Energias Renovables y Generacion Eléctrica en Chile

8/14/2019 Energias Renovables y Generacion Elctrica en Chile

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N13 Temas de Des a r ro l l o Hu mano Sus t en tab le

ENERGIAS RENOVABLES Y GENERACIONELECTRICA EN CHILE


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Energas renovables y generacin elctrica en Chile4

ENERGAS RENOVABLES Y GENERACIN ELCTRICAEN CHILEInscripcin N: --Isbn: ---

Diseo de portada y diagramacin

Victoria Martnez

ImpresinOgrama

Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo(PNUD)Av. Dag Hammarskjld 3241, Vitacurawww.pnud.cl

Santiago de Chile, diciembre 2007

Los contenidos de este Inorme pueden ser reproduci-dos en cualquier medio, citando la uente.

Impreso en Chile


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Energas renovables y generacin elctrica en Chile 5

La seguridad en el abastecimiento energtico en unpas netamente importador de energa como es Chile,donde las tres cuartas partes de la energa consumidaprovienen del exterior, convierte la bsqueda de alter-nativas para la diversicacin de la matriz energticaen una cuestin de vital importancia para asegurar undesarrollo sostenible y contribuir a la mitigacin de losriesgos del cambio climtico.

El contexto energtico actual y las previsiones a cortoy mediano plazo estn congurando un escenario en elque habr que denir claramente las prioridades res-pecto al uso y acceso a la energa en un mundo cadavez ms interconectado.

Las Energas Renovables No Convencionales (ERNC)se perlan como una alternativa limpia, segura y e-ciente, si bien los costos no son an competitivos dada

la escasa presencia y las dicultades que presenta suaanzamiento en Chile. Sin embargo, el aprovechamien-to de uentes propias, hdricas, elicas o geotrmicas,para la generacin de electricidad, se est posicionandoa nivel internacional como una opcin sustentable, y enel mediano y largo plazo tambin como una apuestarentable.

Las polticas energticas deben contribuir al creci-miento econmico, pero deben contemplar igualmente

otros objetivos como el desarrollo social integral de laspersonas, la reduccin de la pobreza, el uso sosteniblede los recursos naturales y la proteccin del entorno,adems de cuestiones relacionadas con el acceso equi-tativo a los recursos, la igualdad de gnero o el respetode los derechos humanos.

Para avanzar en el desarrollo y la progresiva implanta-cin de estas tecnologas se hace patente la necesidad

de proundizar en medidas de apoyo exitosas aplicadasen otras zonas del planeta, que han logrado incrementarel porcentaje de participacin de las energas renova-bles en la matriz energtica de muchos pases. Incen-tivos econmicos y legales constituyen una primera vapara canalizar intereses y voluntades, con el n de in-crementar la seguridad en el abastecimiento de energa

y ampliar la oerta de uentes limpias y sostenibles, quegaranticen el uso eciente de los recursos y contribuyana la mitigacin del cambio climtico.

En este escenario, el Programa de Naciones Unidaspara el Desarrollo (PNUD) est apoyando proyectos quetienen como n promover el uso de energas renovablesen diversos mbitos.

Uno de ellos es la remocin de barreras para la elec-

tricacin rural a travs del uso de energas renovables,desarrollado por la Comisin Nacional de Energa encolaboracin con el PNUD, como agencia ejecutora delFondo Mundial para el Medio Ambiente. Entre los princi-pales obstculos detectados en la creacin de un mer-cado para las energas renovables en la electricacinrural, se pueden citar el mayor costo de los estudiosde evaluacin e ingeniera para proyectos que utilicenenergas renovables, la inexistencia de normas tcnicas

para los equipos y para los procesos de certicacinde estos sistemas y su instalacin. Hasta el momentose han desarrollado en el marco de este programa, 92proyectos con Energas Renovables No Convencionales,permitiendo electricar unas 5.000 viviendas ruralescon este tipo de energa.

Por otra parte, en diciembre de 2005, el PNUD yEndesa Eco, lial de Endesa Chile, rmaron un Convenio

de Colaboracin, con el n de proundizar en el cono-cimiento sobre las causas que han motivado la dbilpenetracin de las energas renovables en el mercadoenergtico chileno y las dicultades asociadas a su de-sarrollo.

Entre los objetivos del Convenio se plante el anlisisde las condiciones actuales y uturas de las energas re-novables en Chile, los escenarios antes y despus de las

modicaciones legales establecidas por las Leyes CortaI y II, as como las barreras para su progresiva implan-tacin, a travs de un estudio de dos casos concretosde proyectos en ejecucin por parte de Endesa Eco: laminicentral hidroelctrica Ojos de Agua y el parque e-lico Canela.

PNUD: Promoviendo las energas renovables


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La presente publicacin recoge los resultados delos estudios y evaluaciones de los modelos de negociode proyectos reales de generacin -los citados Ojos deAgua y Canela- rente a las modicaciones en el marco

legal y reglamentario, incluyendo el anlisis de las ba-rreras persistentes y removidas en el mbito nacional.Adems se realizaron dos estudios ms. El primero deellos sobre experiencias internacionales en el omentode este tipo de energas, con atencin a las estrategiasde promocin utilizadas en la Unin Europea, EstadosUnidos y Australia, y otro sobre los desaos para alcan-zar un 15% de aumento de capacidad instalada conenergas renovables de aqu a 2010, en consonancia

con el programa del actual Gobierno de Chile.

Por otra parte, se prev la obtencin de la Certica-cin de Electricidad Verde para los proyectos Ojos deAgua y Canela de Endesa Eco. Esta Certicacin es unprocedimiento de carcter independiente para acreditarla sostenibilidad del proceso de generacin en los dosproyectos en estudio.

Por ltimo, el Convenio contempla la realizacin deactividades de diusin con el objeto omentar el debatepblico-privado sobre la situacin actual y perspectivasde las ERNC en el sector elctrico en Chile, as como dara conocer los resultados de las dierentes evaluacionesde escenarios y del estudio exhaustivo de los dos pro-yectos analizados.

Chile y el mundo enrentan un reto decisivo para eldesarrollo uturo en relacin con el uso de la energa: elcambio climtico. Las consecuencias anunciadas por laalta de accin en este sentido son mltiples y bien co-nocidas en cuanto a eectos econmicos, ambientales ysociales, por lo que resulta imprescindible la denicinde alternativas para la adaptacin y mitigacin de di-chos eectos en mbitos crticos, como la bsqueda deuentes alternativas de energa.

Enrique GanuzaRepresentante Residente PNUD ChileCoordinador Residente Sistema N.U.

En conclusin, las perspectivas actuales ponen demaniesto la necesidad de buscar sinergias y omen-tar la colaboracin estrecha de todos los actores im-plicados, tanto del sector pblico como privado, con el

n de establecer prioridades sobre la base de anlisisobjetivos y completos del marco presente y uturo, queaciliten la toma de decisiones y la puesta en marcha depolticas en el camino de la sostenibilidad.

* Nota aclaratoria. Las conclusiones de los anlisis y estudios recogidas en esta publicacin son vlidas de acuerdo a la normativa vigen-te y a las condiciones de mercado en el momento de su realizacin, sin perjuicio de las previsibles modicaciones legales que pudieranproducirse en la materia en el corto o mediano plazo..


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La apuesta de Endesa Chile por dar un impulso aldesarrollo de nuevas tecnologas para la generacin deelectricidad desde uentes renovables no convenciona-les se materializ en abril de 2005 con la creacin desu lial Endesa Eco. Este importante hito se enmarcaen dos de los principios de la Poltica corporativa deSostenibilidad de Endesa Chile: el compromiso con laeciencia (innovacin) y el compromiso con la protec-

cin del entorno (medio ambiente).

La misin de Endesa Eco es contribuir al desarrolloy omento de las energas renovables (minihidro, eli-ca, geotrmica, solar, biomasa y otras), con tecnologaslimpias y amigables con el medio ambiente. Por otrolado, se radican en esta empresa las actividades rela-cionadas con la reduccin de emisiones y el mercadode carbono: cambio climtico, Protocolo de Kyoto, Me-canismo de Desarrollo Limpio (MDL), Directiva europeade comercio de emisiones.

Las razones que motivaron a Endesa Chile a crearesta nueva lial dedicada a las Energas Renovables NoConvencionales (ERNC) se sustentan en:

Los compromisos con la eciencia energtica y la

proteccin del entorno, establecidas en su Poltica deSostenibilidad.

Las condiciones del escenario energtico en la re-gin, caracterizado por la existencia de uentes de ener-ga tradicionales con disponibilidad limitada y con evo-lucin incierta.

