Viabilidad de energías renovables en la

generación eléctrica en Colombia

Angela Inés CADENA

Universidad de los Andes

Bogotá D.C. – Colombia

Cali, Universidad de Valle, noviembre 18 de 2010

Agenda

1. Energías renovables en el mundo (instrumentos)

2. Seguridad del suministro y diversificación

– Planeamiento y mercado eléctrico

– Suficiencia de capacidad

– Mezcla tecnológica: Carbón y/o energías renovables

3. „Restricciones – Oportunidades‟ ambientales para las

renovables

4. Smart grids para nuestras redes

5. Conclusiones

INSTRUMENTOS Y DRIVERS

PARA SU PENETRACIÓN

Energías renovables en el mundo

Experiencia Internacional (Adaptado de Ministerio de Ciencia y Tecnología de China (CRS, 2002))

Clasificación Instrumento Político

Políticas obligatorias Regulación y reglas generales

Obligaciones / Portafolio estándar

Políticas económicas Incentivos tributarios

Precios garantizados / Feed In

Subsidios, concesiones o reembolso de capital

Financiación por terceros

Impuestos a los combustibles fósiles

Políticas de I+D+i Investigación y Desarrollo

Políticas de gestión y operación Sistemas de licitación

Compras del gobierno

Sistemas de precios verdes

Certificados de Energía Renovable – CER

Programas voluntarios

Conciencia pública

Energización rural

Medición neta

Análisis de incentivos en algunos países

• Alemania

• Australia

• Dinamarca

• España

• Reino Unido

• Japón

• Estados Unidos

• Canadá

• Costa Rica

• Indicadores económicos y

poblacionales

• Indicadores energéticos y

ambientales

• Composición de la canasta

eléctrica

• Generación renovable

• Medidas políticas y

regulatorias

Proyecto Isagen – Colciencias – Unal - Uniandes

Fuerzas impulsoras

• SEGURIDAD: reducción de la dependencia

energética

• AMBIENTAL: cumplimiento de metas o acuerdos

internacionales y reducción de la contaminación

• DIVERSIFICACION de la canasta energética

• Existencia de un desarrollo tecnológico local

Políticas económicas y energéticas de largo plazo

Puntos claves en el análisis de países

• Principal instrumento: Feed in Tariffs (temporal, decre-ciente).

• Mecanismos de mercado asociados con Portafolio Estándar y Certificados Comercializables.

• Medición neta asociado con solar fotovoltaica.

• Políticas industriales y de I&D han repercutido en los desarrollos eólicos y solares.

• Hidráulica y biomasa (combustión de residuos y biogás) son las de mayor participación.

• Disponibilidad de fuentes orienta el mercado.

• Vinculo entre gobiernos estatales y regionales.

• Vinculo de la institucionalidad medio-ambiente / energía.

• Programas demostrativos.

Proyecto Isagen – Colciencias – Unal - Uniandes

PLANEAMIENTO ENERGÉTICO Y

MERCADOS DE ENERGÍA

Seguridad del suministro y diversificación de la canasta

Thermal Hydro Wind

Hidráulica

60.13%

Hid. Menores

7.20%

Térmica Gas

26.66%

Térmica

Carón

5.28%

Gas Menores

0.39%

Cogeneración

0.20%

Eólica

0.14%

Capacidad instalada = 13.4 GW (68%H,32%T)

Carga pico = 9.1 GW

Demanda = 56 TWh - año

Aspectos generales… Sistema hidro-dominado

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Demanda Comercial NO-Regulada (GWh) Demanda Comercial Regulada (GWh)

Aspectos generales… Alta demanda residencial

Planeamiento en un ambiente de mercado

• Características del bien y de las tecnologías

configuran un mercado incompleto e imperfecto.

• Sector eléctrico necesitaba una reforma. En

Colombia ha tenido resultados positivos.

– Nuevas inversiones (privadas) para garantizar las

expansiones requeridas.

