una corriente
eléctrica, adquieren energía cinética como resultado del trabajo ejercido sobre ellos (por
la diferencia de potencial eléctrico). Los electrones convierten esta energía a diferentes
formas: luz y calor al pasar por una ampolleta, energía mecánica al pasar por un motor,
etc. La energía se mide en joules (J), pero en la práctica, es más utilizado el kilowatt-hora
(kWh), resultado de la multiplicación de la potencia eléctrica medida en kilowatts (kW),
por el tiempo durante el cual se emplea energía eléctrica, en horas.
e. Potencia (eléctrica): Tasa a la cual la energía eléctrica es producida, o consumida. La
potencia es medida en watts (W), o más convenientemente en kilowatts (kW) o
megawatts (MW).
f. Energía primaria: son aquellos recursos naturales disponibles para su uso energético, en
forma directa (como la energía hidráulica, biomasa, leña, eólica y solar) o indirecta
(después de atravesar por un proceso minero, como por ejemplo la extracción de
petróleo crudo, gas natural, carbón mineral, etc), sin necesidad de someterlos a un
proceso de transformación.
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g. Energía secundaria: son los productos resultantes de las transformaciones o elaboración
de recursos energéticos naturales primarios (o en a partir de otra fuente energética ya
elaborada, como el alquitrán). Son fuentes energéticas secundarias la electricidad, toda
la amplia gama de derivados del petróleo, el carbón mineral, y el gas manufacturado,
entre los cuales se encuentran las gasolinas, los combustibles diesel y otros.
h. Matriz energética: estructura de consumo de energía de una región geográfica (país,
continente, mundo), según tipos de fuentes energéticas primarias (y en algunas . En ella
se establecen las diferentes fuentes de energía de las que dispone una región geográfica,
indicando la importancia relativa de cada fuente, el modo en que estas se usan, y en
algunos casos, haciendo referencia a las importaciones y/o exportaciones.
i. Matriz eléctrica: Conjunto de las diferentes fuentes de energía primaria utilizadas en un
sistema o región geográfica para generar energía eléctrica.
j. Medio de generación: conjunto de unidades de generación de energía eléctrica
pertenecientes a un mismo propietario que se conectan al sistema eléctrico a través de
un mismo punto de conexión.
k. Inyección de energía y potencia: entrega de energía y potencia al sistema eléctrico que
realiza un medio de generación en un determinado punto de conexión.
l. Punto de conexión: punto de las instalaciones de transporte o distribución de energía
eléctrica en la que se conecta un medio de generación a un sistema interconectado.
Generalmente se trata de nudos o subestaciones secundarias, pero en el caso de
pequeños medios de generación distribuida, la conexión puede darse en otro punto de la
red.
m. Nodo o nudo: en términos generales, un nudo eléctrico es un punto de conexión entre
dos o más elementos de un circuito. En el sistema eléctrico, se denominan nudos o
nodos a las principales subestaciones de los sistemas interconectados central (SIC) y del
Norte Grande (SING).
n. Precio de nudo (de energía y potencia): Precios máximos aplicables al consumo de
electricidad de clientes regulados, representativos de los costos de suministro a nivel de
generación-transporte, sin considerar los costos asociados a la distribución de
electricidad. Estos precios pueden ser fijados por la entidad reguladora (Precios de nudo
de corto plazo) o ser el resultado de los procesos de licitación de suministro de clientes
regulados (Precios de nudo de largo plazo). Se denominan “de nudo”, porque
dependiendo de la ubicación geográfica, el precio varía debido a las pérdidas de
transmisión, por lo que es relacionado a la ubicación de los nudos o subestaciones
principales. del Más detalles en el apartado 1.4.c.
o. Capacidad o potencia firme: En palabras simples, es la potencia que cada central puede
entregar al sistema con un elevado nivel de seguridad en las horas de demanda máxima
4
del sistema. Es la cantidad de potencia que se le reconoce a las centrales generadoras en
consideración de la disponibilidad técnica de sus instalaciones (fallas, mantenimientos,
etc.) y la disponibilidad del insumo primario de generación que ésta utiliza (sequías,
restricción de gas, etc.). La señalada cantidad, expresada en MW, multiplicada por el
precio de la potencia, define el ingreso por potencia de una central generadora.
5
1. Descripción del mercado eléctrico en Chile
El presente apartado busca explicar el mercado eléctrico chileno, para sentar la base
conceptual que permita comprender las condiciones económicas y contractuales requeridas
para la integración de fuentes de generación eléctrica en base a energías renovables no
convencionales (ERNC) a la red eléctrica regional.
Comienza con una descripción del mercado eléctrico chileno, identificando sus principales
participantes o agentes, destacando sus roles y características más relevantes. Luego se
explica el modelo de mercado en que estos agentes interactúan, destacando sus tres
alternativas de participación (mercado spot, mercado de contratos y fuera de mercado).
Posteriormente se describe el sistema de remuneraciones existente para transar la energía, y
los tipos de precios que participan en las interacciones comerciales existentes.
Finalmente se presenta el marco conceptual asociado a la pequeña generación distribuida, en
la cual se enmarca la mayor parte de los proyectos de generación ERNC.
1.1. Participantes del mercado eléctrico en Chile
El mercado eléctrico en Chile está compuesto por las actividades de: generación, transmisión
y distribución de suministro eléctrico. Estas actividades son desarrolladas por empresas
privadas. El Estado sólo regula, fiscaliza y participa en la planificación indicativa de inversiones
en generación y transmisión.
Además de estos tres participantes principales, están los clientes finales que hacen uso de la
energía, y existen agentes adicionales con roles regulatorios, como la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles (SEC) y la Comisión Nacional de Energía (CNE), y otros que buscan
dinamizar el sistema y facilitar el ingreso de energías renovables no convencionales (ERNC) al
sistema, tales como los agentes externos y los pequeños medios de generación.
Un sistema eléctrico es el conjunto de instalaciones de centrales eléctricas generadoras,
líneas de transporte, subestaciones eléctricas y líneas de distribución, interconectadas entre
sí, que permite generar, transportar y distribuir energía eléctrica. Son cuatro los sistemas de
interconexión eléctrica del territorio nacional: Sistema Interconectado Central (SIC), Sistema
Interconectado del Norte Grande (SING), Sistema eléctrico de Aysén, y Sistema Eléctrico de
Magallanes. La Región del Maule es abastecida por el SIC. En el SIC participan un total de 64
empresas generadoras1, 5 empresas transmisoras troncales, 24 empresas de subtransmisión y
29 empresas distribuidoras2, que en conjunto atienden una demanda que en 2011 alcanzó los
43.400 GWh.
1 Además de las 64 empresas generadoras, hay empresas 10 empresas propietarias de PMG y 17 de PMGD,
en su mayoría pequeñas centrales termoeléctricas e hidroeléctricas. 2 Detalle en Anexo I.
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A continuación se presenta una breve descripción de cada agente participante del sistema y
mercado eléctrico nacional:
a. Generadoras: toda empresa eléctrica que inyecte energía y potencia al sistema eléctrico
con plantas de generación propias o contratadas. Este segmento es un mercado
competitivo, con economías de escala en los costos variables de operación y donde los
precios tienden a reflejar el costo marginal de producción.
b. Transmisoras: empresas que transfieren la energía eléctrica desde las centrales de
generación hacia los centros de consumo, a través del sistema de transmisión. Existen
bajo monopolios naturales (dado que en Chile resulta socialmente eficiente tener una
línea única de transmisión de alto voltaje, en vez de varias líneas paralelas compitiendo
por transmitir la energía eléctrica).
c. Distribuidoras: empresas que finalmente entregan la energía eléctrica a los
consumidores. Operan bajo un régimen de concesión de servicio público de distribución,
con obligación de servicio y con tarifas reguladas para el suministro a clientes regulados.
La existencia de áreas geográficas exclusivas de concesión, se basa en que no se justifica
el tener redes de distribución superpuestas en una misma localidad.
d. Sistemas de transmisión: es el conjunto de líneas, subestaciones y equipos destinados al
transporte de electricidad desde los generadores hasta los centros de consumo o
distribución. En Chile toda línea o subestación con tensión superior a 23 kV se considera
como transmisión. Tensiones menores se consideran líneas de distribución.
En este sistema se distinguen:
- Sistema de transmisión troncal: líneas y subestaciones eléctricas que abastecen a la
totalidad de la demanda del sistema eléctrico y que configuran el mercado común.
Operan en tensiones de 220 kV (y algunas a 154 kV).
- Sistema de subtransmisión: líneas y subestaciones eléctricas que permiten retirar la
energía desde el sistema troncal hacia los distintos puntos de consumo locales que
se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras. En general operan
con tensiones entre 23 kV y 110 kV.
- Sistemas de transmisión adicional: instalaciones de transmisión que suministran
energía eléctrica a clientes libres (sistema adicional de retiro) o que permiten a los
generadores inyectar su producción al sistema eléctrico sin formar parte del sistema
troncal ni de subtransmisión (sistema adicional de inyección).
El transporte de electricidad por transmisión troncal y subtransmisión es servicio público
eléctrico, por tanto el transmisor tiene obligación de servicio, siendo responsabilidad de
éste el invertir en nuevas líneas o en ampliaciones de las mismas. Los generadores tienen
libre acceso al uso del sistema de transmisión mediante pago de peajes.
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e. Sistemas de distribución: son los conjuntos de líneas, subestaciones y equipos que
permiten prestar el servicio de distribuir la electricidad hasta los consumidores finales,
localizados en cierta zona geográfica explícitamente limitada (áreas de concesión). En el
sector de distribución se establecen dos rangos de tensión: Alta tensión, para tensiones
entre 400 V y 23 kV (generalmente 12, 13.2, 15 y 23 kV); y baja tensión, para tensiones
inferiores a 400 V (generalmente 220/380 V).
f. Clientes o consumidores: se clasifican según la magnitud de su demanda en clientes
regulados, libres y con derecho a optar por régimen tarifario.
- Clientes libres: potencia conectada superior a 2.000 kW.
- Clientes regulados: potencia conectada inferior o igual a 2.000 kW.
- Clientes con derecho a optar por régimen tarifario: potencia conectada superior a
500 kW, e inferior o igual a 2.000 kW. Pueden escoger entre régimen de tarifa
regulada o de precio libre, por un período mínimo de cuatro años de permanencia.
No obstante, el suministro puede ser contratado a precio libre en algunos casos de
excepción: en servicios por menos de doce meses; cuando se requieren calidades
especiales de servicio; o en casos donde el producto de la potencia conectada y de la
distancia entre el punto de empalme con la concesionaria y la subestación primaria más
cercana, sea superior a 20 MW-km.
A nivel nacional, los clientes libres representan alrededor del 60% del consumo total de
energía. En el SIC, sólo el 40%.
g. Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC): organismo operador del sistema y del
mercado eléctrico. Debe velar por la operación técnica y seguridad de la red eléctrica, y
administrar la compra y venta de energía.