La demanda social, esto es, el aumento de la sen-

sibilidad social por las ERNC y las tecnologas limpias,la demanda de seguridad energtica en el largo plazo yel problema del cambio climtico, que se materializa atravs de la raticacin del Protocolo de Kyoto, la Direc-tiva europea de comercio de emisiones, los proyectosMDL, entre otros.

La consolidacin del liderazgo de Endesa Chile en la

regin al convertirse en la primera compaa de generacinelctrica en tener una lial dedicada a las ERNC, muestratangible de la aplicacin de la Poltica de Sostenibilidadempresarial de la compaa, Del discurso a la prctica.

Los proyectos de Endesa Eco en construccin

Minicentral Hidroelctrica Ojos de AguaEl proyecto minicentral hidroelctrica Ojos de Agua

se ubica 105km al oriente de Talca, Comuna de SanClemente, VII Regin del Maule, Chile. Consiste en unacentral hidroelctrica de pequea escala, que aprovechalas ltraciones naturales de la laguna La Invernada. Sudiseo contempla la instalacin de una turbina Francisde eje horizontal con una potencia instalada de 9MW yuna generacin anual estimada de 54GWh. Su caudalde diseo es de 16m3, con una altura bruta de 76m. Seespera que entre en uncionamiento el segundo trimes-tre de 2008.

Cabe destacar adems que desde abril de 2007 laminicentral est registrada como proyecto MDL por la

Junta Ejecutiva de la Ocina de Cambio Climtico deNaciones Unidas, primer proyecto registrado del GrupoEndesa a nivel mundial. Se estima que el proyecto evita-r la emisin de unas 23.000 toneladas de CO2 al ao.

Parque Elico CanelaEl parque elico Canela se ubicar en la Comuna de

Canela, provincia de Choapa, IV Regin de Coquimbo,aproximadamente a 80km al norte de la ciudad de LosVilos y a un costado de la Ruta 5 Norte (km 295), entreel borde costero y esta carretera.

Gracias a mediciones de vientos obtenidas a travsde una torre anemomtrica desde septiembre de 2004,ue posible determinar el real potencial elico de la zonay disear un parque elico de 18,15MW de potenciainstalada y una generacin anual estimada de 47GWh.Los datos obtenidos del monitoreo ueron certicados

Endesa Chile y su compromiso conlas Energas Renovables: Endesa Eco


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por la consultora elica Garrad Hassan and Partner (Rei-no Unido). El proyecto considera 11 aerogeneradores de1,65MW cada uno, con una altura de torre de 70m y undimetro de rotor de 82m (41m de longitud del aspa),

lo que signica que cada equipo sobrepasar los 110mde altura. La puesta en marcha del Parque Elico Canelaest prevista para el cuarto trimestre de 2007.

Por otra parte, Canela ser el primer parque elicoconectado al Sistema Interconectado Central (SIC).Adems, ha sido ingresado al circuito MDL para elregistro de las emisiones de gases de eecto inverna-dero evitadas, lo que permitir transar esta reduccin

de emisiones certicadas (CER, por sus siglas en in-gls), en el mercado de bonos de carbono (Protocolode Kyoto). Se estima que el proyecto ayudar a evitarla emisin de unas 30.000 toneladas de CO2 al ao.

Lineamientos y propuestas para el desar rollo y o-mento de las ERNC en Chile

Gracias a los anlisis y la observacin que realizaEndesa Eco de la investigacin y los avances tecnol-

gicos en el mbito de las ERNC en Sudamrica y enespecial en Chile, as como tambin a la constanteevaluacin del comportamiento de sus proyectos Ojosde Agua y Canela, es posible enumerar las principalesventajas y barreras que an persisten para el desarrollode estas tecnologas.

Es conocido y aceptado que las ERNC acilitan lareduccin de la dependencia energtica del exterior,pero en el mediano plazo no son la solucin integrala la problemtica energtica de cada pas. Muchas deellas suren de una alta volatilidad de su produccin,especialmente la elica, lo que sugiere que este tipo detecnologas necesitan en mayor o menor medida otrotipo de energa de respaldo.

A su vez, requieren de incentivos econmicos (similaral rgimen especial de los pases de la Unin Europea)para ser competitivas, rente a las uentes convenciona-les, adems de un marco institucional especial para suomento.

Por otro lado, se requiere contar con mapas ener-gticos especcos por cada tipo (elico, geotrmico,otros), para que el inversionista cuente con un mnimo

de inormacin para poder decidir la ejecucin de unproyecto. Esto cobra especial relevancia para aquellospequeos y medianos generadores que no cuentan conlos recursos ni el respaldo para ejecutar este tipo de

estudios previos. En esta instancia se hace necesarioinvolucrar los esuerzos del Estado y de los centros deinvestigacin, con la nalidad de contar con mapas depotencial, anlisis tcnicos, disponibilidad de recursosenergticos, entre otros. Ejemplo de ello lo constituyenlos convenios de trabajo que ha rmado Endesa Ecocon las universidades de Magallanes y de La Serena,con el objeto de obtener mapas de potencial elicos endierentes zonas del pas.

Adems, los proyectos de ERNC calican comoMDL, pero se requiere una mayor fexibilidad ensu tratamiento de registro y una adecuacin delas metodologas para el clculo de las emisio-nes de gases de eecto invernadero evitadas.Por lo anteriormente sealado, las estrategias para o-mentar el desarrollo de las ERNC en el pas deberanestar enocadas en las siguientes reas:

Incentivar las ERNC en su conjunto, bajo la pers-pectiva de que ello puede complementar y corregirlas decisiones del mercado, buscando internalizar losbenecios de externalidades positivas que el mercadono identica adecuadamente. Esto, asumiendo que lasERNC aportan a una mayor diversicacin de las uentesy tecnologas y promueven la autonoma de las uenteso recursos energticos nacionales.

Evitar la introduccin de distorsiones en el mercado

elctrico, que lo alejen de su uncionamiento bajo unaperspectiva de ptimo social, procurando que los incen-tivos se traduzcan en la eliminacin de bar reras para suingreso al mercado y no en un aumento articial de sucompetitividad, evitando que estos incentivos discrimi-nen entre tecnologas que deben ser elegidas bajo laoriginal ptica de mercado.

Wilredo Jara TirapeguiGerente General Endesa Eco


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NDICE GENERAL

1. Anlisis de benecios y barreras para la generacin elctricacon energas renovables no convencionales con posterioridad a

la Ley Corta II

2. Experiencias internacionales en el omento de las energas

renovables para generacin elctrica3. Desaos para alcanzar un 15% de aumento de la

capacidad instalada con energas renovables no

convencionales al 2010

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ANALISIS DE BENEFICIOS Y BARRERAS PARA LAGENERACION ELECTRICA CON ENERGIAS

RENOVABLES NO CONVENCIONALES CONPOSTERIORIDAD A LA LEY CORTA II

RAMON GALAZ A.

Ingeniero Comercial. MBA.


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NDICE

1. INTRODUCCIN

2. ANTECEDENTES GENERALES

3. OBJETIVOS

4. METODOLOGA

4.1. Supuestos Generales

4.2. Supuestos del Escenario sin Leyes Corta I y II

4.3. Supuestos del Escenario con Leyes Corta I y II

5. EVALUACIN DE LOS PROYECTOS5.1. Proyecto parque elico Canela

5.1.1. Antecedentes parque elico Canela5.1.2. Evaluacin econmica del proyecto

5.1.3. Sensibilizaciones realizadas a la evaluacin econmica

5.1.4. Conclusiones de la evaluacin del proyecto elico

5.2. Proyecto minicentral hidroelctrica Ojos de Agua

5.2.1. Antecedentes minicentral hidroelctrica Ojos de Agua

5.2.2. Evaluacin econmica del proyecto

5.2.3. Sensibil izaciones realizadas a la evaluacin5.2.4. Conclusiones de la evaluacin a la minicentral

6. ANLISIS DE LAS BARRERAS ENCONTRADAS

7. CONCLUSIONES GENERALES

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Desde principios de la dcada del 80, con la pro-mulgacin del DFL-1 del Ministerio de Minera de 1982,ms conocido como Ley de Servicios Elctricos, la con-cepcin de la operacin coordinada en los sistemaselctricos en el pas ha dado en Chile igual trato a todaslas uentes energticas.

Por lo anterior, las alternativas de generacin del tiporenovable (Energas Renovables No Convencionales,ERNC) durante aos han debido competir en igualdadde condiciones con las denominadas tecnologas queutilizan uentes convencionales. Esto se tradujo en quelas ERNC no hayan sido mayormente explotadas.