– Empresas incursionando en nuevos negocios.

– Eficiencia como „driver‟ de la prestación del servicio.

– Servicio confiable y precios „reales‟.

Se requieren algunos ajustes y sobre todo menos micro-

regulación

Institucionalidad (reglas y actores)

Planeamiento en un ambiente de mercado

• El planeamiento complementa la regulación

– Hay que garantizar la confiabilidad (seguridad del

suministro)

– Información es esencial para la toma de decisiones

– Modelo descentralizado requiere mayor

coordinación

– Problemas de acceso y de capacidad de pago

– Existencia de externalidades ambientales y

recursos naturales agotables

Hay que fortalecer las visiones de largo plazo

Potencial hidroeléctrico ha sido

estimado en 96,000 MW, limitado a

50,000 MW por áreas protegidas o

mantenimiento de ecosistemas

SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO

Potencial Energético Potencial Hidroenergético

SUFICIENCIA DE CAPACIDAD EL MERCADO DE ENERGÍA FIRME

Seguridad del suministro y diversificación de la canasta

Arquitectura del mercado eléctrico

• PoolCo

• Cuatro tipos de transacciones

Spot Market 1,393 USMD

Bilateral Contract

3,713 USMD

Firm Energy

902 USMD

Ancill. Services

302 USMD

Colombian Power Market (‘09)

Recently updated!!!

Aspectos generales… Baja regulación en los

embalses

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CHIVOR

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ISAGEN

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EPM

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OLIGOPOLIO

• 3 meses de capacidad de regulación

• Eventos de sequia de mayor duración (“El Niño”)

• Volatilidad de precios

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Gen. Hidráulica (GWh) Gen. Térmica Gas Natural (GWh)

Gen. Térmica Carbón (GWh) Gen. Térmica Fuel Oil (GWh)

Precio Bolsa (BRL/MWh) Precio promedio contratos (BRL/MWh)

Aspectos generales… Vulnerable a eventos secos

Hydro generation (GWh)

Coal generation (GWh)

Spot price (BRL/MWh)

Natural Gas generation (GWh)

Fuel Oil generation (GWh)

Bilateral contracts average price (BRL/MWh)

Suficiencia de capacidad - CxC

• Mecanismo de mercado

• Remunera la energía firme [13.045 US$/MWh ≈ 6.19

US$/kW-mes]

• Asignación mediante subastas

– Reloj descendente para proyectos con periodos de

construcción bajos (429 MW asignados).

– Sobre cerrado para proyectos con periodos de construcción

largos (2991 MW asignados).

– 351 MW térmicos, 3069 MW hidráulicos.

Asignación en la primera subasta

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US$

/MW

h

GWh-Año

Precio =13.998 US$/MWh

CE =13.045 US$/MWh

Capacidad =429 MW

=351 MW Térmicos

= 78 MW Hídricos

Asignación en la segunda subasta

• Precio = 13.998 US$/MWh

• Capacidad = 2991 MW Hydro

¡ Más capacidad hidráulica en un mercado hidrodominado!

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GW

Capacidad efectiva neta (GW)

Inversión - Cargo por capacidad

Pasive

Capacity adequacy process (GW)

Inversión - Cargo por confiabilidad

Pasivo

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GW

Capacidad efectiva neta (GW) Capacity adequacy process (GW)

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GW

Capacidad efectiva neta (GW) Recaudo C.Capacidad (Miles de Mill. COP$)

Incremento de ingresos 115 USMD / año

Impactos para los productores

Aumento de tarifas de 2.2 USD/MWh

Impacto para los consumidores

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GW

Capacidad efectiva neta (GW) Costo unitario EF (COP$/kWh)

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VOL.UTIL [GWh] P.ESC. [COP$/kWh] P.SPOT [COP$/kWh] AP.RIOS [GWh]

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G.HID.SIN [GWh] G.TER.GAS.SIN [GWh] G.TER.CAR.SIN [GWh] G.TER.LIQ.SIN [GWh]

P.ESC. [COP$/kWh] AP.RIOS - G.HID.SIN [GWh] P.SPOT [COP$/kWh] 00/01/1900

¿ El resultado correspondió a lo esperado?

PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN

Mezcla tecnológica óptima - Carbón vs renovables

METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN

HORIZONTE DE PLANEAMIENTO

CORTO PLAZO (5 AÑOS): OPERATIVA

MEDIANO PLAZO (10 AÑOS): EXPANSIÓN

LARGO PLAZO (15 AÑOS): ESTRATÉGICA

CRITERIOS DE PLANEAMIENTO:

• Minimizar los costos de inversión, operación y mantenimiento.

Generación: En los térmicos costo de producción. En hidro costo de oportunidad

del agua.

Transmisión: Mínimo costo de inversión.

• Maximizar beneficios:

En generación reflejar el comportamiento de los agentes.

Atención de la demanda (mín. racionamiento); reducción costo operativo

(reducción de restricciones y pérdidas); aumentar la confiabilidad.

PROYECCIONES DE DEMANDA: ENERGÍA Y POTENCIA

METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN

Análisis de mediano y

corto plazo

Señales a los STR

(OR’s)

Obras STN

Convocatorias

Energía no suministrada

Agotamiento de la red

Reducción pérdidas STN

Reducción costo operativo y

restricciones

Confiabilidad y seguridad

Costos de racionamiento

Análisis de recursos

Proyectos en

construcción

y

expansión definida

Escenarios

Requerimientos

(adicionales al CxC)

GENERACIÓN

(indicativo)

TRANSMISIÓN

(de ejecución)

Visión largo plazo

Expansión Cargo

por Confiabilidad

(Subastas)

Diagnóstico de la red

actual

Políticas actuales en Colombia

• Planeamiento indicativo

• Regulación, reglas generales

– Mercado diseñado para

esquemas tradicionales

– Neutralidad tecnológica

• Libertad de entrada

• Despacho en orden de méritos

• Obligatoriedad de compra para

UR con criterios de mínimo

precio (aunque se podrían

incluir otros)

– Plantas menores y cogeneración

– Ambiental

• Exenciones tributarias

– Zonas francas

– Rentas exentas

• Inversiones en C&T

• Inversiones ambientales

• Generación eléctrica con

recursos eólicos y

biomasa

• Investigación y desarrollo

– Asignaciones para

desarrollos „prioritarios‟

• Energización y electrificación

rural

– Existencia de fondos

– Mecanismos de inversión

PORTAFOLIO DE RENOVABLES

Restricciones – oportunidades ambientales

Emisiones per cápita Latin America (Energy) 2004

[tCO2/hab]

Fuente: Department of Energy (DOE), USA,

Preparado por Endesa

Si se consideran las emisiones de agricultura y

deforestación, las cifras de Argentina (7,9) y Brasil (9,2)

alcanzan los niveles actuales de los países desarrollados

Nort

eam

érica

Oce

an

ía

Rusia

Asia

de

sa

rro

llado

s

Ja

pó

n

EU

-15

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S

Me

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os E

uro

pa

Chile

México

Argentina

China

Resto

La

tam

Brasil

Colombia

África India

Perú

Resto Asia

Población [millones]

Objetivo 2030

0

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15

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0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000

Emisiones históricas GEI

0

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1990 2004

Mt

CO

2e

Energía Procesos industriales Agricultura CUS Residuos

Emisiones de GEI - Colombia 1990 & 2004

Fuente: IDEAM, Comunicaciones nacionales

DANE (PIB nueva metodología)

132

174

Indicadores 1990 2004Emisiones per cápita

(tonCO2e/hab.) 3.89 4.12Emisiones / PIB

(kgCO2e/USD) 1.82 1.61

Emissions by sector (Mt CO2e) Colombia - 2005

Emisiones por sector - 2005 (Mt CO2e)