SIC y SING tienen su propio CDEC. Está integrado por las principales empresas de
generación, transmisión y clientes libres. Distribuidoras no participan directamente.
Es el CDEC quien lleva a cabo el despacho de las centrales generadoras al SIC en base a
reglas de decisión que buscan la seguridad del sistema y el mínimo costo de
abastecimiento, en ese orden. De esta manera, no son los generadores quienes deciden
cuando inyectar energía al sistema, mas bien este es controlado por el CDEC de manera
que se opere segura y eficientemente.
Sus obligaciones específicas son:
- Operación económica (uso eficiente de los recursos de generación-transmisión):
o Planificar la operación del sistema eléctrico, minimizando el costo del
abastecimiento eléctrico del sistema. En otras palabras, se encarga de
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determinar diariamente, mediante la minimización de los costos de
operación, el despacho de las unidades generadoras del sistema eléctrico
para abastecer la demanda de energía.
o Calcular los costos marginales instantáneos de energía eléctrica.
- Operación física del sistema eléctrico:
o Determinar la operación del conjunto de instalaciones (generadoras, líneas
de transmisión y subestaciones).
o Comunicar la planificación de la operación a los integrantes del sistema.
o Coordinar el mantenimiento preventivo mayor de las generadoras.
o Verificar cumplimiento de los programas de operación y de mantenimiento.
- Operación comercial (administración del mercado):
o Determinar y valorizar las transferencias totales de electricidad entre los
integrantes del CDEC.
o Elaborar los informes que las leyes y reglamentos determinan.
o Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión concesionados y
determinar los pagos a las transmisoras.
h. Comisión Nacional de Energía (CNE): organismo técnico encargado de analizar precios,
tarifas y normas técnicas a las que deben ceñirse las empresas de producción,
generación, transporte y distribución de energía, con el objeto de disponer de un servicio
suficiente, seguro y de calidad, compatible con la operación más económica. Sus
funciones específicas son:
- Analizar técnicamente los precios y tarifas de bienes y servicios energéticos.
- Fijar las normas técnicas y de calidad para la operación de instalaciones energéticas.
- Monitorear y proyectar el funcionamiento actual y esperado del sector energético.
- Asesorar al Gobierno en todas aquellas materias vinculadas al sector energético.
i. Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC): principal agencia pública
responsable de supervigilar el mercado de la energía. En específico, vigila la seguridad,
calidad y precio de los servicios de electricidad, gas y combustible.
Su rol consiste en fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias,
y normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte y
distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad, verificando que la calidad de los
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servicios que se prestan a los usuarios sea la adecuada, y que las operaciones y uso de
los recursos energéticos no constituyan peligro para las personas o cosas.
j. Otros participantes: el sistema eléctrico chileno contempla la participación de otros
agentes tales como: agentes externos al país que desean participar en el mercado, ya sea
como compradores o vendedores de energía; y productores especiales como medios de
generación no convencionales (MGNC), pequeños medios de generación (PMG) y
pequeños medios de generación distribuida (PMGD). Esto se profundiza en el apartado
1.5 del presente informe. Se prevé, además, el ingreso de nuevos micro-actores o
generadores residenciales en el marco de la ley de netmetering aprobada en 2012, ley Nº
20.571.
1.2. Modelo del mercado eléctrico en Chile
La estructura del mercado eléctrico chileno es del tipo pool obligatorio. Esta estructura de
mercado focaliza la competencia en la concreción de proyectos de generación eficientes y en
la buena gestión comercial de contratos bilaterales con clientes libres y regulados. La base de
la competencia en el sector generación la constituye el libre acceso a la red de transmisión
troncal bajo condiciones no discriminatorias, lo que permite al generador acceder al mercado
de contratos bilaterales de venta de energía entre generadores, distribuidores y clientes, y al
mercado spot, donde solo participan los generadores.
El mercado de contratos corresponde a un mercado de tipo financiero con contratos
pactados libremente entre las partes. En este mercado, los generadores se comprometen a
suministrar una cierta cantidad de potencia y energía a los clientes libres y/o a los clientes
regulados a través de las distribuidoras, a cambio del pago de un precio. Este mercado de
contratos presenta las siguientes características:
- Los generadores pueden hacer contratos con empresas distribuidoras y clientes
libres3.
- Los contratos con empresas distribuidoras pueden ser para el abastecimiento de
clientes regulados o para clientes libres.
- Establecen una obligación de suministrar y una obligación de comprar a un precio
predeterminado.
- Existen dos sub-mercados dentro del mercado de contratos, definidos por el tipo de
cliente a quien se suministra: el mercado libre y el segmento regulado.
- El mercado libre es el suministro de clientes libres, usualmente grandes clientes
industriales y mineros, quienes negocian libremente con los generadores
3 Clientes no regulados
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comercializadores el precio de la energía y de la potencia requerida, así como
también las condiciones de los contratos.
- El segmento regulado está constituido por el suministro de los clientes regulados,
cuya capacidad de negociación se considera baja dado su reducido tamaño, y
considerando que las empresas distribuidoras no tienen incentivos suficientes para
negociar precios convenientes con las generadoras, el proceso de adjudicación de
contrato es regulado.
- Los contratos de suministro privados sólo tienen un carácter financiero, debido a que
el CDEC es la entidad que realiza el despacho físico hora a hora, basado en la
información de costos de operación de cada una de las unidades generadoras, no por
contrato. Por lo tanto, como se explica más adelante, las empresas generadoras
recurren al mercado spot para transar energía y potencia entre sí, y cumplir sus
contratos de suministro.
- Los contratos de suministro entre generadores y distribuidores, previos a la ley
20.018, se realizaban al precio de nudo de energía y potencia establecidos por la CNE
(ahora denominados precios de nudo de corto plazo). Desde la activación de esta ley
(suministros a partir del año 2010), las distribuidoras realizan licitaciones públicas de
suministro para establecer sus contratos de suministro, con lo que los precios de
estos contratos quedan establecidos a partir de los precios resultantes de las
licitaciones (denominados precios de nudo de largo plazo). El precio de nudo de
corto plazo funciona como precio techo de las licitaciones, por lo que en general los
precios reales (precios nudos de largo plazo) son menores al valor fijado. Pero esto
puede variar en casos en que las licitaciones se declaren desiertas en primera
instancia. Más información al respecto en el apartado 1.4.c.
- Por su parte, las empresas distribuidoras venden su energía a clientes regulados
haciendo uso de las distintas tarifas reguladas para clientes finales, o bien, a clientes
libres que no desean pactar libremente contratos de suministro con las empresas de
generación.
El mercado spot, también llamado mercado horario, es aquel al cual concurren las empresas
generadoras para comprar y transferir energía y potencia entre sí, y así cumplir sus
compromisos contractuales de abastecimiento suscritos en el mercado de contratos. Es usado
normalmente cuando los generadores no logran responder a sus contratos de suministro, por
lo que deben comprar la energía que les falta para cumplir sus contratos a cabalidad. Aquellas
que por despacho tienen una generación superior a la comprometida por contratos, venden
su energía a otras generadoras, por lo que son denominadas empresas excedentarias; y
aquellas que por despacho tienen una generación inferior a la energía y potencia contratadas
con clientes, compran lo que necesitan, por lo que se denominan empresas deficitarias.
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Las transferencias físicas y monetarias (ventas y compras) son determinadas por el CDEC, y se
valorizan, en el caso de la energía, en forma horaria al costo marginal (Cmg) resultante de la
operación del sistema en esa hora, resultante del equilibrio instantáneo entre oferta y
demanda. En el caso de la potencia, las transferencias son valorizadas al precio de nudo de la
potencia correspondiente.
La ubicación geográfica del punto de compra o venta, también influye en el valor de la
transferencia, con lo que se distingue entre nodo de inyección y nodo de suministro: los
generadores venden toda su energía producida y potencia reconocida en el mercado spot en
la barra o nodo de inyección; y los generadores compran (energía y potencia) en el mercado
spot para abastecer sus contratos en la barra o nodo de suministro.
Los contratos de suministro que puedan establecer una empresa distribuidora con clientes
libres no forman parte del mercado spot, sino del mercado de contratos.
Para las generadoras de pequeño tamaño (bajo 9 MW de potencia), también existen
alternativas de interacción comercial fuera de mercado. Se denomina relación fuera de
mercado a cualquier negociación directa entre un pequeño generador y una empresa de
distribución, sin formar parte en forma directa en el mercado spot o de contratos. Asimismo,
en términos comerciales, la representación en el mercado spot de un pequeño generador por
parte de una empresa eléctrica de generación también se trata de una interacción fuera de
mercado.
El diagrama de la Figura 1 representa las distintas transferencias de energía entre los agentes
del mercado chileno.
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Figura 1 – Transferencias entre agentes en el sistema eléctrico chileno
1.3. Remuneración asociada a la generación de energía
La actividad de generación, al tratarse de un segmento competitivo, se tarifica mediante la
aplicación de costos marginales, existiendo también en forma explícita un pago por
suficiencia o capacidad (potencia). En concreto, el precio de la electricidad consta de dos
partes: energía y potencia.
La energía está asociada a los costos variables de producción y es cargado por unidad de
consumo. La capacidad o potencia, es un cargo por la disponibilidad para dar el servicio, la
cual es posible mediante la instalación de capacidad. De esta manera, el cargo por capacidad
incluye los costos de proveerla, lo que corresponde a los costos fijos de capital, y es asignado
entre los consumidores que demandan en horario de punta. El pago por capacidad (o
potencia) viene a ser un instrumento de estímulo de la suficiencia4 en el mercado eléctrico.
Existen así ingresos por venta de energía al costo marginal e ingresos provenientes de la
venta de la potencia de punta al costo marginal de instalar unidades de punta. Para
determinar el precio de la potencia de punta, se utiliza el costo unitario de instalación de
turbinas a gas, dado que esta tecnología es la que en general abastece a la punta del sistema
4 Atributo de un sistema eléctrico cuyas instalaciones son adecuadas para abastecer su demanda.
13
por causa de su alto costo variable. Para el precio de la energía, el CDEC calcula5 hora a hora
el costo marginal de corto plazo, con el sistema eléctrico expandido y operando en
condiciones óptimas (a mínimo costo de operación).
1.4. Tipos de precios en el mercado eléctrico
En Chile existen cuatro tipos de precios a los cuales se valoriza la energía y potencia: precios
spot, precios libres, precios de nudo y precios de distribución. Cada uno aplica en distintas
interacciones comerciales, entre distintos participantes del mercado eléctrico.
a. Precios spot o precios marginales instantáneos:
Estos precios son utilizados en el mercado spot, donde los generadores pueden comprar
o vender energía a otros generadores a este precio para cumplir con sus obligaciones
(contratos). Reflejan el costo de producir una unidad adicional de energía para un
determinado nivel de demanda. Dado que el CDEC organiza el despacho de las centrales
generadoras por nivel de eficiencia (las más eficientes primero, incorporando las menos
eficientes en la medida que la demanda lo requiera), el precio spot corresponde al costo
marginal de la central menos eficiente en producción en el momento de la medición. Son
calculados de forma horaria por cada CDEC.