En eecto, las razones que explican esto son lassiguientes:

- Altos costos de inversin asociados;

- Poca experiencia en su uso;- Inmadurez del mercado

La consecuencia ha sido un uerte desarrollo detecnologas tradicionales y, por consecuencia, una altadependencia del comportamiento de los mercados in-ternacionales que proveen energa tradicional. El mejorejemplo est dado por la alta dependencia del carbn,petrleo y gas natural. Sin embargo, en el caso del gas

natural, no es precisamente una tendencia de mercado,si no ms bien una apuesta realizada por el gobiernoen un momento en el que este suministro era una al-ternativa econmicamente viable. En particular, estadependencia ha puesto a Chile en una situacin crti-ca derivada de los cortes de suministro de gas naturaldesde Argentina hacia Chile y las constantes alzas delprecio del diesel.

Considerando que el mercado elctrico nacional ad-ministra sus recursos buscando la eciencia econmica(operar con seguridad al menor costo posible) a partirde inversiones que son decididas en su totalidad por elsector privado, las ERNC no haban resultado, hasta hoy,del todo atractivas como para lograr un mayor desarro-llo de ellas, salvo por las directrices ms respetuosas

del medio ambiente en pos de utilizar recursos que noueran combustibles siles. Sin embargo, ponderandoel contexto internacional que se estaba presentandorespecto de los precios de los combustibles, la crisisdel gas natural argentino y una alta de inversiones engeneracin de los ltimos aos, se consider importanteormular algunas modicaciones a la legislacin elctri-ca vigente con el objeto de generar algunos incentivosa la incorporacin de tecnologas renovables (como sonlas ERNC) as como abrir el acceso al mercado a es-tas tecnologas, creando condiciones ms abiertas parala operacin con dichas uentes energticas. Tambin,aunque en menor medida, el mayor desarrollo econ-mico del pas ha ayudado a acilitar la entrada de estastecnologas.

Esto ltimo dio como resultado que se analizaran ypromulgaran las modicaciones legales al DFL N1, me-

diante las leyes 19.940 y 20.018, coloquialmente de-nominadas Ley Corta I y Ley Corta II, que si bien tenansus mayores eectos en otros mbitos del sector elctri-co (transmisin y generacin) tambin denan algunosincentivos y creaban mecanismos de accesibilidad almercado para las ERNC.

Esto ltimo ha trado consigo importantes cambiosen el desempeo econmico que tenan estos pro-

yectos. El marco de este inorme permite comprenderdichos eectos, cuanticarlos y medir su impacto, encomparacin con las condiciones que se tenan antesde que ueran promulgadas las modicaciones legalesantes mencionadas.

De esta orma, las principales opciones de negocio,venta a mercado spot, venta a empresas distribuidorasy venta a Clientes Libres (ormalmente, No Sometidos

a Regulacin de Precios), podran analizarse mediantelas nuevas condiciones presentadas. Lo anterior, permi-te evaluar el impacto de los incentivos puestos por laautoridad, as como identicar algunos aspectos quepudieran ser mejorados.

Conorme con lo anterior, en el presente inorme se

INTRODUCCION1


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comparan las condiciones econmicas que presentabanlos proyectos de ERNC antes de las citadas modica-ciones legales, con las nuevas condiciones dadas porstas. De esta manera, se pueden estimar las mejoras

que se obtienen de este tipo de proyectos lo que esti-mulara una reevaluacin de aquellos que anteriormen-te hubieren sido descartados debido al compor tamientoeconmico que hubieren presentado, as como tambinincentivara la participacin en iniciativas de este tipopor parte del sector privado.

En vista de esto, el presente estudio realiza una com-paracin de los escenarios econmicos que surgen a

ANTECEDENTES GENERALES2

El principal desarrollo elctrico en Chile se ha dadocon la construccin de grandes centrales, por sobre 250MW de potencia instalada. En los ltimos aos y hastalas dicultades de abastecimiento de gas natural des-de Argentina, prevaleci la construccin de centrales deciclo combinado a Gas Natural (GN), mientras que paralos prximos aos se prev una expansin de la capaci-dad de generacin principalmente a travs de centralesa carbn y plantas hidroelctricas, con algunas centra-les de respaldo a diesel y una participacin menor de

plantas de Gas Natural Licuado (GNL). As tambin, seesperan los primeros desarrollos basados en el aprove-chamiento de la energa elica y geotrmica.

De lo anterior se desprende que la construccin decentrales de pequeo tamao asociadas al uso de uen-tes renovables no ha tenido la suciente relevancia en elpasado, por lo menos dentro de los sistemas elctricosnacionales.

Como se mencion anteriormente, esto se explica enla existencia de distintas y variadas barreras que im-pedan este tipo de desarrollo. En primer lugar, y porrazones de economas de escala relacionadas con laproduccin y la tecnologa, y la madurez tecnolgica dealgunos tipos de energa, el costo econmico del desa-

raz de dos condiciones puntuales:

1. Las modicaciones a la Ley de Servicios Elctri-cos, introducidas a travs de las leyes N 19.940 de

13 de Marzo de 2004 y N 20.018, de Mayo de 2005,as como el Reglamento para los Pequeos Medios deGeneracin (PMG), D.S. N 244, de 2005, del Ministeriode Economa, publicado en el Diario Ocial el 17 deenero de 2006;

2. Los precios de la energa, los cuales se han pro-yectado al alza para los prximos 4 aos, y que deberantender a estabilizarse desde el ao 2012 en adelante.

rrollo de centrales sobre la base de ERNC era mayor quelas opciones convencionales (trmica y gran hidrulica),lo que desincentivaba a los inversionistas de participaren el desarrollo de proyectos de este tipo. A esto es im-portante incluir:

Las barreras tcnicas que restringan el acceso a

los sistemas elctricos interconectados

Las barreras de operacin producto de los altos

costos de participar en los centros de despacho econ-mico de carda (CDECs)

Desconocimiento en el desarrollo a nivel nacional

de algunas tecnologas de ERNC y

Falta de madurez del mercado nacional (ej. Ener-ga elica),

Las barreras comerciales producto de la dicultadpara vender la energa y potencia producida al precio demercado.

Respecto de esto ltimo, se debe recordar que lacomercializacin de la energa enrentaba poderes mo-nopsnicos, razn por la cual los precios a los cuales


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una central con ERNC de pequea escala poda aspirar,o las condiciones de suministro que poda negociar conun distribuidor a escala local, hacan que el proyectono resultara econmicamente viable, por lo que no era

atractiva de desarrollar1.

Sin embargo, las modicaciones a la Ley de Ser viciosElctricos, introducidas a travs de las leyes N 19.940y 20.018, as como el Reglamento para los PequeosMedios de Generacin, D.S. N 244, de 2005; estable-cen un escenario ms avorable al desarrollo de proyec-tos de generacin elctrica para unidades de pequeotamao (menores o iguales a 20 MW) sobre la base de

uentes renovables.

Entre estas uentes se citan las pequeas centraleshidrulicas as como las centrales elicas, biomasa, so-lar y mareomotriz. Tambin se incluyen la cogeneracin abiomasa y gas natural dentro de las uentes que puedenbeneciarse de estas nuevas disposiciones.

Para ms claridad, se pueden establecer los objeti-

vos a los que apuntan las principales modicaciones ala Ley General de Servicios Elctricos relacionadas conERNC:

Asegurar el derecho de cualquier propietario de

medios de generacin de vender su energa en el merca-do spot al costo marginal instantneo y sus excedentesde potencia al precio nudo de potencia. Adems se es-tablecen condiciones para dar mayor estabilidad y segu-

ridad en la remuneracin de la energa de las pequeascentrales de generacin, en particular para aquellascuyo excedente de potencia al sistema elctrico no su-pere los 9 MW.

Establecer la obligacin para las empresas distri-buidoras de permitir la conexin de pequeas centrales(9MW) a sus redes de distribucin. Se elimina de estaorma una posible barrera tcnica para la comercializa-cin del mercado spot o para los clientes libres, debidoa que las pequeas centrales se conectan mayoritaria-mente a nivel de distribucin.

Liberar total o parcialmente del pago de peajes

por el uso de sistemas de transmisin troncal a aquellascentrales que utilicen uentes energticas no convencio-nales tales como geotrmica, solar, biomasa, mareomo-

triz, pequeas centrales hidroelctricas, cogeneracin yotras similares, que determine la Comisin Nacional deEnerga (CNE), cuyos excedentes de potencia al sistemasean menores de 20 MW. Para centrales cuya potenciano supere los 9 MW, la exencin es total, para centralescuya potencia este entre 9 y 20 MW, el pago de peajeser parcial de acuerdo a una interpolacin lineal entrela exencin completa (9MW) y el pago total (20 MW).