CUS, 26 Residuos, 10 S. Electrico, 7

Ind. Energética, 9

Manufactura, 19

Transporte, 22

Res. Y Com., 4

E. Fugitivas., 0

Energía, 62

Agricultura, 65

Procesos

Industriales, 7

Sector eléctrico 7

Industrias energía 10

Manufactura 15

Transporte 22

Res. & Com. 6

Fugitivas 1

170

Fuente: Uniandes – Emgesa - Codensa

Oferta de energía y electricidad

2000 - 2040

Oferta interna

Hydro, gas y carbón

Renovables al final del periodo

Generación de electricidad

Demanda de energía 2000 – 2040

Gas natural

Carbón Electricidad

Residencial Comercial

Industrial Transporte

Emisiones de CO2

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250,000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Emis

ion

es

CO

2 (G

g)

Base 1

Base 2

Base 3

CARG CO2 CARG Demanda Base 3 1.96% 2.24%

Base 2 2.94% 2.67%

Base 1 3.48% 3.24%

Fuente: Uniandes – Emgesa - Codensa

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Aumento del nivel de ocupación de los vehículos particulares

Limite a la cocción con leña

Reemplazar el uso de calderas de carbón por gas natural

Portafolio mixto 1

Uso de electricidad en vehículos pequeños

Uso de electricidad en sistemas de transporte masivo

Calentadores híbridos sol/gas en el sector residencial urbano

Calentadores solares en el sector residencial urbano

Reducción de la sobreoferta de buses públicos urbanos

Motores eléctricos más eficientes

Calderas más eficientes

Iluminación eficiente comercial

Iluminación eficiente residencial

Cam

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tos

Sust

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olo

gías

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cia

Ene

rgé

tica

Reducción (Mt CO2)

Opciones de reducción de emisiones

Base 2 (2040) = 458 MTon CO2

10%

Fuente: Uniandes – Emgesa - Codensa

-40.00

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0.00

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20.00

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0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500US$

/ t

CO

2

Reducción de emisiones de CO2 (Mt)

Motores eléctricos eficientes

Reducción de la sobreoferta de buses públicos urbanos

Aumento del nivel de ocupación de los vehículos particulares

Iluminación eficiencte comercial

Iluminación eficiente residencial

Calderas más eficientes

Límite a la cocción con leña

Uso de electricidad en automóviles pequeños

Sustitución de calderas de carbón por gas natural

Calentadores solares en el sector residencial urbano

Portafolio mixto de generación

Calentadores híbridos sol-gas en el sector residencial urbano

Curva de abatimiento – Base 2 (2040)

Non-regret measures

< 20 US$/tCO2

> 20 US$/tCO2

Fuente: Uniandes – Emgesa - Codensa

Portafolio de renovables UM50C65 (arriba-izquierda), UM100C65 (arriba-derecha)

UM150C65 (abajo-centro)

Source:

Uniandes, World Bank

Source and Technology

Investment Cost (US$/kW) Portfolio (name and composition)

UM’P’C65-PG UM’P’C65-PW UM’P’C65-PH UM’P’C65-PM1 UM’P’C65-PM2

Geothermal 4000 100% 25% 25%

Wind 1200-2110 100% 35% 35%

Small Hydro 1100 - 1600 100% 30% 30%

Solar 3000 - 9000 5% 10%

Biomass 1000-1300 5%

Scenario Target 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

UM50C65 Energy

(GWh-year)

833 1284 1888 2568 3457 4576 5893

Power

(MW)

190 293 431 586 789 1045 1345

UM100C65 Energy

(GWh-year)

835 1537 2331 3603 5475 9453 12752

Power

(MW)

191 351 532 825 1250 2158 2911

UM150C65 Energy

(GWh-year)

1011 1563 2348 3700 5642 9658 13023

Power

(MW)