Una alternativa para los pequeños generadores es vender su energía y potencia a precios
estabilizados, en vez de a precio spot. Esto será explicado en extenso en el apartado 2.1.
b. Precios libres:
Estos son los precios libremente acordados entre generadores y clientes libres (grandes
consumidores) usados en sus contratos bilaterales. Tal como dice el nombre, los clientes
libres tienen la libertad de negociar directamente con las generadoras. Para esto,
realizan contratos de suministro, generalmente por medio de licitaciones públicas, las
cuales consideran un determinado número de GWh anuales y una potencia de demanda
máxima. Con este sistema genera competencia entre generadores interesados, para así
obtener condiciones favorables de precio y garantías. Variaciones en los contratos
pueden darse en los años de duración (generalmente 5 a 7 años), en el establecimiento
de multas por incumplimiento de contrato (al no ser capaces de satisfacer la demanda
comprometida por el cliente), en el régimen de precios (si serán variables o constantes),
en la incorporación de gastos de transmisión hasta la planta del cliente, entre otras.
La información sobre precios libres es considerada confidencial por ser parte del proceso
de negociación con las generadoras, por lo que no es fácil acceder a series de tiempo de
5 Son calculados por el CDEC a través de modelos de despacho. En el caso del SIC se utilizan modelos de
coordinación hidrotérmica.
14
estos precios. Además, no son valores estándar pues dependen de cada cliente y
escenario en que se desarrolló el proceso licitatorio o de contratación, y del momento en
que se cerró el acuerdo.
Cabe comentar que un gran número de clientes libres contaban con contratos
favorables, a precios atractivos, dado que se firmaron hace 5 a 7 años atrás. Sin
embargo, dichos contratos están por caducar, y los clientes libres enfrentan un escenario
completamente distinto, con precios muy superiores y con un escenario nacional donde
no se ha podido asegurar la concreción de proyectos de generación que den garantía de
la disponibilidad de energía y potencia a quien compra. Por esto se cree que los nuevos
procesos licitatorios serán poco favorables, lo cual podría afectar su competitividad en el
mercado, e incluso podría llevarlos a concretar la alternativa de ingresar al negocio de la
generación para satisfacer su propia demanda eléctrica a mejores precios y con garantía
de su disponibilidad.
c. Precios de nudo:
Es el precio utilizado para transar energía y potencia entre generadores y distribuidores.
Se le denomina precio “de nudo” dado que los generadores ofertan su suministro en
determinadas barras o nudos del sistema eléctrico, y que las distribuidoras lo compran
en otro (o el mismo) nudo o barra del sistema.
Para entender este tipo de precio es necesario saber que desde 20056 las empresas
concesionarias de distribución deben realizar licitaciones de suministro para disponer
permanentemente del suministro de energía para satisfacer el consumo total proyectado
de sus clientes regulados para, a lo menos, los tres años siguientes.
Desde el 2006, con la implementación de este sistema, las distribuidoras han llevado a
cabo licitaciones tendientes a contratar el suministro no cubierto desde el año 2010 en
adelante destinado a clientes regulados. Los precios de adjudicación de estas licitaciones
son denominados Precios de Nudo de Largo Plazo (PNLP). Para cada contrato suscrito
por este medio hay un PNLP propio. Los PNLP son reajustados en base a índices como los
precios de combustibles e IPC.
Hasta antes de las licitaciones ese precio de nudo era determinado por la CNE cada 6
meses en base a estimaciones7 de los costos marginales del sistema. Hoy ese precio
estimado se conoce como Precio de Nudo de Corto Plazo (PNCP). Los contratos suscritos
con anterioridad a estos procesos de licitación, que aún se encuentran vigentes, se rigen
por este precio PNCP. Actualmente, con el sistema de licitaciones activo, el PNCP sólo es
utilizado para definir los techos de las licitaciones de las distribuidoras.
6 Desde la promulgación de la Ley Corta II (Ley 20.018).
7 Se estimaba el promedio de los costos marginales esperados de corto plazo, con un mínimo de 24 y un
máximo de 48 meses, ajustado a una banda de precios libres
15
Estos precios de nudo corresponden a los precios que las empresas distribuidoras deben
traspasar a sus clientes regulados. Dadas las diferencias entre contratos y tipos de precio
de nudo, se desarrolló el concepto de Precio de Nudo Promedio (PNP). Estos PNP son
calculados por la CNE para cada distribuidora y se obtienen a partir de los precios
vigentes de los contratos de suministro ponderados por el volumen de suministro
correspondiente. Para estos efectos, el PNP considera tanto los contratos de PNLP como
los contratos de PNCP, tanto de energía como de potencia. En él se aplica un
procedimiento de ajuste8 de modo tal que el PNP de cualquier distribuidora resultante
de este cálculo, no puede salir del rango de ± 5% el precio promedio de todo el sistema
en un punto de comparación9.
Finalmente, estos precios de nudo de energía y potencia promedios (PNEP y PNPP
respectivamente) para cada distribuidora permiten calcular los precios de nudo de
energía y potencia promedio en nivel de distribución (Pe y Pp respectivamente)10 para
cada concesionaria y sector de nudo, que son los valores a utilizar en las fórmulas
tarifarias de las empresas concesionarias de distribución.
d. Precios de distribución:
Son los precios a los cuales las distribuidoras venden la energía y potencia a sus clientes
regulados.
Estos precios presentan dos componentes: el Precio de Nudo Promedio, que refleja el
precio medio al cual las distribuidoras compran la energía y potencia, y que transfieren a
sus clientes regulados; y el Valor Agregado de Distribución (VAD) que refleja los costos y
utilidades de distribución de una empresa modelo eficiente. Este último también es
regulado y da origen a distintas opciones tarifarias.
Los clientes pueden elegir libremente cualquiera de las opciones tarifarias disponibles y
las distribuidoras están obligadas a aceptar la opción que elijan. Las opciones se separan
de acuerdo a la tensión de empalme del cliente a la red, en alta y baja tensión11. La Tabla
1 muestra las opciones tarifarias de baja tensión y sus características más relevantes. Las
opciones de alta tensión son las AT2, AT3 y AT4, con las mismas características que las de
baja tensión. Las fórmulas tarifarias asociadas a cada opción se encuentran en el Decreto
Supremo 395 del 2008 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.
8 Para más información sobre este proceso de ajuste, ver Informe Técnico de fijación de Precios de Nudo
Promedio de la CNE. 9 En el SIC, la comparación de precios se realiza en la barra Polpaico 220 kV.
10 Para más información sobre este cálculo, ver Decreto Supremo 84 del Ministerio de Energía que fija
precios de nudo promedio en el sistema interconectado central, con ocasión de la indexación de precios contenidos en los contratos de suministro, o Informe Técnico de fijación de Precios de Nudo Promedio de la CNE. 11
Alta tensión de distribución: tensión de empalme mayor a 400 v // Baja tensión de distribución: tensión de empalme menor o igual a 400 v.
16
Salvo acuerdo con la distribuidora, la opción tarifaria contratada rige por 12 meses. El
cliente puede elegir una nueva tarifa en cualquier momento, sin significar costo o aporte
alguno de responsabilidad del cliente. Cada distribuidora puede ofrecer además tarifas
flexibles reguladas (TFR), cuya facturación debe ser inferior a la opción tarifaria de
referencia (si es un cliente prexistente, será la tarifa que tenía el cliente al momento de
optar a la TFR; si es un cliente nuevo, a la opción tarifaria que signifique la menor
facturación durante el año anterior).
Tabla 1 – Opciones tarifarias de baja tensión para clientes regulados
Tarifa Descripción Características
BT1 Tarifa simple: Cobro por consumo
- Potencia tope 10 kW (o con limitador de potencia de 10 kW)
BT2 Cobro por consumo y potencia contratada
- Elección libre de potencia máxima - Después de 12 meses se puede cambiar potencia - Antes de 12 meses, cambio requiere acuerdo con distribuidora - Uso de potencia contratada sin restricción
BT3 Cobro por consumo y demanda máxima leída
- Demanda máxima leída: es el valor más alto del mes de las demandas integradas en períodos sucesivos de 15 minutos
BT4 Tarifa horaria: Cobro por consumo y demandas en punta y fuera de punta.
- Demandas pueden ser contratadas o leídas, dando a origen a tres variantes de esta tarifa:
Energía mensual
consumida
Demanda máxima de potencia en horas punta
Demanda máxima de
potencia
BT4.1 Leída Contratada Contratada BT4.2 Leída Leída Contratada BT4.3 Leída Leída Leída
Por último, vale aclarar el concepto de precio medio de mercado (PMM). El PMM refleja los
precios obtenidos con las licitaciones de suministro de las distribuidoras. Se determina con los
precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión,
correspondientes a una ventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la
fecha de publicación del precio medio de mercado. Este precio se utiliza para la indexación
del precio de nudo de la energía del Sistema Interconectado Central.
El diagrama de la Figura 2 representa las distintas transferencias de energía entre los agentes
del mercado chileno y los tipos de precios involucrados en ellas.
17
Figura 2 – Transferencias y remuneraciones entre agentes en el sistema eléctrico chileno
1.5. Medios de generación ERNC y generación distribuida
La necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica, de disminuir la alta
dependencia energética de combustibles fósiles importados (gas natural y diesel) y los altos
precios que ello conlleva para los consumidores finales (disminuyendo así la competitividad
de las empresas nacionales), y la necesidad de avanzar hacia una matriz eléctrica menos
contaminante, ha llevado a los últimos gobiernos a desarrollar un marco legislativo y
condiciones favorables que incentiven la incorporación de nuevos actores generadores en el
mercado eléctrico chileno.
Para esto, se ha puesto énfasis en la aparición de nuevos productores independientes, con
medios de generación de pequeña y mediana escala, conectados directamente en el sistema
de transmisión o distribución, que permitan una generación más eficiente e incrementar el
uso de energías renovables no convencionales (ERNC).
Así, se ha avanzado hacia un modelo de mercado más extenso donde además de las
generadoras de gran escala, también pueden participar pequeños medios de generación
(PMG), pequeños medios de generación distribuida (PMGD), y medios de generación no
convencional (MGNC). La Tabla 2 a continuación describe sus principales características:
18
Tabla 2 – Características de PMGD, PMG y MGNC.
Excedentes de potencia que inyectan a la red
Sistema al cual se conectan Fuente de energía
PMGD ≤ 9 MW Distribución12
Cualquier fuente PMG ≤ 9 MW Transmisión
13 Cualquier fuente
MGNC < 20 MW Transmisión o distribución ERNC y cogeneración eficiente
Dada esta clasificación, se puede deducir que un proyecto MGNC no es excluyente con las
categorías PMG ni PMGD; es decir, un PMGD puede ser también categorizado como un
MGNC, siempre cuando utilice una fuente de energía primaria no convencional.