Estas nuevas modicaciones, junto a otras condicio-nes coyunturales tales como las nuevas condiciones deprecios de la energa originadas por las restricciones alsuministro de gas natural y los precios internacionalesdel petrleo, han congurado un escenario ms avora-ble para el desarrollo de estas uentes de energa re-novable de pequea escala, lo que se traduce en quealgunos proyectos que hasta hace unos aos no eranrentables, hoy podran serlo.

En consecuencia, las condiciones expresadas ante-riormente, en conjunto con los cambios en las condicio-nes de precios y disponibilidad de combustibles siles,debieran traducirse en un mejoramiento de los indica-dores econmicos de los proyectos de ERNC.

Se orece la posibilidad de que obtengan una remuneracin segura, vendiendo sus inyecciones a un Precio Estabilizado, el cual acordarcon el respectivo CDEC.

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El objetivo principal del estudio es llevar a cabo una

evaluacin econmica para proyectos de ERNC conecta-dos a red, que actualmente se encuentren en etapa deevaluacin y/o ejecucin, segn un escenario sin mo-dicaciones a la Ley de Servicios Elctricos y otro conmodicaciones a dicha ley, en un horizonte de operacinde 20 aos, que incluya la venta de Certicados de Emi-siones Reducidas, en el mercado del carbono (Protocolode Kyoto). Obtenidas dichas evaluaciones se compara-rn y analizarn entre s, a n de medir el impacto de laley en ellos, cunto es su benecio y qu variable tieneun mayor impacto en el resultado de la evaluacin eco-nmica de los proyectos.

Entre los objetivos especcos se encuentran los si-guientes:

Evaluar escenarios econmicos con y sin ley para

los siguientes proyectos:

- Minicentral hidrulica Ojos de Agua- Parque elico Canela

Evaluar escenarios econmicos segn condiciones

de conexin de cada proyecto.

Evaluar escenarios econmicos segn tipo de

negocios que se implemente (venta de energa por con-trato con cliente libre, por contrato con generador, porcontrato con distribuidor, por venta de mercado spot).Incluir una evaluacin econmica para la venta de Cer-ticados de Emisiones Reducidas (CER) en el mercadodel carbono de acuerdo a condiciones razonables detransaccin (precio de tonelada, tamao del proyecto,etc.) en ese mercado para los aos uturos.

Cuanticar, en trminos de TIR para cada proyecto,

el aporte de la venta de CER.

Realizar una evaluacin global sobre la base de

los ejercicios anteriores que muestre cul es la mejoraen el desempeo econmico para las dos centralesestudiadas.

Identicar las barreras tcnicas, econmicas,

legales y/o comerciales que aun puedan existir en elmercado chileno para la concrecin de proyectos deERNC.

3 OBJETIVOS


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Para la elaboracin del anlisis de escenarios se

consider una situacin inicial (Lnea Base o EscenarioBase) en la que no existan modicaciones de la Ley.Luego, se realiz la misma evaluacin pero aplicandolos benecios que las leyes contemplan (Escenario ExPost de las modicaciones legales, en adelante Ex PostLey).

Luego, se compararon los principales indicadores ob-tenidos en ambos escenarios evaluados. Considerandoque la Ley 19.940 establece lo siguiente:

Se asegura el derecho a la venta de energa y po-tencia en el mercado mayorista (spot) a cualquier gene-rador independiente de su tamao.

Se establecen condiciones no discriminatorias para

los pequeos generadores (menores a 9 MW) que par-ticipen en ese mercado, permitindoles un tratamientocomercial simplicado (estabilizacin de precios 2 y nonecesitar representacin en el CDEC respectivo 3).

Se da certeza jurdica de acceso a las redes de

distribucin para evacuar la energa generada para ge-neradores menores a 9MW.

Se libera total o parcialmente del pago de peajes

de transmisin troncal para las uentes no convenciona-les menores a 20MW.

Reglamento para Pequeos Medios de Generacin

No Convencionales (PMGNC) y Pequeos Medios de Ge-neracin (PMG) establecida en la Ley general de servi-cios elctricos cap. 35 y siguientes.

Por otro lado, la indicacin que realiza la Ley 20.018,

respecto de los benecios para las ERNC, implica:

Obligacin de parte de las distribuidoras de sumi-nistrar hasta el 5% de la energa a sus clientes regula-

4 METODOLOGIAdos proveniente de este tipo de uentes, comprndola al

precio medio de largo plazo, el cual se obtendr a partirde las licitaciones y al cual podrn vender la energa losgeneradores de ERNC.

Para mayor comprensin, a continuacin se in-dican las condiciones evaluadas en cada caso:

Escenario Base

Costos de transaccin: Los PMG tienen representa-cin en el CDEC respectivo para poder transar su ener-ga y potencia, o bien, un representante ante el CDEC, aquien se cancela un porcentaje de los ingresos. Para elpresente anlisis se considera un 2% de los ingresos.

Pago de peaje troncal: Las inyecciones que ejerzanun grado de infuencia sobre los fujos que se produzcanen el sistema troncal, deben pagar los costos por uso, locual se realizar a travs del pago de peajes.

Pago por potencia frme: No se reconoce potenciarme a algunas tecnologas (principalmente el caso e-lico), o bien el reconocimiento es casi nulo. Para el pre-sente estudio, dicho reconocimiento para la tecnologaelica es igual a cero, mientras que en la minihidrulicase eecta un reconocimiento parcial de potencia rme.

Ingresos por energa: An cuando no se trata de lamisma orma que en el caso de la potencia rme, erauna prctica muy extendida que los clientes no recono-cieran completamente el valor de la energa, aplicndo-le un actor inerior a uno. Para el presente estudio, seutiliza 0,9.

Requerimientos del CDEC: Quienes pertenezcan a

un Sistema Elctrico de Potencia, deben cumplir con losrequerimientos que le eecte el Coordinador del Siste-ma, tanto para los compromisos de generacin de ener-ga y de potencia.

Se orece la posibilidad de que obtengan una remuneracin segura, vendiendo sus inyecciones a un Precio Estabilizado, el cual acordarcon el respectivo CDEC.

2

Inicialmente exista como condicin intrnseca del mercado que las centrales con una potencia inerior o igual a 9 MW tuvieran un repre-sentante en el CDEC, el cual poda de comn acuerdo solicitar les un porcentaje mensual por los ingresos brutos que obtuviera la central,o bien le compraba la generacin de sta pero a un precio menor que el que se estaba transando en ese momento en el mercado.

3


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Escenario Ex Post Ley

Costos de transaccin: Los PMG no necesitan dis-poner de un representante ante el CDEC.

Pago de peaje troncal: Se libera del pago de peajetroncal, a los excedentes inyectados menores a 9 MW.Se establece una proporcin de lineal entre 9 y 20 MW,para el pago de dicho peaje.

Pago por Potencia Firme: Reconocimiento de poten-cia rme basado en las estadsticas propias del medioo bien extradas de otras uentes, segn los procedi-mientos indicados en el DS N 62 del 01 de ebrero

de 2006.

Ingresos por energa: Se garantiza la venta de Ener-ga a costo marginal y la potencia a precio de nudo.

Para el caso del pago del peaje por transmisin atravs del sistema Troncal, se considera que tiene elcomportamiento mostrado en el grco 1.

Todos los medios de generacin con una potenciarme menor a 9 MW se encuentran totalmente exentosdel pago por peaje, mientras que aquellos que se en-cuentren entre 9 MW y 20 MW debern eectuar un pagoproporcional al uso del sistema troncal.

Lo anterior corresponde al resumen de los beneciosotorgados por las Leyes Corta I y II, para omentar eldesarrollo de las ERNC en Chile. Sin embargo, en losescenarios de evaluacin del presente estudio no se ve-

rn refejados todos los aspectos de las modicacioneslegales, es por esto que se realizarn los supuestos queguardan una relacin directa con el modelo de negocioque tendran estos proyectos (venta a sistema compro-metiendo despacho en el CDEC), en escenarios ex antey ex post a las modicaciones legales.

Adems es importante destacar que en la actualidadse encuentra en discusin una nueva ley que incentiva y

remueve barreras a las energas renovables no conven-cionales. Dicha ley obliga a las empresas que comercia-lizan energa en el sistema elctrico, a demostrar que el5% de sus retiros ue generado por un medio renovableno convencional. Dicho benecio adicional no ha sido

considerado en el presente estudio ya que ste se cen-tra en los benecios generados con las Leyes Corta I yII, no incluyendo los relacionados con la nueva ley deERNC.