231 357 536 845 1288 2205 2973

Portfolio UM50C65 UM100C65 UM150C65 Reduction

(MTon CO2)

Cost

(US$/TonCO2)

Reduction

(MTon CO2)

Cost

(US$/TonCO2)

Reduction

(MTon CO2)

Cost

(US$/TonCO2)

Geothermal 32.813 9.57 122.720 3.04 126.099 3.08

Wind 3.934 219.13 39.670 26.57 40.869 26.28

Mix 1 7.843 134.90 47.606 27.54 49.255 27.33

Mix 2 6.358 189.69 48.105 32.95 49.692 32.92

Portafolio renovables

Source:

Uniandes, World Bank

UNA PROPUESTA PARA COLOMBIA (FUENTE: CODENSA-COLCIENCIAS- UNIANDES-UNAL)

Smart Grids para nuestras redes

Cambio técnico en la industria eléctrica

• Profundización de los mercados con mayor participación de la

demanda y mayor número de agentes.

– Orientación de negocios en esta actividad (reducción de pérdidas y mejoras

de confiabilidad).

– Mayores exigencias de calidad, confiabilidad y cobertura.

– Preocupación por el uso eficiente de energía y reducción de pérdidas.

• Reducción de tamaño y costo de las plantas de generación y

mayor participación de fuentes limpias.

– Seguridad energética.

– Metas ambientales.

– Diversificación de la canasta.

– Producción industrial y desarrollo tecnológico local.

• Requerimientos específicos

– Renovación de redes.

– Mejoras en el servicio y niveles de cobertura.

Cambio técnico en industrias relacionadas

• Equipamiento „inteligente‟ (AMR, AMI)

• Tracción eléctrica.

• Electrónica de potencia.

• Detección de fallas.

• Telecomunicaciones: información del negocio de

distribución (operativa y comercial) es una gran

oportunidad.

• Algoritmos y técnicas que consideran múltiples

agentes.

• Informática: modelos de información estandarizados

(CIM), metamodelos y grid computing.

Etapas en el desarrollo

de la GD y las RI

• Número de agentes y capacidad instalada bajos criterios y

prácticas comunes.

• Número de agentes y capacidad tal que requiere intervención en

topología y adecuación de prácticas ajuste de reglas de

mercado.

• Capacidad instalada y número de agentes alto no es

factible operar con la arquitectura actual, prácticas nuevas,

reglas nuevas.

Modelo actual Nuevo modelo

Definiciones - GD

• “Fuente de potencia eléctrica conectada directamente a la red de

distribución o en el lado del contador que corresponde al cliente”

(T. Ackerman et. al., 2001).

• “… es la generación de plantas atendiendo al consumidor en el

sitio, o dando apoyo a la red de distribución, conectada a niveles

de voltaje de distribución” (IEA).

• “……… Iistalaciones de generación eléctrica conectadas a un

área de un sistema de potencia a través de un punto de acople

común; un conjunto de recursos distribuidos”. (IEEE 1547)

• es la generación conectada a un Sistema de Distribución Local

(red radial), que no tiene acceso directo a la red de transmisión,

y no es despachada centralmente y cumple con los

requerimientos de conexión”. (Proyectos Colciencias – Codensa-

Uniandes – Unal – UIS).

Definiciones –Redes inteligentes

• “... es el sistema de distribución de electricidad (desde el punto

de generación hasta el punto de consumo) integrado con

comunicaciones y tecnología de la información para mejorar la

operación de la red, el servicio al cliente, y los beneficios

ambientales” (DOE).

• “Es una red de entrega de energía de manera eficiente,

confiable y económica, que incorpora recursos energéticos

distribuidos, fomenta la participación de los consumidores, y se

basa en sistemas de automatización avanzados para la

supervisión inteligente y el control de la red” [OSI].