Las ERNC aceptadas por la ley chilena para los MGNC son: hidráulica, geotérmica, solar,
eólica, energía de los mares, y biomasa. A continuación se definen cada una de ellas.
- Hidráulica: energía potencial y cinética del agua obtenida por medio de centrales
hidroeléctricas de potencia inferior a 20 MW.
- Geotérmica: la que se obtiene del calor natural del interior de la tierra que puede ser
extraída del vapor, agua, gases (excluidos los hidrocarburos), o a través de fluidos
inyectados artificialmente para este fin.
- Solar: obtenida directamente de la radiación solar.
- Eólica: energía cinética del viento.
- Energía de los mares: toda forma de energía mecánica producida por el movimiento
de las mareas, de las olas y de las corrientes, así como la obtenida del gradiente
térmico de los mares.
- Biomasa14: obtenida de materia orgánica y biodegradable, que puede ser usada
directamente como combustible o convertida en otros.
La CNE puede incorporar a este listado otros medios de generación renovables, que ayuden a
diversificar las fuentes de abastecimiento del sistema eléctrico y que sean de bajo impacto
ambiental.
La cogeneración eficiente a base de combustibles fósiles, hace referencia a las instalaciones
en la que se genera energía eléctrica y calor en un solo proceso de elevado rendimiento
12
Instalaciones de una empresa distribuidora o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público. 13
Sistema troncal, de subtransmisión o a un sistema de transmisión adicional. 14
Productos, subproductos y residuos forestales; residuos de la industria de la madera; subproductos y residuos de la industria de la celulosa y del papel; residuos agrícolas; residuos de industrias agroalimentarias; residuos de la industria ganadera y de crianza de animales; residuos de plantas de tratamiento de aguas servidas urbanas e industriales; residuos urbanos; y cualquier tipo de biomasa cultivada para fines energéticos.
19
energético15. Aquellos generadores de este tipo, de potencia inferior a 20 MW, y que cumplen
los requisitos específicos planteados en el reglamento legal, también son considerados
MGNC. En estricto rigor no se considera ERNC las instalaciones de cogeneración eficiente, a
menos que utilicen biomasa como energético primario u otro energético primario de tipo
renovable.
Los MGNC, PMG y PMGD están reglamentados por el Decreto Supremo N°244 del 2006, del
Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. En él se pueden observar distintas
señales de estímulo al mercado de estos medios de generación. Se observan señales
económicas, como la definición de estabilización de precios de la energía y la exención de
peajes de transmisión a los PMG y MGNC; señales reglamentarias, apuntando a desarrollar y
mejorar las condiciones de las centrales que utilicen MGNC, y definiendo todos los tipos de
ERNC que se ven beneficiadas con la aprobación de este reglamento; señales de inversión, al
definir una metodología de estabilidad en los precios de venta de la energía de estos medios
de generación, que estimula indirectamente al inversionista a participar en el financiamiento
y desarrollo de estos medios de generación; y señales de desarrollo tecnológico, indicando la
tecnología de generación a desarrollar y el tamaño que deben tener.
Esta reglamentación busca incentivar la aparición de pequeños generadores, al disminuir las
barreras económicas de entrada por medio de la estabilización y seguridad en las
remuneraciones de las energías de las pequeñas centrales de generación, lo cual mejora
significativamente la viabilidad económica de participar en proyectos relacionados a la
inversión de este tipo de centrales. Planteando además la alternativa de comercializar su
energía en el mercado spot, con menor estabilidad, pero con posible mayor rentabilidad.
Estas opciones son descritas con mayor detalle en el apartado 2.1.
La incorporación de estos medios de generación al sistema eléctrico tiene especial impacto en
las empresas distribuidoras, ya que es una forma económicamente competitiva de ampliar
sus redes de distribución. En especial cuando se evalúa la expansión de instalaciones y redes
que se encuentran saturadas o próximas a estarlo, o en redes que presentan altos costos de
expansión producto de restricciones ajenas a la red eléctrica. Se debe considerar además, que
para el caso del modelo de mercado chileno, en donde las empresas de distribución deben
competir con una empresa modelo, la integración de estos medios de generación permitiría
aumentar la eficiencia de sus inversiones y la eficiencia en la expansión de sus redes, puesto
que la inyección en puntos lejanos al nodo de suministro permite reducir las pérdidas en las
líneas de distribución.
Otro aspecto que da relevancia a la integración de estos medios de generación al sistema
eléctrico, es la Ley 20.257, que establece una obligación para las empresas eléctricas que un
15
Cabe señalar que existe también la posibilidad de trigeneración, en donde el calor residual puede ser destinado a refrigeración mediante ciclos de absorción o adsorción.
20
porcentaje16 de la energía comercializada provenga de fuentes ERNC17, ya sea por medio de
generación propia o contratada. Esta obligación puede acreditarse con indiferencia del
sistema interconectado en que se realicen las inyecciones (SIC o SING), es decir, una empresa
que suministra energía en el SIC puede usar ERNC producida en el SING para fines de
acreditación. No acreditar esta cuota ERNC implica multas18 para las generadoras. Esta cuota
obligatoria ERNC para las grandes generadoras es un factor más que aumenta el atractivo de
estos medios de generación, para quienes se abre la posibilidad de venta de su energía a las
grandes generadoras.
16
Entre los años 2010 y 2014, la obligación de suministrar energía con medios ERNC es de 5%. A partir de 2015, este porcentaje se incrementará en 0,5% anual, hasta llegar al 10% en el año 2024. 17
Para efectos de esta acreditación, se reconocen también parte de las inyecciones provenientes de centrales hidroeléctricas cuya potencia máxima sea igual o inferior a 40 MW, aun cuando los proyectos hidroeléctricos superiores a 20 MW no son definidos como ERNC en la ley. Este reconocimiento es solo una proporción de la energía generada con la potencia mayor a 20 MW y menos o igual a 40 MW. En el caso de las otras ERNC, el reconocimiento es para el total de la energía inyectada al sistema. 18
0,4 UTM por cada MWh de déficit respecto de su obligación. Si dentro de los tres años siguientes incurre nuevamente en esta falta, el cargo es de 0,6 UTM por cada MWh de déficit.
21
2. Condiciones económicas para la conexión de proyectos ERNC
Este apartado presenta los tópicos necesarios para tener un panorama completo de las
condiciones económicas influyentes en la conexión de proyectos ERNC al sistema eléctrico, en
particular de los de tipo PMG y PMGD. En primera instancia, se presentan las distintas
alternativas de interacción comercial de los medios de generación ERNC. Habiendo expuesto
las posibles relaciones comerciales y los diferentes tipos de precios del sistema eléctrico en el
capítulo anterior, se logra entender de mejor forma las opciones de venta de energía que
tienen este tipo de proyectos. Además, se presentan los beneficios existentes en relación a la
exención de peajes por uso del sistema troncal en el caso de proyectos de generación ERNC.
Finalmente se presentan algunas consideraciones finales relevantes a tener en cuenta al
elaborar proyectos de generación ERNC de tipo PMGD, en especial su evaluación económica,
y una serie de datos con la evolución de los distintos tipos de precios de energía relevantes
para el caso de proyectos PMGD.
2.1. Alternativas de interacción comercial de un proyecto ERNC
La operación en el mercado de un proyecto ERNC se rige por las condiciones generales
aplicables a cualquier medio de generación, por ende, sus alternativas de comercialización
son prácticamente las mismas que las de un medio de generación convencional. En
concordancia con lo expuesto en el apartado 1.2, sobresalen tres alternativas básicas donde
transar la energía generada: mercado spot, mercado de contratos y fuera de mercado.
Además, existen otras alternativas que se constituyen, en grandes rasgos, como una mezcla
de estas tres.
La Figura 3 y la Tabla 3 resumen las diferentes alternativas de interacción comercial para un
proyecto ERNC, destacando el tipo de acuerdo que se logra entre las partes. Por ejemplo, con
clientes libres se establecen contratos acordados entre las partes mientras que en el caso del
mercado spot, las transacciones se realizan a costo marginal o precio estabilizado.
22
Figura 3 – Alternativas de interacción comercial de proyectos ERNC
Tabla 3 – Modelos de negocio para proyectos ERNC en el mercado eléctrico chileno
Mercado Comprador Precio energía Precio potencia
Mercado Spot (CDEC)
Generadoras
Precio marginal instantáneo (precio spot) Precio estabilizado (precio nudo de las inyecciones)
Precio de nudo de la potencia
Mercado de contratos
Clientes regulados a través de Distribuidoras (licitaciones) Clientes libres (negociación libre)
PNELP resultante de la licitación. (Precio techo de la licitación dado por el PNECP) Según acuerdo
Precio de nudo de la potencia, vigente en el momento de la licitación Según acuerdo
Fuera de mercado (negociación)
Generadoras Distribuidoras
Según acuerdo Según acuerdo
En síntesis los generadores, enfrentan el problema de decidir estratégicamente la asignación
de su energía generada: si deciden optar por un mercado con precios de alta volatilidad y
riesgo como es el mercado spot, o bien, un mercado con precios más estables, pero que
requieren comprometer capacidad y energía firmes, como el mercado de contratos, o los
acuerdos fuera de mercado.
23
A continuación, se describen en mayor detalle las distintas alternativas de interacción
comercial para proyectos de generación de tipo ERNC.
a. Mercado spot
Tal como se mencionó en el apartado 1.2, el mercado spot es el mercado por defecto de
todo generador que entra al sistema eléctrico chileno. En él sólo participan generadores,
y cada generador vende o compra energía dependiendo del despacho de sus unidades
generadoras y de sus contratos de suministro, sin que medie un acuerdo entre ellos, bajo
la operación del CDEC.
Las empresas de generación ERNC, al ser empresas de generación eléctrica, pueden
transar su energía en el mercado spot, sea cual sea su tamaño, en las mismas
condiciones que las generadoras convencionales, con venta de energía a costo marginal
horario.
Las compras y ventas de energía se valorizan a costo marginal horario calculado por el
CDEC en la barra o nodo correspondiente donde se efectúe el retiro o inyección de
energía por parte de los generadores. En el caso específico de los PMGD, corresponde al
costo marginal horario en la barra de más alta tensión de la subestación de distribución
primaria19 asociada a dicho medio de generación; en el caso de los PMG, al costo
marginal horario en el punto de conexión del PMG al sistema. Este costo marginal se
caracteriza por su volatilidad.
Además de la opción de venta convencional a costo marginal, las empresas de tipo PMG
y PMGD tienen la opción de vender su energía bajo un régimen de precios estabilizados.