En concordancia con lo anterior y en lineamiento conlos objetivos del estudio, se han considerado los su-puestos necesarios para cada caso, de acuerdo con:

1. Supuestos para el escenario sin

Leyes Corta I y II.

2. Supuestos para el escenario conLeyes Corta I y II.

Adems, para cada uno de los escenarios se hanconsiderado supuestos generales los que se explicarndetalladamente para el mejor entendimiento de las eva-luaciones realizadas, cuyos resultados se presentan en

los siguientes captulos.


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Para la evaluacin se han utilizado los siguientes va-

lores generales, tanto para las variables como para losparmetros:

4.1. Supuesto Generales

Precio Venta Energa 52,6 US$/MWh7,86 US$/kW/mes

2% de margen operacional (EBITDA)17%

0,5 Ton/MWh

10% (DFL)

Precio Venta PotenciaRepresentacin CDECTasa impuestoFactor de Emisin

Tasa de descuento

Valores generales para la evaluacin

De los valores indicados en la tabla, todos son utili-zados tanto en el escenario sin ley, como en el escenariocon las modicaciones legales aplicando; a excepcindel tem de representacin en el CDEC, el cual es eli-minado del escenario ex post de las modicacioneslegales.

La justicacin de estos parmetros se indica a con-tinuacin:

Precio de energa: precio de la energa promedio de

las licitaciones de empresas distribuidoras de octubrede 2006

Precio de potencia: indicado en la ltima jacin deprecios de nudo de la Comisin Nacional de Energa.

Representacin CDEC: Dato que maneja el consul-tor como reerencia.

Tasa de impuesto: Tasa de impuesto a la renta apli-cable a empresas en el mercado nacional. Cuando lautilidad, o el fujo, del periodo sea negativa, no aplica-r.

Tasa de descuento: Fijada en la Ley General de Ser-vicios Elctricos, y aplica para todos los proyectos deeste sector, con objetivo de calcular los precios de nudoaplicables a los clientes regulados. Normalmente se usacomo tasa de reerencia, lo cual es aplicado en el pre-sente caso por el Consultor.

Para la evaluacin del escenario antes de las modi-caciones legales, se consideraron los supuestos men-cionados en el punto cuatro de este estudio relaciona-dos con dicho escenario.

Tomando en cuenta que el estudio considera la eva-luacin de dos tecnologas, elica y minihidrulica, serealizaron las precisiones necesarias que permitieronrepresentar ambos casos.

En relacin con lo mencionado, una de las dieren-cias guarda relacin con el pago de la energa y de lapotencia, que para el caso de las tecnologas en estudio

4.2. Supuesto del escenario sin Ley Cor ta I y II

considera:

Elico: en general para el caso de esta tecnologael pago del sistema al generador por potencia rme eraigual a cero, lo que signica que no se le reconoca estecomponente 3. En cuanto al pago de la energa, gene-ralmente a este tipo de proyectos se le oreca pagar unprecio equivalente al precio de nudo vigente multiplica-do por un actor menor a 1.

Minicentral: en el caso de las minihidrulicas se lesreconoca potencia rme, lo que les permita obteneringresos por este tem. En cuanto a la energa, general-

La razn de esto era que no existan antecedentes sucientes del desempeo de estos proyectos a nivel nacional. Por otro lado, ya que elrecurso elico tiene momentos en los que eectivamente la potencia es cero (cuando no hay viento), resulta complicado comprometer unaporte de potencia. En tales circunstancias, el consumidor no desea arriesgarse a pagarle potencia cuando es altamente probable para l,comprarla al sistema en las horas punta.

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mente se pagaba el precio de nudo por un ponderador,tambin inerior a 1 4.

El ponderador al que se hace mencin es un antece-

dente basado en la experiencia del consultor conside-rando las negociaciones en las cuales ha participado,donde generalmente la oerta que se reciba cor respon-

da a la energa generada del PMG por un actor equi-valente a 0,9. Para el caso de las generadoras tradicio-nales este actor no aplica ya que a ellas se les asociauna mayor seguridad en la entrega de energa. As, en

la siguiente tabla se resume lo indicado en los prraosprecedentes.

4.3. Supuesto del escenario con Ley Corta I y II

En ambos casos, las condiciones vienen dadas netamente por el mercado.4

Esta es una aproximacin del clculo de potencia rme de acuerdo al decreto N 62 de 2006, donde PF = Potencia Firme; FP = Factor dePlanta.

6

De igual manera que en el caso del escenario sinmodicaciones legales, para la evaluacin de este esce-nario se utilizan los aspectos mencionados en el puntocuatro relacionados con la situacin en la que se habanrealizado modicaciones.

Tomando como base lo ya indicado, se establecieronlas valorizaciones de la venta de energa y de potencia,por tecnologa, en el escenario ex post modicacioneslegales:

Es necesario mencionar que, segn el artculo 2 deldecreto N 244, los PMG que evacuen su energa alsistema tienen derecho a vender sta al valor del costo

marginal instantneo, as como los excedentes de po-tencia al precio de nudo de la potencia. Sin embargo,para las evaluaciones realizadas en el presente inorme,se utiliz como precio de venta para la energa un valor

jo para todos los aos equivalente a 52,6 US$/Mwh.Por otra parte es importante mencionar que el ponde-rador ue aplicado a la generacin de energa y no al

precio de venta de sta, As se logr visualizar de igualmanera el eecto que provocara el mencionado ponde-rador en los resultados de la evaluacin.


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5 EVALUACION DE PROYECTOSEl presente captulo corresponde a la evaluacin eco-

nmica de los proyectos de generacin. La evaluacin seha realizado a nivel de proyecto de manera independien-te, lo cual no signica que no se considere el comporta-

miento de otros proyectos de ENDESA Eco o cmo estos

son aectados por la inyeccin de energa y potencia delos proyectos evaluados en este estudio

5.1. Proyecto Elico Canela

El primer proyecto evaluado corresponde al Parque

Elico Canela, de 18,15 MW de potencia instalada, elcual se situar en la comuna de Canela, provincia deChoapa, IV Regin de Coquimbo. Se ubicar a un cos-tado de la Ruta 5 Norte, entre el borde de mar y esta

carretera, aproximadamente a 80 kilmetros al norte de

la ciudad de Los Vilos y a 298 kilmetros de Santiago.

A continuacin se indican los antecedentes que seutilizaron para evaluar el proyecto.

Para evaluar el Parque Elico Canela se cuenta conlos siguientes antecedentes entregados por EndesaEco:

Capacidad instalada de la central: segn la inor-macin entregada por Endesa Eco, la central evaluadatiene una capacidad de 18,15 MW totales, correspon-diente a 11 aerogeneradores.

Factor de planta: el actor de planta inormado porEndesa Eco es 33%. Dicho actor ser considerado igualpara todo el periodo de evaluacin.

Matriz de generacin esperada: como ya se comen-t, el parque contar con 11 aerogeneradores VESTAS

de 1,65 MW de potencia. La generacin anual del par-que inormada por Endesa Eco para este proyecto co-rresponde a 51,9 GWh/ao.

Evacuacin: la evacuacin de la energa se realizara travs de una lnea de 1x23kV. Dicha lnea tendr unalongitud de 0,6 kilmetros (km) desde la central hastala subestacin asociada al proyecto, donde se conecta-

r a la lnea de alta tensin Pan de Azcar Los Vilos.

Costos de inversin: Los costos de inversin corres-ponden a los costos de equipamiento, enlace y terreno.De acuerdo a la inormacin entregada por Endesa Eco,la siguiente tabla corresponde a los costos de inver-sin.

5.1.1. Antecedentes Parque Elico Canela


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Costos de o pe-racin y administracin: a continuacin se detallan los

Costos de peaje: los pagos de peaje correspondena los pagos por el uso de lneas troncal y de sub trans-misin. Para el proyecto en anlisis, slo se considera elpago por peaje troncal, el cual en primera instancia es

Dicho pago de peaje troncal ha sido calculado consi-derando las condiciones de pago actuales por la lnea,determinadas a travs del inorme de peaje troncal delao 2006.

Prdidas de energa:las prdidas de energa corres-ponden a la prdida asociada a la resistividad propiadel conductor que se utilizar, complementado con elnivel de tensin al cual se eecte la transmisin. Enla presente evaluacin se ha considerado un conductorcon las siguientes caractersticas:

pagado por completo, mientras que en la situacin post-ley el pago es proporcional a la capacidad de la central.Por lo tanto el pago por peaje del sistema troncal ser:

Bajo estos parmetros, y con un nivel de tensin de23 kV, el conductor presentar una prdida asociada de0,4% para una longitud de 0,6 km.