• Corresponden a una visión „moderna‟ de las redes eléctricas en

las que convergen nuevas tecnologías y algoritmos en el

sistema de potencia, sistemas de telecomunicaciones e

información, que hacen mas flexible la industria y más

competitivo y eficiente el mercado.

Diversas iniciativas en este campo

• Cluster de proyectos IRED:

– WP 1: Power quality and security of

supply

– WP 2: ICT/IST relevant for DER

– WP 3: Laboratory-cooperations

– WP 4: Coordination of Pilotinstallation

activities

– WP 5: Socio-economic issues

– WP 6: International co-operation

including international associations

– WP 7: Co-ordination with Regional

Research Programmes on DER

– WP 8: Inernet-based Information and

Management System

– WP 9: Project management activities

– WP 10: Organisation Contractor

meetings, Workshops, Experts

GD- Ventajas y desventajas (retos) (Pepermans et al., 2005 y otros autores)

• Reducción de pérdidas en las redes de transmisión y distribución.

• Incremento en la confiabilidad y en calidad del servicio si se cumplen las reglamentaciones.

• Mayor control de energía reactiva y regulación de voltaje.

• Retraso de inversiones en redes de transmisión y subtransmisión.

• Mejor adaptación a las variaciones de la demanda.

• Aumento de la competencia y disminución del poder de mercado.

• Mayor flexibilidad al disminuir la dependencia del sistema centralizado.

• Uso eficiente de la energía e incorporación de fuentes más limpias.

• Requerimiento de nuevos esquemas para la operación y el mantenimiento de este tipo de sistemas.

• Mayores costos de inversión, especialmente para algunas tecnologías renovables.

• Cargos de conexión y uso que deben pagar los productores.

• Mayor descentralización que puede dificultar la garantía de seguridad del sistema e incluso incrementar los costos de operación.

• Contaminación auditiva y ambiental cerca de los consumidores, en algunos casos.

¿Por qué son importantes las redes inteligentes

para Colombia?

1. Estructura del mercado → mayor número de

agentes y tecnologías.

2. Garantía de suministro.

3. Disponibilidad del servicio. Calidad

4. Gestión de activos y fallas

5. Eficiencia energética y gestión de pérdidas

6. Gerencia comercial

7. Fuentes locales para cobertura en ZNI.

8. Participación de la demanda → usuarios más

sofisticados.

9. Desarrollo de la industria y de la capacidad local.

La GD y RI en el sistema colombiano

• Beneficiarios: mercado en general

– Generadores (desarrolladores nuevos, ¿anteriores?)

– Transportadores (?)

– Distribuidores

– Consumidores (industriales, comerciales, urbanizaciones y… viviendas)

– Zonas aisladas

• Servicios y firmas de telecomunicaciones e informática

• Se requerirían algunos ajustes al marco regulatorio actual, la expedición de una normatividad técnica y ambiental adecuada a este tipo de sistemas y un „mejor‟ ambiente‟.

Reto: Flexibilidad en la generación y

participación de la demanda

• Definiciones: tipo de microredes, tipo de generación (intermitente)

• Localización (ubicación) de la generación y propiedad de la

generación

• Facilitar la entrada de nuevos generadores que cumplan con los

requisitos de conexión: Industriales (cogeneración), Pilotos de PV

• Implementación de µR en parques industriales.

• Instalación de GD en zonas rurales o aisladas.

• Participación de desarrolladores que agreguen proyectos de GD.

• Instalación de medición avanzada

• Modelos de funcionamiento: Participación del operador de red en

el desarrollo de GD y µR para reducir pérdidas, mejorar voltajes.

• Programas de respuesta de la demanda: precios o confiabilidad

• Medición neta

• I+D+i y capacitación

Reto: Ajustar la transmisión y rediseñar la

empresa de distribución

• Evolucionar de empresas pasivas a proactivas.

• Proveedores de:

– Transporte con estándares de calidad

– Respaldo

– Conectividad

• Interacción con usuarios: monitoreo, control e información.