Esta alternativa se plantea como una opción menos riesgosa que la venta a costo
marginal, aumentando así el atractivo a participar en este tipo de proyectos, permitiendo
a las generadoras de pequeña escala coexistir en el mercado con las generadoras de gran
escala. Estos precios estabilizados corresponden al precio nudo de la energía de corto
plazo (PNECP), fijado por la CNE según decreto tarifario semestralmente. Vale aclarar
que la diferencia entre ambos sistemas se encuentra solo en el precio de venta de la
energía, pues el precio de venta de la potencia en ambas alternativas está regido por el
precio de nudo de la potencia de corto plazo (PNPCP), también fijado por la CNE.
Los pagos por potencia o capacidad en el caso de los proyectos ERNC siguen la misma
lógica de los generadores convencionales, considerando los requerimientos de
suficiencia y seguridad asociados20. Entre las generadoras se distinguen aquellas
tecnologías o plantas de generación sin disponibilidad asegurada de suministro
19
Es aquella que presenta la menor distancia eléctrica al punto de conexión del PMGD, midiendo la distancia a lo largo de las líneas eléctricas que puedan permitir la conexión, independientemente de sus características técnicas y de si los circuitos operan normalmente cerrados o no. 20
Existen metodologías de cálculo específicas para determinar la Potencia Firme y la Potencia de Suficiencia.
24
energético primario en el período de análisis, por ejemplo, la energía eólica, solar y
combustibles fósiles que muestran problemas en su suministro. Sin embargo, pueden
existir fuentes renovables, como la biomasa o geotermia, que no estén afectadas por
este criterio.
En resumen, el propietario u operador de un PMGD puede optar a vender su energía al
sistema en el mercado spot, a costo marginal instantáneo o a un régimen de precio
estabilizado.
La opción escogida por el PMG o PMGD debe ser comunicada al CDEC al menos 6 meses
antes de su entrada en operación. Su período mínimo de permanencia en el régimen es
de 4 años. Tienen opción de cambio de régimen, sólo que deben comunicarlo al CDEC
con una antelación mínima de 12 meses.
Es importante destacar que todos los PMGD operan con autodespacho, y que los PMG
que emplean fuentes no convencionales de energía, tienen la opción de operar en esta
modalidad21. Esto quiere decir que su operación no está sujeta al resultado de la
optimización de la operación del sistema efectuada por el CDEC, por lo que el propietario
u operador del PMG o PMGD es el responsable de determinar la potencia y energía a
inyectar, al sistema (si es un PMG) o a la red de distribución (si es un PMGD) en la cual
están conectados. Esto les da mayor autonomía en su régimen de operación, sin estar
limitado por las decisiones de despacho coordinado del CDEC, las que al basarse en
optimizar el costo y eficiencia del sistema, podrían dejar fuera de operación a estas
generadoras.
En ambos casos, para efectos de la programación de la operación global del sistema
eléctrico, el PMG o PMGD debe coordinar su operación con el CDEC, y en el caso
particular del PMGD, también con la empresa distribuidora, debiendo enviarles un
Informe de Operación Mensual en el cual señalen su disponibilidad de excedentes
esperados para el mes siguiente.
b. Mercado de contratos
El mercado de contratos fue descrito en extenso en el apartado 1.2 y corresponde a un
mercado de tipo financiero con contratos de suministro pactados libremente entre las
generadoras y los clientes libres, o entre generadoras y distribuidoras mediante
licitaciones de suministro para los clientes regulados. En el caso de proyectos de
generación ERNC se aplica el mismo procedimiento válido para cualquier empresa
generadora del sector.
21
Para operar con autodespacho, el PMG puede solicitar al CDEC de manera fundada, operar bajo esta modalidad. De ser aceptada, ésta se mantiene por al menos 12 meses.
25
De especial interés para los proyectos ERNC de pequeña escala es la alternativa de venta
directa a clientes libres, dado que se presentan beneficios para ambos lados, lo que
aumenta el poder de negociación de la generadora. Esto se explica debido a que, en un
proceso de compra tradicional, los clientes libres deben negociar directamente con las
generadoras o distribuidoras los precios de compra de energía y potencia, y en general,
estos precios libres terminan siendo entre un 30% a 40% más altos que los precios para
clientes regulados (lo que se explica por la disponibilidad de potencia en horarios punta
que debe comprometer la generadora, donde los precios del mercado spot en el cual
transa son altos). Por ello, a los clientes libres les es atractiva la opción de comprar
energía a un precio menor a pequeñas generadoras, mientras que a estas últimas se les
abre la opción de vender su energía a precios mayores que los que estarían dispuestas a
pagar las distribuidoras, mayores a los que ofrece el sistema de precios estabilizados, y
con mayor estabilidad que la que ofrecen los precios marginales horarios del mercado
spot.
La participación en licitaciones de suministro de electricidad a clientes regulados a
través de las distribuidoras, es difícil para los proyectos de pequeña escala, en especial
para las generadoras de tipo ERNC. Esto debido a varios factores: sus niveles de
generación de pequeña escala no les permite competir de igual a igual con las grandes
generadoras; muchas de ellas no cuentan con potencia firme que ofrecer (como es el
caso de la energía eólica o solar); y sus costos medios de generación aún son mayores
que los de la mayoría de los sistemas de generación convencionales. Sin embargo, no
existen limitaciones legales que las excluyan de estos procesos. El precio de venta de
energía en esta alternativa está dado por los precios resultantes del proceso licitatorio,
que corresponde al precio de nudo de largo plazo.
c. Fuera de mercado:
Las alternativas fuera de mercado para las generadoras ERNC de pequeño tamaño (bajo
9 MW de potencia) son dos: venta directa a distribuidoras y venta de excedentes de
inyecciones de ERNC a otras generadoras.
La primera alternativa permite a las PMGD en general (incluidas las de tipo ERNC)
negociar directamente la venta de su energía a las empresas distribuidoras, mediante la
suscripción de contratos con precios fijados según acuerdo, sin necesidad de participar
en los procesos licitatorios de suministro, ni en el mercado spot. Esta alternativa le
ofrece mayor estabilidad y menor riesgo a los involucrados en el proyecto de generación,
al no depender tanto de la volatilidad de los precios de mercado spot, ni tampoco
requerir grandes escalas de generación, ni gran estabilidad en sus niveles de potencia
firme (requeridos en las licitaciones de suministro). Todo dependerá del proceso de
negociación entre ambas partes.
26
En general, en estos casos la distribuidora tiene mayor poder de negociación que la
generadora. El poder de negociación de las PMGD interesadas en vender su energía
aumenta especialmente cuando se planifica su incorporación a redes e instalaciones de
distribución que se encuentran saturadas o próximas a estarlo. Esto, debido a que su
conexión aporta a la estabilidad de la red, permitiendo su expansión de una forma
económicamente competitiva. Otro elemento que debe considerar el propietario del
PMGD en la negociación, es que en muchos casos la integración de estos medios de
generación permitiría aumentar la eficiencia de las inversiones, reducir las pérdidas en
las líneas y aumentar la eficiencia en la expansión de sus redes, lo que les permitiría
competir de mejor forma con la empresa modelo que rige su sector, por lo que su
integración añade valor a la red, debiendo verse reflejado en el precio de venta de la
energía. Sin embargo, todos estos aspectos técnicos de conexión, son definidos por la
distribuidora en el informe de criterios de conexión que debe emitir una vez que el
propietario del PMGD realice la solicitud de conexión a la red22.
La segunda alternativa, venta de excedentes de inyecciones de ERNC a otras
generadoras, se basa en la exigencia de cuotas de generación de ERNC definidas en la
Ley 20.257, ya mencionada en el apartado 1.5. Esta ley impone a todas las generadoras
con contratos de suministro a distribuidoras o clientes finales, suscritos a partir del 31 de
agosto de 2007, ya sean contratos nuevos, renovaciones, extensiones u otras
convenciones de similar naturaleza, a acreditar ante la Dirección de Peajes del CDEC, que
un 10%23 de la energía inyectada al sistema en cada año calendario, debe ser generada
por medios de generación renovables no convencionales, propios o contratados.
Esta obligación impuesta se traduce en la posibilidad de comercializar, por parte de
cualquier empresa eléctrica que exceda su obligación de inyecciones de ERNC, el
traspaso de sus excedentes a otra empresa eléctrica. Este traspaso puede
comercializarse en forma bilateral a precios libremente pactados e independientemente
de las ventas de energía, y se materializa en un convenio entre las generadoras que debe
informarse al CDEC.
En otras palabras, esto implica que toda empresa generadora que emplee fuentes ERNC,
independientemente de su tamaño (sea PMGD, PMG o MGNC de mayor escala), puede
vender parte de sus cuotas de generación a otras generadoras. Un caso particular
representan las generadoras hidroeléctricas, las cuales son clasificadas como ERNC sólo
en escalas de generación menores a 20 MW24. Sólo para los efectos de la acreditación de
la obligación de las cuotas de generación ERNC, también se reconocen como tales las
22
Más información en apartado 3.1 23
Esta exigencia no es de un 10% inmediato. Entre los años 2010 y 2014, la obligación de suministrar energía con medios renovables no convencionales es de 5%. A partir de 2015, este porcentaje se incrementará en 0,5% anual, hasta llegar al 10% en el año 2024. 24
Ver apartado 1.5.
27
inyecciones provenientes de centrales hidroeléctricas de hasta 40 MW, de forma
inversamente proporcional25 al exceso de potencia por sobre el límite de 20 MW.
De todas las alternativas, las más atractivas para los desarrolladores de proyectos de
generación ERNC son la venta a clientes libres y la venta a generadoras que deben cubrir su
cuota de generación ERNC. Esto porque entregan mayor estabilidad que el mercado spot y a
precios más atractivos que los precios de nudo de corto plazo del régimen de precios
estabilizados (información detallada sobre estos precios y sus tendencias en el apartado 2.5).
Sin embargo, esto dependerá del poder de negociación de la generadora ERNC y de su
capacidad de entregar garantías para responder a los contratos, es decir, de su capacidad de
garantizar una determinada oferta de energía y potencia al comprador. Otro atractivo de esta
alternativa de venta es que contar con un compromiso de venta a un cliente libre, previo a la
materialización del proyecto ERNC, sirve como respaldo para lograr financiamiento de
proyectos de este tipo por parte de entidades bancarias e inversionistas, aminorando la
sensación de riesgo comúnmente asociada a la generación ERNC.
2.2. Alternativas específicas para clientes con sistemas de generación interna
En ocasiones, los proyectos de generación surgen desde los propios clientes, ya sean clientes
regulados o libres. Las principales motivaciones que pueden llevarlos a desarrollar proyectos
de generación interna son: el interés por autoabastecerse de energía eléctrica de forma total
o parcial para disminuir el gasto en energía; disminuir los requerimientos de potencia en
horarios punta, que representan parte importante del gasto total en energía; o bien,
simplemente el deseo de tener una alternativa de negocio adicional a su ámbito de acción,
rentabilizando la generación interna.
Para alcanzar uno o más de estos propósitos, los clientes pueden emplear distintos enfoques
o configuraciones de negocio para desarrollar su proyecto de generación interna, los cuales se
resumen en la Figura 4 y se describen brevemente a continuación.