Ingresos por venta de bonos de carbono: para laevaluacin se consider un precio a la transaccin delos bonos de carbono de 10 US$/Ton hasta el ao2012. Luego desde 2013 en adelante se evala con 8US$/Ton, ya que dicha etapa posee incertidumbre res-pecto del rumbo que tomar el mercado 7.

Fuente de los datos: Anlisis del Consultor, revisin de contratos de compra de bonos de carbono de los ltimos aos y proyeccionespropias del consultor.

7

costos de operacin y mantenimiento relacionados conel uncionamiento de la central.


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El siguiente cuadro corresponde a la evaluacin eco-

nmica de la central elica Canela en el escenario exante de las modicaciones a la ley general de servicioselctricos.

Como se puede observar en el escenario ex ante, losresultados obtenidos de la evaluacin son poco atracti-vos para el desarrollo de este tipo de proyectos, conside-rando que obtiene un VAN de -15.021,37 MUS$ usando

la tasa de descuento de mercado de 10%; mientras que

la TIR obtenida es de 2,27%, bastante baja para proyec-tos elctricos. Sin embargo, al momento de evaluar elescenario con ley, se observan mejoras bastante eviden-tes en los indicadores, obteniendo un VAN menos nega-tivo (por lo menos que en el caso con ley) y un aumentodel doble de la TIR en la condicin inicial, esto es en lacondicin ex ante de las modicaciones legales.

Se realizaron algunas sensibilizaciones sobre los va-lores que se obtuvieron a partir de los anlisis de lasevaluaciones econmicas realizadas con los datos en-tregados por Endesa Eco. Dichas sensibilizaciones tie-

nen como objetivo determinar el impacto que tiene cadavariable sobre la evaluacin econmica que se tiene enlos proyectos. As, las variables que se sensibilizaronueron:

Precio de la energa: Variacin en el precio de laenerga en 20%

Precio de la potencia: Variacin en el precio de la

potencia en 20%

Pago de peaje: Variacin en el pago de peaje en20%

Valor de la inversin: Variacin en el costo de la

inversin en 20%

Venta de bonos de CO2: Inclusin y exclusin de laventa de bonos

A continuacin se indican los resultados que se ob-tuvieron de cada uno de ellos, todas las sensibilizacio-nes se realizaron al escenario post ley.

5.1.3. Sensibilizaciones realizadas a la evalua-cin

5.1.2. Evaluacin econmica del Proyecto


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Aumento del 20% en las variables indicadas

Al realizar aumentos en las variables mencionadas,tanto la TIR como el VAN del proyecto, como se puede

observar en las tablas anteriores, se ven aectados demanera positiva. Sin embargo resulta evidente que al

aumentar la inversin del proyecto o el pago por peajes,el resultado de la evaluacin se ve aectado negativa-

mente. Lo anterior sucede debido a que dichas variablesrepresentan un egreso.

Reduccin del 20% en las variables indicadas


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Luego de realizar una reduccin del 20% en el valorde las variables indicadas anteriormente, se tiene unresultado evidentemente opuesto al anterior, es decir,que al reducir el precio de la venta de energa y poten-

cia, los resultados se ven impactados negativamente ypor cuanto aectan los indicadores econmicos de lamisma manera. Por el contrario al reducir las variablesconsiderada como egresos, los resultados del proyectose ven mejorados.

Al analizar en detalle cada una de las sensibilizacio-nes, se puede mencionar que el impacto en el VAN esde igual valor tanto para una reduccin del 20%, como

para un aumento de las variables en 20%. Sin embar-go al observar la TIR de los proyectos y ms especca-mente los resultados obtenidos tras la variacin de lainversin, como de la energa, se tiene que para staltima, el impacto de una reduccin es mayor que unaumento de los mismos (precio de la energa). Como sepuede observar en los cuadros, cuando se aumenta elprecio de la energa, el valor de la TIR mejora en 1,97%,sin embargo cuando se reduce el precio de la energa el

impacto en la TIR es de 2,15%, lo cual signica que unabaja en los precios de la energa impacta en mayor me-dida los resultados del proyecto que un alza de stos.

De manera inversa, al realizar el ejercicio con varia-ciones en la inversin, se tiene en primer lugar que unaumento de sta reduce el valor de la TIR, adems adierencia del caso de la energa, cuando la inversinaumenta la TIR del proyecto se reduce en 1,82%. Sin

embargo, al reducir el monto de la inversin el impacto

es mucho mayor mejorando la TIR en 2,5%.

En conclusin, y considerando los marginales au-mentos y reducciones que se tienen al variar el pago de

peajes y el precio de la potencia, se puede mencionarque las variables que ms aectan al proyecto son elmonto de la inversin, la cual tiene su mayor relevanciaporque sta debe ser realizada en el aos 0, y por tantoel valor del dinero en el tiempo es mayor en el primerperiodo. Y por otra parte se encuentra el precio de laenerga, ya que al considerar la baja participacin quetiene la venta de potencia en los ingresos, el grueso destos se encuentra principalmente dado por la venta de

energa.

A continuacin se realiza una sensibilizacin consi-derando la venta de bonos de carbono, en este caso sesimula una situacin en la que se venden los bonos, yuna segunda situacin en la que stos no se venden.

Si bien la venta de bonos de carbono adiciona casiun 1% de retorno al proyecto, en comparacin con las

variables ya analizadas, su participacin es menos alcaso de la inversin y la energa, pero mayor al precio dela potencia y el pago por peaje.

Es importante mencionar que el VAN calculado a losproyectos se realiz utilizando el Free cash fow de ste,utilizando el 2006 como ao 0. Adems la TIR calculadaen todos los casos corresponde a dlares reales.


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Al realizar las evaluaciones, se puede observar que

las modicaciones realizadas a la ley general de servi-cios elctricos (tabla 07), permiten una mejora en lascondiciones econmicas del desarrollo de proyectos degeneracin a partir de energas renovables no conven-cionales (ERNC).

Este eecto es provocado principalmente por variosactores. En primer lugar la venta de energa, con la cualse puede dar estabilidad al proyecto, ya sea si se vende

a precio spot (venta a costo marginal del sistema) omediante acordar un precio estabilizado que se calcu-la en uncin de los costos marginales esperados delsistema.

En segundo lugar se encuentra el reconocimientopor potencia rme, situacin que, puntualmente para elcaso elico, resultaba bastante adversa ya que no se lesreconoca inyeccin de potencia, por lo que no se les

reconocan pagos por este concepto.

Otro eecto que permite una mejora en las condicio-nes econmicas de este tipo de proyectos, aunque parael caso particular su eecto es menor, es la exencintotal o parcial del pago por peaje de transmisin troncal.Para el caso analizado no genera un impacto mayor yaque las dimensiones del parque implican que deba pa-gar un alto porcentaje del valor nal del peaje.

Por otro lado, resulta importante el eecto que tieneen el proyecto la venta de bonos de carbono, ya quepermite mejorar las condiciones econmicas del proyec-to sin tener que incurrir en un costo adicional por la

generacin de stos.

Por otro lado, de manera de cuanticar este eecto atravs de los resultados obtenidos en las evaluaciones,se puede decir que en conjunto las modicaciones im-pactan la TIR de este proyecto entre un 2% y un 3%, loque lamentablemente no es suciente como para supe-rar la tasa de costo capital con la que se evalu el pro-yecto. De lo anterior se desprende que es importante en

este caso revisar los valores de inversin asociados alproyecto, ya que con ellos se puede impactar bastanteen el comportamiento econmico que tendr.

Adems de lo indicado en el prrao anterior, se deberecordar que el precio considerado en la evaluacin eraun precio estabilizado correspondiente con el promediode las licitaciones de suministro de las empresas de dis-tribucin. En cambio si se utilizan los costos marginales

esperados, se podra disponer de un comportamientoeconmico mejor ya que los primeros aos el precio dela energa en el sistema debiera superar los 60 US$/MWh, condicin que se mantendra aproximadamentehasta el 2012.

5.1.4. Conclusiones de la evaluacin elica


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5.2.Proyecto Minicentral Hidroelctrica Ojos de Agua

El segundo proyecto evaluado es el Proyecto Minicen-

tral Hidroelctrica Ojos de Agua, el cual se encontraraen el valle del ro Cipreses, aguas abajo de la laguna LaInvernada en la comuna de San Clemente, provincia de

Talca, VII Regin del Maule. Las tres bocatomas de laminicentral se situarn en los cauces siguientes: ro Ci-preses, afuente Laguna Verde y afuente Ojos de Agua.