• Administración activa de las redes.

• Instalación y operación de PMUs, FACTS y otros dispositivos de control

• Automatización de las redes

• Desarrollo de esquemas de control distribuido y jerárquico.

• Oferta de servicios adicionales.

• Experimentar con soluciones innovadoras.

• I+D+i y capacitación

SI OLVIDAS EL FUTURO PIERDES

EL PRESENTE (M. Barbery, L‟elégance du hérisson, 2010)

Conclusiones

ANEXO: Viabilidad regulatoria

Proyecto Isagen-Colciencias-Unal-Uniandes.

Colaboración de Daniel Vesga y Luis Ignacio Betancur

Viabilidad regulatoria del portafolio estándar

• Los comercializadores entregan una parte específica de su demanda de un portafolio de energías renovables

• Comentarios Luís Ignacio Betancur

– No aplicable dentro de las normas legales vigentes Regulados – convocatorias de menor precio No regulados – libertad de escoger energía de menor costo

– Subsidio con recursos presupuestales: sólo podrían beneficiarse los usuarios de estratos 1, 2 y 3

– Fondo impuestos a los combustibles fósiles: sólo utilizables como “inversión social” (impuesto de destinación específica) Inversión social: “proteger el medio ambiente”. Riesgo de viabilidad jurídica frente a una demanda de inconstitucionalidad ante la Corte Constitucional

Viabilidad regulatoria del portafolio estándar

– Creación de un Fondo con asignaciones presupuestales

generales o con un impuesto a los combustibles fósiles:

Debe ser decretado por ley, a iniciativa del Ministro de

Hacienda, con visto bueno del DNP

– Mercado adicional al mercado eléctrico normal: cargo por

confiabilidad, cuando los precios del mercado “normal”

sobrepasen el “precio de escasez”, energías más costosas

pueden ofrecerse para períodos específicos, en volúmenes

determinados y a precios fijados de antemano

Viabilidad regulatoria de las tarifas garantizadas

• Precio de compra garantizado al generador, asociado a

una obligación de compra de la energía generada

• Comentarios Luís Ignacio Betancur

– No aplicable dentro de las normas legales vigentes

Las leyes exigen buscar el menor precio obtenible para

proteger a los usuarios

– La CREG no puede fijar la obligación como una proporción

en el precio de las compras. Tampoco, como un valor en

pesos por kilovatio hora

– Tratamiento igual a las plantas menores para elegibilidad,

pero compitiendo por precios

Viabilidad regulatoria de las tarifas garantizadas

– Viable: Exenciones tributarias a los generadores. Se logra

una menor tarifa sin subsidios a la demanda. Incentivo para

que los empresarios hagan las inversiones necesarias,

impulsando el desarrollo industrial local. Se viene haciendo

en biocombustibles

– Crear tarifas diferenciadas por bloques tecnológicos: Es un

impuesto con destinación específica y dar a algunas

tecnologías mayor nivel de subvención, abriría debate sobre

si las energías renovables constituyen inversión o gasto

social, y si algunas de estas energías ameritan más recursos

que otros por estar en una fase inferior de desarrollo

Viabilidad regulatoria de los mecanismos licitatorios

• Los generadores renovables presentan ofertas ante una solicitud emitida por un agente gubernamental. El proceso es adjudicado a la oferta considerada más favorable según los parámetros de evaluación

• Comentarios Luís Ignacio Betancur

– No aplicable dentro de las normas legales vigentes

Excluir plantas existentes o no (tecnologías convencionales)

es contrario a la ley (legislación neutra tecnológicamente)

– Concesión. El contratista tendría posición dominante frente a

los usuarios del mercado concesionado

– PPA con el Comercializador. Comercializador obligado a

comprar energía en los volúmenes , plazo, y precios

pactados

Viabilidad regulatoria de los mecanismos licitatorios

– Viable: en ZNI y en zonas apartadas de la ZI, si la tarifa

integral a cargo de los usuarios es inferior a la que pagarían

con energía convencional

– El CONPES 3453 (6-Dic-07), plantea para las ZNI:

“reemplazar la generación que utiliza combustibles fósiles

por tecnologías basadas en energías renovables, donde sea

posible”.