25
FP = 1 - ((PM - 20 .000 kw)/20.000 kw); donde FP es el factor proporcional con el que se corrige la cuota acreditada y PM es la potencia máxima de la central hidroeléctrica, expresada en kilowatts.
28
Figura 4 - Posibles configuraciones para clientes con sistemas de generación interna
a. Operación en isla (abastecimiento total)
En este esquema, el cliente cubre el 100% de sus requerimientos de energía eléctrica con
la energía producida en su propia planta de generación interna. Por ende, no establece
relación comercial con generadoras ni distribuidoras, por lo que no cuenta con contratos
de suministro, ni tampoco comercializa sus excedentes para inyectarlos al sistema.
- Ventajas: se obtiene independencia del sistema eléctrico, disminuyendo la influencia
de posibles problemas como racionamiento eléctrico o la inestabilidad de precios.
Además, al consumir la energía autogenerada, ésta se valoriza al costo variable de
generación, el cual en la mayoría de los casos tiende a ser inferior al costo marginal
de la energía en el sistema, representando una baja en los costos de la energía.
- Desventajas: esta configuración deja sin energía firme a la empresa para hacer frente
a las paradas de mantenimiento de las unidades generadoras o posibles fallas, cuya
probabilidad de ocurrencia generalmente es mayor que la del sistema. Esto obliga a
las empresas involucradas a contar con equipos de respaldo para enfrentar tales
situaciones, y a emplearlos de forma frecuente.
b. Operación en isla parcial:
Esta configuración contempla generación interna para abastecer los requerimientos de
energía eléctrica de la empresa, ya sea en forma parcial o total, pero contando con un
contrato de respaldo del sistema. Este contrato puede estar destinado a cubrir solo la
fracción que no se alcanza a satisfacer con la generación interna, o bien, para dar total
suministro a la empresa cuando la planta generadora requiera detenciones por
29
mantenimiento o falla. En este esquema no se realiza venta de energía al sistema, toda la
generación interna es consumida en los procesos propios de la empresa.
- Ventajas: al contar con un contrato de respaldo total o parcial de la energía, se
pueden cubrir las fallas o mantenimiento de la planta de generación interna, sin
afectar la producción de la empresa. Además, al tratarse de una opción que combina
ambas fuentes de energía (interna y sistema), requiere menores niveles de inversión
por parte de la empresa, dado que los sistemas de generación necesarios serán de
menor capacidad que en el caso de un autoabastecimiento total.
- Desventajas: puede darse el escenario en que el costo de energía que se está
ahorrando al generarla de forma interna (costo de energía del contrato), sea menor
al precio al cual se podría estar vendiendo la energía generada al sistema (costo
marginal del sistema). En esta situación sería deseable vender toda la energía
generada al sistema, y comprar todo lo que se necesita. La otra desventaja está
asociada al posible racionamiento sobre la potencia total que implica el realizar un
contrato.
c. Autoproductor de energía:
En estos casos, la empresa cuenta con una planta de generación interna lo
suficientemente grande para autoabastecerse totalmente y vender sus excedentes al
sistema. Aun así, debe contar con un contrato de respaldo con un generador o
distribuidor, para hacer frente a paradas de la generadora por mantención o falla.
- Ventajas: permite rentabilizar la energía generada, vendiendo los excedentes al
sistema interconectado. Además, entrega mayor flexibilidad a la empresa,
permitiendo cambiar la estrategia en caso de variaciones de precios que hagan más
atractiva la venta total o compra total de energía.
- Desventajas: requiere niveles de inversión altos, para contar con sistemas de
generación lo suficientemente grandes para suplir demanda interna total y tener
excedentes para la venta. Implica cumplir todas las regulaciones y procedimientos
necesarios para la inyección de energía al sistema, con especial coordinación con el
CDEC y/o la distribuidora dueña de la red.
d. Autoproductor parcial:
Esta configuración mixta es similar a la anterior, pero en ella solo se autoabastece una
parte de los requerimientos energéticos de la empresa, el resto se compra del sistema,
pero también se vende parte de la energía generada al sistema. También entran en esta
categoría los sistemas de generación y demanda variables, es decir, aquellos en que los
requerimientos energéticos varían fuertemente mes a mes, y donde la cantidad de
energía generada también varía. Esto genera que algunos meses, la empresa se convierta
en consumidor neto, y otras en vendedor neto de sus excedentes.
30
- Ventajas: al igual que la alternativa anterior, en este esquema se rentabiliza la
energía generada, pero en la proporción que es vendida al sistema. Además, al
contar con generación interna para responder a sus requerimientos de electricidad,
se puede disminuir el efecto del racionamiento eléctrico que conllevan los contratos
de compra de energía y potencia al sistema.
- Desventajas: son similares a las desventajas del autoproductor total.
e. Venta total de su generación al sistema:
En esta configuración, la empresa vende toda su energía generada, y compra toda la
energía que requiere al sistema, sin derivar nada de su generación a consumo interno.
Generalmente, surge como negocio complementario a su negocio original, cuando se
logra un precio de venta atractivo en relación al costo de la energía del sistema.
- Ventajas: permite rentabilizar la inversión total en la planta generadora. Implica
instalaciones eléctricas internas más simples que en aquellos casos que contemplan
autoconsumo. También simplifica el proceso de tarificación de energía consumida y
vendida, al funcionar por sistemas separados.
- Desventajas: puede darse el escenario en que el precio al cual se está vendiendo la
energía generada al sistema (costo marginal del sistema) sea menor al costo de
compra de la energía (costo de energía del contrato). En esta situación sería
deseable emplear la energía generada para autoconsumo, en vez de comprarla del
sistema.
Vale aclarar que el tipo de contrato de suministro en cada caso dependerá de si el
consumo de la empresa lo define como cliente libre o como cliente regulado.
2.3. Exención de peajes por uso del sistema troncal
En Chile, toda empresa eléctrica que inyecta energía y potencia al sistema, así como toda
empresa que efectúa retiros de energía y potencia desde el sistema para comercializarla con
distribuidoras o con clientes finales, al hacer uso de las instalaciones del sistema de
transmisión troncal, de subtransmisión y/o adicionales, debe pagar los respectivos costos de
transmisión.
En otras palabras, el costo de las instalaciones del sistema troncal de interconexión es
cubierto por los generadores, lo que se materializa en la obligatoriedad de:
- pago de peajes por uso del sistema troncal para todas las empresas generadoras;
31
- pago de peajes por uso del sistema de subtransmisión a aquellos generadores, que
conectados directamente al sistema de subtransmisión, invierten el sentido del flujo
de la energía en dirección al sistema troncal; y
- pago de peajes por uso del sistema de distribución, sólo a aquellos generadores que
venden a clientes libres dentro del área del concesión.
Desde 2004, con la Ley 19.940, con la finalidad de aumentar las opciones de comercialización
de energía y potencia de pequeñas centrales generadoras (tamaño en el que normalmente se
encuentran muchas centrales generadoras de tipo ERNC), se les da el derecho a participar del
mercado spot y a conectarse a redes de distribución. Una tercera medida para favorecer el
desarrollo específico de los MGNC (dentro de los cuales están los ERNC), fue establecer una
exención de pago de peajes por uso del sistema de transmisión troncal. Esta exención se da
con un tratamiento diferenciado dependiendo del tamaño y fuente de energía primaria de la
central generadora:
- Las unidades MGNC con potencia instalada menor a 9 MW (PMG y PMGD), se liberan
totalmente de esta obligación. Es decir, los pequeños no pagan peaje por
transmisión troncal.
- Las unidades MGNC con potencia instalada entre 9 y 20 MW, la exención de peajes
se determina mediante un ajuste proporcional, siendo completa (100% de exención)
para 9 MW y nula para medios de generación con 20 MW o más.
Este mecanismo de exención se grafica en la Figura 5.
Figura 5 – Exención del peaje troncal para medios de generación no convencional en función del excedente de potenciaQUE PO
Para mayor precisión en el mecanismo, cabe realizar algunas aclaraciones:
- El beneficio de exención no se otorga a todos los PMG y PMGD, sólo a los que
emplean medios de generación no convencionales (MGNC).
32
- Los PMG que emplean medios de generación convencionales deben pagar peaje por
transmisión tal como cualquier generadora convencional.
- Los PMGD que utilizan medios de generación convencionales y que participan en
transferencias de energía y potencia entre empresas eléctricas coordinadas por el
CDEC, al usar el sistema de transmisión troncal para realizar estas transferencias, sí
pagan este peaje.
- Los PMGD que hacen uso de las instalaciones de una distribuidora para dar
suministro a clientes libres dentro de la zona de concesión de la distribuidora, deben
pagar un peaje de distribución, ya sea un medio de generación convencional o un
MGNC. Su valor corresponde al componente que pagan los usuarios regulados por el
uso de las instalaciones de distribución (Valor Agregado de Distribución, VAD).
- El monto total asociado a la exención de peajes de todos los MGNC es cubierto por
las demás empresas generadoras que inyectan energía al sistema.
- La exención de peajes tiene un límite de aplicación y éste se alcanza cuando la
capacidad instalada exenta de peaje sea superior al 5% de la capacidad instalada del
sistema interconectado. En este caso, el valor del peaje aplicable a los MGNC se
compone de dos términos. El primero corresponde a la exención de peajes ya
descrita, y el segundo, a la diferencia entre el peaje básico y el peaje con exención
multiplicada por un factor proporcional único igual al cuociente entre el señalado
excedente por sobre el 5% de la capacidad instalada total del sistema eléctrico y la
capacidad conjunta exceptuada de peajes.
2.4. Factores a considerar para el desarrollo y evaluación económica de proyectos ERNC
Al desarrollar y evaluar económicamente proyectos de tipo ERNC, es necesario tener en
cuenta las decisiones más relevantes y las opciones de evaluación económica. Estas se
exponen de forma resumida a continuación.
a. Alternativas de comercialización y autoconsumo: La energía y potencia generadas
podrán ser vendidas por tres vías: en el mercado spot a precio marginal o estabilizado;
en el mercado de contratos a distribuidoras (por medio de licitaciones) o a clientes libres
(por medio de negociación directa); o bien fuera de mercado, ya sea por venta directa a
generadoras para cubrir sus cuotas ERNC, o bien por venta directa a distribuidoras (en
ambos casos mediante negociación directa). La alternativa a escoger variará de acuerdo
a las características de aversión al riesgo por parte del propietario y de su poder de
negociación. Sin embargo, se pueden realizar las siguientes observaciones:
- La venta a mercado spot a precio marginal de la energía es volátil y riesgosa, pero
actualmente ofrece mejores precios de venta que el sistema estabilizado (precios de
33
nudo de energía de corto plazo). Es la alternativa básica por defecto para cualquier
generadora.
- La venta a distribuidoras por medio de licitaciones otorga estabilidad de precios,
pero dadas las escalas de generación típicas de proyectos ERNC, sus características
de potencia firme, y sus costos medios de generación, no les es fácil participar de
forma competitiva en estas licitaciones.