A continuacin se indican los antecedentes espec-cos del proyecto que se utilizaron para evaluarlo eco-

nmicamente.

Para evaluar la minicentral hidrulica Ojos de Agua,se cuenta con los siguientes antecedentes:

Capacidad instalada de la central: segn la inor-macin entregada por Endesa Eco, la central tendra unacapacidad de 9,5 MW.

Factor de planta: el actor de planta inormado porEndesa Eco es 60%.

Matriz de generacin esperada: Endesa Eco inor-m una matriz de generacin para la central de 23.100

MWh/ao el primer ao y de 46.000 MWh/ao los si-guientes aos. Sin embargo este dato, no concuerdacon lo que se inorm en el SEIA (ver www.seia.cl) parala central, ya que all se indica que la generacin anualesperada sera de 60.000 MWh/ao.

Dada la dierencia de inormacin presentada, se de-cidi calcular la generacin esperada de la central enbase a la potencia de la central, el actor de planta de

sta y las horas de disponibilidad. Lo anterior se realizutilizando la siguiente metodologa:

Donde:GE: Generacin esperadaPC: Potencia de la central

GE= PC*HD*FP

De aplicar lo anterior se obtuvo lo siguiente:

GE= 9,5 MW*8.760*60,7%=50.514,54 MWh/ao

Por tanto, el anlisis se realiz considerando que lageneracin anual esperada sera de 50.514,54 MWh/Ao.

Evacuacin: Se utilizar la Lnea de 154 kV Cipreses-Itahue, para evacuar la energa generada, a la cual se

acceder mediante la Subestacin Cipreses.

Costos de inversin: para realizar la evaluacin seconsiderarn los siguientes puntos dentro de los costosde inversin. Para la valorizacin y transormacin delos valores se utiliza un tipo de cambio de $530 porUS$1,00 y una UF equivalente a $18.400. Estos valoresse han utilizado slo como reerencia para la conversinde valores.

5.2.1. Antecedentes minicentral hidrulicaOjos de Agua

FP: Factor de plantaHD: Horas anuales disponibles


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Costos de operacin y administracin: Otros costosque se deben considerar en la evaluacin son los costos

de operacin y administracin, los cuales se detallan acontinuacin:

Costos de peaje: los pagos de peaje correspondena los pagos por el uso de lneas troncal y de sub trans-misin. Pues bien, para el proyecto en anlisis no seconsidera un pago por peaje troncal, ya que no lo utiliza,sin embargo s se utiliza el sistema de sub transmisin,motivo por el cual el pago por peaje de subtransmisin

se eecta en ambas situaciones, vale decir, en el esce-nario ex ante y ex post ley.

Para calcular el monto a pagar por concepto de peajeen subtransmisin, se eectu un anlisis de las centra-les que se encuentran cercanas al punto de inyeccin

de la minicentral hidrulica y que utilizan las mismasinstalaciones de subtransmisin. Con ello y tomandocomo base los resultados del inorme de peaje de sub-transmisin del ao 2006, se eectu una valorizacinde las instalaciones y se calcul el monto a pagar porla central, de acuerdo al uso que le dara al sistema,

en conjunto con las otras centrales de la zona. Dichomonto se j anualmente, a modo de simplicacin delanlisis, y se consider como parte de los costos de lacentral. La siguiente tabla (Tabla 20) resume los resulta-dos del clculo realizado:


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Prdidas de energa: En este anlisis no se conside-raron prdidas de energa, ya que la inyeccin se realizaprcticamente en la misma subestacin, por lo que lasprdidas son despreciables.

Ingresos por venta de bonos de carbono: para laevaluacin se consider un precio a la transaccin delos bonos de carbono de 10 US$/Ton hasta el ao2012. Luego desde 2013 en adelante se evala con 8US$/Ton, ya que dicha etapa posee incertidumbre res-pecto del rumbo que tomar el mercado8.

El siguiente cuadro corresponde a la evaluacin eco-nmica de la minicentral hidrulica Ojos de Agua, en elescenario ex antes de las modicaciones a la ley generalde servicios elctricos.

Como se puede observar en el escenario ex ante, losresultados obtenidos de la evaluacin se encuentran enun punto en el que un desarrollador de proyectos no lorealizara, sin embargo al realizar las evaluaciones con-

siderando las modicaciones legales, los resultados seven mejorados en un 2,07%. Lo anterior permite queel proyecto sea considerado lmite por la cercana quetiene la rentabilidad obtenida con la tasa de descuentode ste.

Es importante considerar adems, que si bien el pro-yecto tiene una TIR marginalmente mayor a su tasa decosto de capital, dicha tasa no es totalmente atractiva

para el desarrollo de este tipo de proyectos, si no quems bien es una tasa a la cual el inversionista quedaprcticamente indierente al desarrollo del proyecto.

As como en el anlisis al proyecto elico, se rea-lizaron algunas sensibilizaciones a ciertos parmetrosconsiderados en la evaluacin, a n de determinar el im-pacto que tiene cada variable sobre los resultados de laevaluacin econmica de los proyectos. En tal sentido,se sensibilizaron las siguientes variables del proyecto:

Precio de la energa: Variacin en el precio de laenerga en 20%

Precio de la potencia: Variacin en el precio de lapotencia en 20%

Fuente de los datos: Anlisis del Consultor, revisin de contratos de compra de bonos de carbono de los ltimos aos y proyeccionespropias del consultor.

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5.2.3. Sensibilizaciones realizadas a la evaluacin

5.2.2. Evaluacin econmica del proyecto

Pago de peaje: Variacin en el pago de peaje en20%

Valor de la inversin: Variacin en el costo de la in-versin en 20%

Venta de bonos de CO2: Inclusin y exclusin de laventa de bonos

A continuacin se indican los resultados que se ob-tuvieron de cada uno de ellos.


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Como se puede observar, en este caso la venta debonos de carbono permite que el rendimiento del pro-yecto se encuentre por sobre la tasa de descuento uti-lizada (10%). En consideracin de lo anterior, se puede

decir que la adicin de la venta de carbonos permiteque este tipo de proyectos tengan un ingreso adicionalque impacta los resultados en ciras cercanas al 1%,

obteniendo en este caso una situacin en la cual el pro-yecto se hace atractivo.

Al igual que en el caso elico, el VAN de los proyectosse realiz utilizando el Free cash fow de ste, utilizan-do el 2006 como ao 0. Adems la TIR calculada entodos los casos corresponde a dlares reales.

Al realizar reducciones de las variables indicadas en20%, se tiene una situacin en la que tanto la reduccinen el monto de inversin como en el pago por peaje,aectan positivamente los resultados obtenidos, lo ante-rior ocurre por que las variables indicadas correspondena costos del proyecto.

Cabe destacar que de igual orma que en el caso e-lico, tanto el impacto de las variaciones en el precio dela energa, como el del monto de inversin, son los que

ms aectan los resultados de la evaluacin, por cuantolas modicaciones realizadas a la Ley correspondientesa la venta de energa, impactan directa y positivamentea los proyectos de generacin con ERNC.

La siguiente tabla muestra un escenario en el cualel proyecto no realiza la venta de bonos de carbono,comparndolo con uno en el cual se realiza la venta destos.


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Luego de realizar las evaluaciones, se puede obser varque las modicaciones legales eectivamente generanmejoras en las condiciones econmicas de este pro-yecto. Esto es provocado por varios actores, la ventade energa y el no pago por representacin. Los otrosaspectos tales como pago por potencia y peaje tron-cal, no se consideraron para este proyecto, ya que sele incluy en la condicin ex ante el pago por poten-cia rme; mientras que respecto del peaje troncal, este

no aplica ya que slo se ve aectado por instalacionesde subtransmisin, no teniendo impactos en el rea deinfuencia comn, por lo que no le signica para l elpagar por el uso de instalaciones en el troncal.

Por otro lado, y recordando lo mencionado en el p-rrao anterior, el no pago por representacin, permite alos PMG competir en condiciones similares al resto delos generadores. En tal sentido, este aspecto de la mo-

dicacin legal le signica un trato no discriminatorio enel sistema, lo que a su vez se relaciona con el hecho deque se le est abriendo la participacin del mercado.

Ahora bien, la incorporacin de la venta de bonosde carbono genera mejoras interesantes en las condi-

ciones econmicas del proyecto, mejoras que, en todoslos casos siempre sern beneciosas para el proyectopropiamente tal. Lo importante en este sentido es quese evale la manera de que estos proyectos tengan unacceso ms expedito a transar bonos de carbono en el

mercado, situacin que requiere un mejor acceso a lainormacin de parte de los desarrolladores de proyec-tos y la aplicacin de metodologas consolidadas quesean tiles, prcticas y sencillas de realizar.