Recomienda a la CREG diseñar un esquema tarifario simple

que tome en cuenta costos reales de generación “con los

diferentes tipos de tecnología que el IPSE recomiende utilizar

en cada localidad o zona”. El IPSE desarrollará proyectos

piloto, evaluará los resultados y los replicará en otras áreas

Viabilidad regulatoria de los mecanismos licitatorios

– El Ministerio o la SSPD contratarían los Operadores. La

SSPD tiene atribución excepcional para ser la entidad

contratante, si en un Municipio el servicio no se presta o se

presta de manera ineficiente o con calidad deficiente y el

Alcalde no ha tomado las medidas para solucionar esa

situación

– En las áreas apartadas de las ZI, podría representar costos

totales menores por reducción de costos de transmisión y

distribución, que compensan los extracostos de generación

– Alternativa contractual: introducir desde los pliegos de

condiciones, una cláusula según la cual el contrato

terminaría antes del plazo, si en cualquier momento la tarifa

total resultante para los usuarios sería menor comprando

energía en el Mercado Mayorista

Viabilidad regulatoria de la medición neta

• Acuerdo comercial entre el suministrador del servicio de energía eléctrica y el usuario, para que este pueda instalar generación, atendiendo toda o parte de su demanda y entregar energía a la red, con un reconocimiento económico

• Comentarios Luís Ignacio Betancur – Viable jurídicamente. El usuario actúa como autogenerador

– No es posible que los usuarios vendan excedentes a la red. La Ley 689/2001 limita las ventas “exclusivamente” a usuarios socios de un Productor Marginal, o vinculados económicamente con él, o como subproducto de otra actividad principal

– Solo es posible en situaciones de racionamiento

– Los cogeneradores pueden participar transitoriamente en el Mercado Mayorista

Viabilidad económica y regulatoria para la

GD

• Dados los cambios tecnológicos y los beneficios de la generación distribuida es conveniente que el regulador se anticipe y de un tratamiento a este tipo de sistemas – Al momento de expedir las leyes en 1994, la “Generación” y la

“Distribución” tecnológicamente eran siempre separables pero los avances tecnológicos permiten ahora la Generación Distribuida.

– La GD puede beneficiar a los usuarios al ofrecer más competencia entre agentes, al disminuir los costos de transporte (Transmisión y distribución), facilitar la expansión a menor costo y reducir los niveles de pérdidas.

• La legislación chilena de 2004 facilitó la entrada de la GD, al exonerar parcialmente a plantas menores de los cargos “troncales” (equivalentes a los de transmisión en Colombia) para la energía que se entregue al sistema – Alude expresamente a cómo la concepción sobre generación ha cambiado

(Mocarquer, Sebastián y Rudnick, Hugo, “Recursos Renovables como Generación Distribuida en los Sistemas Eléctricos”)

Viabilidad económica y regulatoria para la

GD

• La CREG, invocando el principio de “Adaptabilidad”, podría adoptar una definición de Redes de Distribución que incorpore como uno de los “equipos asociados” a ella, centrales generadoras distribuidas. – Debería entonces fijar reglas de precios y tarifas distintas,

siempre que los principios fundamentales de eficiencia, suficiencia financiera y neutralidad se mantengan.

– De esta manera quedaría abierta la posibilidad de que, tratándose de una actividad diferente, las Distribuidoras conformadas después de julio de 1994 pudieran instalar pequeñas centrales de generación en sus redes.

• A diferencia de Chile, en Colombia, la forma de regular la electricidad, confiere a la CREG unas atribuciones que le permite “interpretar” las definiciones contenidas en la Ley.