- La venta a clientes libres es una alternativa interesante, que puede otorgar buenos
precios de venta de energía, dado que los precios que estos clientes deben pagar a
las generadoras o transmisoras es un 30% a 40% más elevado que el que pagan
clientes regulados. Por esto, les es atractivo comprar directamente a pequeñas
generadoras a precios más bajos, y por ende, se convierten en una opción de venta a
mayor precio para estas generadoras pequeñas. Todo dependerá del proceso de
negociación.
- En el caso de venta a distribuidoras por fuera del mercado de contratos,
generalmente son ellas las que tienen mayor poder de negociación, lo que puede
dificultar el acceso a mejores precios de venta. Un caso que puede favorecer a la
pequeña generadora es cuando la instalación del medio de generación favorece la
estabilidad de la red de distribución, facilitándole las opciones de expansión de la
red.
- La venta a generadoras para que puedan alcanzar sus cuotas ERNC se transa a
precios libremente pactados e independientemente de las ventas de energía, por lo
que sólo dependerá de las oportunidades e interés de las generadoras que deben
comprar cuotas ERNC.
Por otro lado, otra definición que debe realizarse al desarrollar un proyecto de este tipo
es si la generación estará destinada totalmente a autoconsumo, a venta al sistema, o
variantes intermedias. Esto definirá si la evaluación contempla ahorros por concepto de
energía o potencia que se dejan de comprar al sistema, ya que son generadas de forma
interna.
b. Evaluación económica empleando escenarios: dada la cantidad de variables de influencia
en la evaluación económica del proyecto, y la poca certeza de su comportamiento
futuro, una alternativa de evaluación que resulta apropiada para este tipo de proyectos
es el uso de escenarios posibles, considerando condiciones que podrían generar el peor
caso posible (escenario pesimista), condiciones que se asumen debiesen ocurrir con
mayor probabilidad (escenario probable), y condiciones que podrían generar el mejor
caso posible (escenario optimista). De este modo, el inversionista tiene una visión de lo
que ocurrirá con la rentabilidad de su proyecto frente a distintas condiciones.
34
De este modo, se sugiere que para cada alternativa de comercialización y autoconsumo,
se realice un análisis económico considerando distintos escenarios, para así comparar
resultados y escoger la mejor opción.
En el caso de las alternativas de comercialización que requieren de negociación directa
con distribuidoras, clientes libres o generadoras, es difícil realizar evaluaciones
económicas sólidas previas a la negociación, dado que se desconocen los precios de
venta que pueden ser obtenidos. En estos casos se sugiere tener claros los valores de
venta mínimos que harían rentable la inversión, y así tenerlos en cuenta como límites
para el proceso de negociación. Pero además es necesario desarrollar el análisis
económico en distintos escenarios con las alternativas que sí permiten una evaluación
más concreta, cuyos precios de venta son públicos y para los cuales existen series de
tiempo, que en definitiva corresponde a la venta en el mercado spot (ya sea a costo
marginal o estabilizado). Así, se podrá comparar los resultados de rentabilidad de las
distintas alternativas frente a cada escenario.
A continuación se presenta un listado de las variables más relevantes, las cuales
debiesen ser consideradas para la generación de escenarios posibles:
- Precios de compra de energía y potencia (ahorros por autoconsumo): en los casos
donde existe autoconsumo, podrían existir diferencias de precio entre lo que cuesta
generar la energía, en relación a lo que tendrían que pagar a una distribuidora por
acceder a ella. Estos precios dependerán de la magnitud del consumo, dado que
clientes libres (sobre 2 MW de potencia contratada) deberán negociar su tarifa,
mientras que clientes regulados (menor o igual a 2 MW), están sometidos a
regulación tarifaria. Estos últimos, dependiendo del nivel de tensión contratada,
pueden escoger entre distintas opciones tarifarias existentes (ver apartado 1.4.d).
- Precios de venta de energía y potencia generados (ingresos por venta): este precio
variará dependiendo de si existe inyección al sistema, y de la alternativa de
comercialización escogida. Para la evaluación de alternativas que requieren
negociación directa con la empresa, no se cuenta con series de tiempo de estos
valores. Para las alternativas de venta al mercado spot, la evolución de estos precios
es presentada en el apartado 2.5.
- Supuestos de evolución de precios de energía y potencia: como se puede apreciar en
las series de tiempo de precios presentados en el apartado 2.5, la volatilidad de los
precios de energía y potencia del mercado spot, conlleva dificultades para realizar
proyecciones confiables. Por esto se propone considerar escenarios de evolución.
Condiciones asociadas a un escenario pesimista podría ser que el precio se mantenga
o sólo aumente en relación al IPC; un escenario optimista consideraría la tendencia
histórica al alza que actualmente muestra; y un escenario probable, podría basarse
en un aumento promedio, considerando una tasa de crecimiento del 50% de la tasa
histórica.
35
- Factores específicos en proyectos de generación fotovoltaica: En casos de evaluación
de proyectos de generación eléctrica con paneles fotovoltaicos, son varios los
factores influyentes en la evaluación, que se traducen en condiciones representantes
de distintos escenarios.
Por un lado, existen distintas fuentes de información de la radiación solar de la zona
en que emplazará el proyecto, provocando discrepancias en la estimación de energía
potencial generable con los paneles. Por ejemplo, la base de datos de la NASA
presenta niveles de radiación solar mayores a los que contempla la base de datos de
la UTFSM. Esto permitiría la construcción de un escenario optimista (NASA),
pesimista (UTFSM), y probable (promedio).
Otros factores de influencia específica para el caso fotovoltaico, es la proyección de
precios de los paneles fotovoltaicos, que en los últimos años ha mostrado una
tendencia a la baja (75% menos en los últimos 3 años), y la pérdida de productividad
de los paneles (que dependerá del panel en particular, pero en promedio se habla de
una pérdida 0,8% anual de productividad).
2.5. Evolución y tendencias de precios de venta de la energía generada por un PMGD
El presente apartado tiene por objetivo dar al lector una noción de las magnitudes de precios
involucrados en el mercado eléctrico chileno y de sus proyecciones a mediano plazo, las que
debiesen ser consideradas al evaluar proyectos de generación.
Recordando las alternativas de venta presentadas en el apartado 2.1, las opciones que tienen
precios de venta fijados externamente son esencialmente las opciones del mercado spot. Las
otras alternativas dependerán del proceso de negociación con las distribuidoras, generadoras
o clientes libres, o bien, de la competencia en los procesos licitatorios. Esto resulta en que la
información relativa a precios de venta en estas alternativas, sea confidencial por parte de las
empresas involucradas. Por este motivo no existen series de tiempo que reflejen estos
valores. Basado en lo anterior, a continuación se presentan solo los precios asociados a la
venta de energía en el mercado spot, es decir, el costo marginal instantáneo y los precios de
nudo de energía y potencia.
La Figura 6 muestra la evolución 2004-2012 del costo marginal de la energía al que se
realizan las transacciones de energía en el mercado spot del SIC, calculado para el nudo de la
subestación Ancoa 220 kV (en las cercanías de Linares)26. La serie en rojo muestra el valor del
costo marginal promedio diario, mientras que las barras verticales en azul muestran el rango
de variación del costo marginal durante el día. Tal como se mencionó previamente, este costo
presenta una elevada volatilidad, por lo que muestra una gran variabilidad incluso de forma
26
El costo marginal específico de un nudo, depende de factores de penalización determinados por la ubicación geográfica del mismo, considerando pérdidas por transmisión desde las generadoras hasta el punto en cuestión.
36
horaria dentro de un mismo día. Sin embargo, en términos promedio mensuales, puede
hablarse de una fuerte tendencia al alza, con una tasa de crecimiento anual promedio del
77%, y de ciertos rangos de oscilación, los cuales se presentan gráficamente en la Figura 7:
entre 10 y 150 dólares por MegaWatt-hora (MWh) en el periodo 2004-2006; entre 50 y 400
dólares por MWh en el periodo 2007-2008 (durante el cual Chile se vio seriamente afectado
por las restricciones al suministro de gas natural argentino); entre 50 y 200 dólares por MWh
en 2009-2010; y entre 100 y 300 dólares por MWh durante 2011 y 2012.
La Figura 7 también presenta una proyección27 al año 2017, tanto del valor promedio mensual
(línea roja), como de los valores mínimos (banda azul) y máximos (banda roja) mensuales. El
pronóstico concuerda con la tendencia al alza de todo el periodo analizado, mostrando
también un comportamiento estacional de valores mayores en los meses de verano y otoño
(meses secos). Así, las proyecciones permiten estimar: una tasa de crecimiento anual
promedio de 12%; que el valor promedio mensual del costo marginal en meses húmedos
debiese pasar de 120 dólares por MWh en 2012 a 250 dólares por MWh en 2017, y en meses
secos de 270 dólares por MWh en 2012 a 325 dólares por MWh en 2017. Del mismo modo,
en 2017, los valores máximos mensuales podrían alcanzar los 480 dólares por MWh en los
meses secos, y los valores mínimos mensuales, los 80 dólares por MWh. Este amplio rango de
valores de las estimaciones se explica en la alta variabilidad del costo marginal, la que impide
realizar predicciones con mayor precisión.
Por su parte, por definición y metodología de cálculo, el precio de nudo de la energía de corto
plazo ha mostrado mayor estabilidad que el precio marginal spot. Esta mayor estabilidad viene
dada por diferencias estructurales entre ambos precios: el costo marginal es un valor horario, que
depende directamente del equilibrio entre demanda y oferta; en cambio el precio de nudo es un
valor calculado semestralmente, que representa costos promedio de operación de una central.
Esta diferencia queda claramente graficada en la
Figura 8 y en la Figura 9. La primera de ellas muestra una evolución de este precio de nudo
para el periodo 1982-2012, con valores calculados en el nudo de la subestación Alto Jahuel
220 kV, Santiago. En ella se puede apreciar: que el crecimiento anual promedio de todo el
periodo bajo análisis fue del 6%; que entre 1982 y 2005, se mantuvo un valor estable
oscilando entre 20 y 40 dólares por MWh; que entre 2005 y 2008, durante los años de
restricción y crisis del gas argentino, aumenta entre 3 a 4 veces su valor, pasando del rango
mencionado hasta ubicarse en valores cercanos a los 100 dólares por MWh; y desde 2008 en
adelante, sus valores se han mantenido en un rango elevado (pero muy por debajo del precio
spot), con cifras entre 70 y 100 dólares por MWh.
La
27
Proyección realizada con suavizamiento exponencial empleando el método Holt-Winters aditivo, considerando estacionalidad de 12 meses.
37
Figura 8 además presenta dos proyecciones de los precios de nudo al año 2022. La primera y
más probable (línea verde28), basada en la serie de tiempo completa (1982-2011), estima una
tasa de crecimiento anual del precio de nudo cercana al 2%, llegando a 110 dólares por MWh
el año 2017. La segunda proyección (línea roja29) está basada sólo en el periodo 2000-2011,
considera un escenario pesimista suponiendo que los problemas asociados a la disponibilidad
y precios de los combustibles vistos en los últimos años seguirán repercutiendo fuertemente
en el precio de la energía eléctrica. Este pronóstico estima una tasa de crecimiento anual del
precio de nudo entre 4% y 6%, alcanzando los 130 dólares por MWh el año 2017.
Cabe recordar que estos precios de nudo de energía de corto plazo son los que rigen la
modalidad de venta a precios estabilizados, disponible para proyectos de generación de tipo
ERNC, con la finalidad de ofrecerles un sistema de comercialización de energía menos
riesgoso o volátil que el mercado spot. Sin embargo, a pesar de favorecer la estabilidad de los
precios, se sacrifica oportunidad de venta de energía a valores mayores en el mercado spot,
el cual se ha mantenido mayoritariamente en valores por sobre los 100 dólares por MWh
durante los últimos tres años.
La Figura 9 y la Figura 10 permiten comparar la evolución del costo marginal (precio spot) y de
los precios de nudo de energía de corto plazo, para el periodo 2004-2012. En ellas se hace
evidente que el costo marginal tiende a ser mayor que el precio nudo en prácticamente todo
el periodo analizado. La mayor parte de los meses en que el precio nudo fue mayor, se dio en
los meses húmedos de los años 2004 a 2006, previos a la crisis del gas de los años 2007-2008.
Entre 2004 y 2006, costo marginal promedio y precio nudo se comportaron de forma similar.
Desde 2007 en adelante, el precio nudo ha permanecido mayoritariamente bajo la banda de
valores mínimos mensuales del costo marginal, y muy por debajo de los valores promedio,
excepto en 2009 (año con altas precipitaciones).
La clara diferencia entre valores marginales y de nudo, explícita en la gráfica de la Figura 10,
explicaría por qué en Chile no existen MGNC que hayan optado por el régimen de precios
estabilizados (venta de energía a precio de nudo), operando la mayoría en el mercado spot
transando su energía a costo marginal. De hecho, en el periodo 2004-2012, por cada MWh
que una planta hubiese generado mensualmente y transando en el mercado spot, habría
percibido ingresos acumulados por venta de energía del orden de los USD 10.800, mientras
que una planta transando en régimen estabilizado, a precio de nudo, sólo habría obtenido
ingresos por USD 6.600 en igual periodo. Es decir, en el periodo analizado, el mercado spot
habría permitido generar ingresos 64% mayores que los ingresos que podrían alcanzarse bajo
régimen estabilizado.
28
Proyección realizada con suavizamiento exponencial empleando el método Holt-Winters multiplicativo, considerando estacionalidad de dos semestres. 29
Proyección realizada con suavizamiento exponencial empleando el método Holt-Winters aditivo, considerando estacionalidad de dos semestres.
38
Sin embargo, la alta inestabilidad de los precios spot, explícita en la gráfica de la Figura 6 y en
los amplios rangos de variabilidad mostrados en la gráfica de la Figura 9, han llevado a
algunos MGNC y PMGD a operar en el mercado de contratos o fuera de mercado, tratando
directamente con distribuidoras y clientes libres, donde pueden asegurar por medio de
contratos, precios más estables que el precio spot y más atractivos que el precio de nudo de
corto plazo.
En lo que respecta a precios de potencia, es el precio nudo de potencia de corto plazo el que
interviene en las transferencias de potencia del mercado spot (ya sea en régimen estabilizado
o spot). La Figura 11 muestra su evolución para el periodo 1982-2012 en el nudo de la
subestación Maitencillo, en las cercanías de Vallenar30. Hasta el año 2005 se mantuvo en el
rango entre 4 y 8 dólares por kilowatt (kW), entre 2005 y 2011 se mantiene entre 8 y 10
dólares por kW, y durante el último año se ha elevado hasta los 12 dólares por kW.
30
Único valor publicado como serie de tiempo en la página de la CNE. Sin embargo, el valor de precio de nudo de potencia no es afectado significativamente por la ubicación geográfica del nudo, cumpliendo así como un valor de referencia a considerar en proyectos de generación de la Región del Maule.
39
Figura 6 – Evolución 2004-2012 del costo marginal (promedio diario) de la energía en el SIC (nudo-subestación Ancoa 220 kV, Linares)
Figura 7 – Evolución 2004-2012 y proyección 2012-2017 del costo marginal (promedio mensual, mínimo y máximo) de la energía en el SIC (Ancoa 220 kV, Linares)
Figura 8 – Evolución 1982-2011 y proyecciones 2012-2022 del precio de nudo de la energía (de corto plazo) en el SIC (nudo-subestación Alto Jahuel, Santiago)
40
Figura 9 – Comparación 2004-2012 del costo marginal promedio mensual y del precio de nudo de la energía de corto plazo
Figura 10 – Diferencias entre costo marginal (promedio mensual) y precio de nudo de la energía de corto plazo
41
Figura 11 – Evolución 1982-2012 del precio de nudo de la potencia (de corto plazo) en el SIC, calculado para el nudo-subestación Maitencillo (Vallenar)
42
3. Condiciones contractuales relevantes para la conexión de
proyectos ERNC
3.1. Alternativas de integración de un proyecto ERNC a un sistema eléctrico
La integración a los sistemas eléctricos parte por la identificación del tipo de subsistema en el
cual se pretende lograr la conexión del proyecto ERNC. De acuerdo a la reglamentación
vigente esto corresponde a seleccionar si la conexión se hará a nivel de distribución o en los
sistemas de transmisión.
Es importante notar que la normativa técnica aplicable a la conexión y operación del
generador ERNC difiere según sea el sistema de conexión seleccionado. La Figura 30 muestra
la normativa aplicable al proyecto ERNC en función de si su conexión es en un sistema de
distribución o en transmisión.
En este contexto, y dado el alcance de este capítulo, se muestran las normas y/o reglamentos
de aplicación para tres etapas que son: estudio de impacto ambiental, conexión al sistema
eléctrico y operación en el sistema.
Una clara distinción entre los sistemas de distribución y los otros se logra identificando el
voltaje de operación de la red, ya que las redes de distribución son todas aquellas que operan
a voltajes menores o iguales a 23 kV.
Figura 12 - Normativa aplicable en función del sector de conexión31
31
NTCO: Norma Técnica de Conexión y Operación. NTSCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.
43
3.2. Procedimiento para solicitar la conexión de un PMGD a la red de distribución
Dado que la mayor parte de los proyectos ERNC son de pequeña escala, y que por un tema de
extensión geográfica es más probable encontrar una red de distribución en las cercanías al
proyecto, que la red del sistema troncal o de subtransmisión, los proyectos de tipo PMGD
adquieren gran relevancia dentro de las opciones de inversión en generación ERNC.
Por esto, se hace necesario conocer el procedimiento para solicitar la conexión de centrales
generadoras PMGD a la red de distribución, el cual se se resume en la Figura 13. Vale aclarar
que este procedimiento es aplicable a toda generadora PMGD, no solo a las de tipo MGNC.
Figura 13 - Procedimiento de conexión y puesta en servicio de un PMGD
3.3. Información sobre zonas de concesión de distribución en la Región del Maule
Para el desarrollo de proyectos de tipo PMGD es necesario conocer las redes de distribución
disponibles en las cercanías del lugar donde se instalará la central generadora y los posibles
puntos de conexión.
44
En la Región del Maule, son seis las empresas distribuidoras con concesiones activas: CGE
Distribución, EMELECTRIC, EMETAL, LuzLinares, LuzParral, y Cooperativa eléctrica de Curicó
(CEC)32. La Tabla 4 detalla las comunas de la Región del Maule donde participan estas seis
empresas. Por otro lado, la Figura 14 muestra la red de transmisión troncal del SIC que
atraviesa la Región del Maule, sus nudos y subestaciones, las cuales también deben ser
consideradas al momento de generar un proyecto de generación.
Tabla 4 – Empresas de distribución y comunas dentro de su área de concesión
Provincia Comuna CGED Emelectric Emetal LuzLinares LuzParral CEC
Cauquenes
Cauquenes
Chanco
Pelluhue
Curicó
Curicó
Hualañé
Licantén
Molina
Rauco
Romeral
Sagrada Familia
Teno
Vichuquén
Linares
Colbún
Linares
Longaví
Parral
Retiro
San Javier
Villa Alegre
Yerbas Buenas
Talca
Constitución
Curepto
Empedrado
Maule
Pelarco
Pencahue
Río Claro
San Clemente
San Rafael
Talca
32
Listado completo de distribuidoras concesionarias y regiones ver Decreto Supremo 385 de 2008 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción que fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que indica.
45
Figura 14 – Líneas del Sistema troncal del SIC en la Región del Maule, nudos, subestaciones y generadoras relevantes
46
Fuentes
Normativa Chilena referida a Generación Distribuida como Agente del Mercado Eléctrico.
Jorge Herrera B., Student Member IEEE. EIE561 – DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, PUCV, JUNIO
2009
Un nuevo operador independiente de los mercados eléctricos chilenos. Hugh Rudnick.
www.cdec-sic.cl
Las energías renovables no convencionales en el mercado eléctrico chileno. Proyecto
Energías Renovables No Convencionales (CNE/GTZ). Rodrigo Palma, Guillermo Jiménez,
Ignacio Alarcón.
Estadísticas de Operación, 2001/ 2010. CDEC-SIC.
Aporte potencial de Energías Renovables No Convencionales y Eficiencia Energética a la
Matriz eléctrica, 2008-2025. U. de Chile y UTFSM.
Informe técnico de fijación de Precios de Nudo Promedio Sistema Interconectado Central y
Sistema Interconectado del Norte Grande. Enero 2012. CNE. Disponible en:
http://www.cne.cl/images/stories/tarificacion/01%20electricidad/otros/precios%20nudo/
precio%20nudo%20promedio/Informe%20T%C3%A9cnico%20PNP%20Ene-12.pdf
http://web.ing.puc.cl/~power/alumno03/Caracteristicas%20del%20Estado%20como%20E
nte%20Regulador%20en%20Chile/INDEX.htm
Tesis: Análisis del mercado de generación eléctrica: spot, contratos y comportamientos
estratégicos. Cecilia Testart. Disponible en:
http://www.cybertesis.uchile.cl/tesis/uchile/2010/cf-testart_cp/pdfAmont/cf-
testart_cp.pdf
Cogeneración en Chile y el Mundo.
http://web.ing.puc.cl/~power/mercados/cogener/paginas/marco-regulatorio.html
Políticas de fomento a las energías renovables no convencionales (ERNC) en Chile. Enzo
Sauma. 2012.
http://www.politicaspublicas.uc.cl/media/publicaciones/pdf/20120524091456.pdf
Series de datos de costo marginal horario disponibles en página web del CDEC-SIC.
Series de datos de precios de nudo de corto plazo disponibles en página web de la CNE.