En otro sentido, respecto de los indicadores obteni-dos, el anlisis de estos permite comprender que enel escenario ex antes se limitara bastante la inversinen este tipo de centrales ya que los resultados no evi-

denciaban el premio al riesgo que se corra por desa-rrollarlos, ms an cuando las condiciones propias delmercado (de manera emprica ya que no haba ante-cedentes escritos que sealaran esto) disminuan losingresos que podan recibir estos proyectos al reconocerparcialmente algunos de los pagos, como sucedi conel pago de la energa en este caso.

No obstante lo descrito anteriormente, las modi-caciones eectuadas a la ley general de servicios elc-tricos, mediante la ley 19.940 y 20.018, permiten me-

joras cuantitativas en los resultados obtenidos de esteproyecto. Dicho eecto se traduce en aumentos en la TIRen torno al 1,6% y el 1,9% aproximadamente.

5.2.4. Conclusiones de la evaluacin a laMinicentral


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6 ANALISIS DE LAS BARRERAS ENCONTRADASA partir del anlisis realizado, cabe destacar que

existen diversos aspectos identicables como barrerasal desarrollo de las tecnologas para proyectos de ERNC.Principalmente, stas se encuentran ligadas a aspectosde desarrollo de la tecnologa, as como tambin aspec-tos relacionados con la administracin y la operacinde estos proyectos. Por otro lado, es importante aadirque siendo tecnologas en etapa de entrada al merca-do chileno, es dicil encontrar un nivel de conocimientoespecializado de ellas por parte de quienes participan

en l, lo que deriva en una alta de conabilidad y consi-guiente aumento del riesgo en el desarrollo de proyectoscon ERNC. En el marco de este anlisis se pueden men-cionar las siguientes barreras:

De acceso a la tecnologa y a condiciones demercado avorables De acceso a mejores precios de venta de energa De comercializacin y de uncionamiento del

mercado elctrico Reeridas a la localizacin de los proyectos

A continuacin se describen y se explican dichasbarreras:

Acceso a la tecnologa y a condiciones de merca-do avorables

En primer lugar, se debe considerar que el merca-do chileno no cuenta con experiencia tecnolgica en eldesarrollo de ERNC, a lo que se suma el hecho de queel mercado tiene pocos aos en el uso de este tipo detecnologas. Lo anterior trae como consecuencia dosproblemas puntuales que aectan directamente el desa-rrollo de stas. El primero, reerido al de Economas deEscala, ya que si se considera que en Chile se inici eluso de estas tecnologas el ao 2001 con la puesta enmarcha de la central elica Alto Baguales (XI Regin),la cual cuenta con 3 aerogeneradores de 660 kW c/uobteniendo una capacidad nominal de 2 MW, y la cen-tral de pasada Chacabuquito en el ao 2002 con unacapacidad de 26 MW, se puede decir que el mercado

sigue siendo joven, inmaduro, y por tanto no existe una

demanda notoria por el uso de estas tecnologas. Porconsecuencia los costos de desarrollo de ellas son msaltos, en comparacin con los costos de desar rollo quese tiene en los pases desarrolladores (abricantes) oms experimentados en su uso. En lnea con lo descrito,si bien en Chile existen una gran cantidad de proyectosde minicentrales que se encuentran en uncionamiento,stos en su mayora no cuentan con ms de 10 aosde experiencia y, adems, la cantidad de proyectos no

tiene un nivel tal como para acceder a las economas deescala mencionadas.

De esta misma manera, y en directa relacin con loindicado en el prrao anterior, se encuentra en segundolugar la problemtica de la mantencin y servicios post-venta de las ERNC. Esto se reere a los altos costos deestos servicios, relacionados directamente con la bajademanda por este tipo de tecnologas, lo cual no motiva

a los proveedores a trasladar sus ocinas a Chile.

La solucin a los problemas mencionados, se obten-dr paulatinamente y a medida que el mercado de lasERNC se desarrolle an ms, permitiendo as mayoreseconomas de escala as como un mayor incentivo a quelos proveedores de estas tecnologas instalen ocinasen Chile, permitiendo as una baja en los costos demantencin y postventa.

Acceso a mejores precios de venta de la energa

Si bien la entrada en vigencia de la nueva ley, permitea los PMG vender su energa a costo marginal instant-neo, precio de nudo o precio establecido, esto no ase-gura la estabilidad de precios para sus evaluaciones, lo

que implica que el riesgo por este concepto siga siendoel mismo para los PMG. Esto sucede, por que si bien seles permite vender la energa a precios de mercado, nose puede asegurar las condiciones y comportamiento deste para el uturo. Lo anterior, slo se puede evitar silos PMG vendieran su energa a precio jo, lo cual tiene


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como requisito principal el compromiso de volmenesde energa y potencia (esta barrera se analiza en proun-didad en el siguiente punto).

De esta orma, se transorma en un obstculo el queestos proyectos no puedan acceder a un precio establede venta de energa y de potencia, impactando de ma-nera negativa en los indicadores del proyecto, lo quea su vez resulta menos atrayente para quienes deseeneectuar inversiones en ellos. Es posible tambin ate-nuar dicho obstculo al asegurar, a travs de mecanis-mos nancieros, los precios de venta de energa, lo quepermitira disminuir el riesgo de incertidumbre y a su vez

impactara positivamente en las evaluaciones que se leseecten a estos proyectos.

Problemas de comercializacin y de cmo uncio-na el mercado

Para aquellos que por primera vez incursionan en estetipo de proyectos se les presentan diversos riesgos de

comercializacin, relacionados con el hecho de que unaestabilidad en el precio de venta se relaciona con que elgenerador se encuentre en condiciones de comprometery asegurar volmenes de energa y de potencia. Estoimplica que si el generador no es capaz de entregar loque el cliente consuma o demande, deber comprarloal mercado spot. Desde el punto de vista de la energaque debe comprar, tiene el riesgo de que el momentoen el que deba comprarla sea con un precio mayor que

el precio al cual l le vende la energa al cliente. Ahorabien, un aspecto ms complicado se relaciona con lapotencia, ya que an cuando la requiera una sola vezen el ao, el mercado le asignar una demanda de ma-nera permanente para el resto del perodo, demandaque corresponde al promedio de las dos mayores quehubiera requerido en el ao, con lo cual deber seguircancelando el resto del ao, por algo que sucedi unao dos veces. Lo anterior, asigna un riesgo adicional al

proyecto, el cual tendra que verse refejado en las eva-luaciones, siendo rigurosos, en la rentabilidad exigida. Alno considerar este riesgo, en el peor de los casos podrallevar a que una pequea empresa generadora deba sa-lir del mercado por quiebra al no poder cumplir con elpago adicional de energa y de potencia. A dierencia

de los PMG, las empresas ms grandes cuentan con unportaolio de proyectos (empresas como Endesa Chile,Colbn o AES Gener) lo que les permite diversicar susriesgos de comercializacin.

Por otro lado, abordando el tema del desconocimien-to del uncionamiento del mercado, es importante con-siderar que para los desarrolladores sin experiencia enel mercado elctrico, es muy dicil entender la operativi-dad y el manejo, desde la perspectiva tcnica, comercialy legal del sector elctrico, lo que puede signicar enque pese a tener un buen proyecto, no tengan la con-anza suciente para entrar debido a la incertidumbre

que les produce el desconocimiento de cmo unciona,transormndose as en una barrera para su desarrollo.

Este desconocimiento ha signicado tambin que secarezca de ciertas deniciones precisas respecto de lacomercializacin y sobre cmo escoger el mejor esce-nario de negocio. Ello implica que muchos de ellos eva-len como una buena alternativa la venta de energa yde potencia a empresas distribuidoras, sin conocer que

existen exigencias a dicha condicin de venta (exigen-cias de tipo tcnico en calidad y continuidad), as comosalvaguardias a su gestin (como el hecho de que laempresa le deba comprar a costo marginal la energa ya precio de nudo la potencia).

As tambin, al momento de presentar la solicitud deinyectar energa al sistema de distribucin, se levantanuna serie de impedimentos de tipo tcnico y econmico

que son adicionales a los que el Decreto indica, para locual se requiere que quien se encuentra desarrollandoel proyecto tenga conocimientos acabados de los decre-tos que regulan dicha condicin, as como de sus obli-gaciones rente a la empresa distribuidora, adems delas exigencias que como cliente puede expresar al distri-buidor en temas de tiempo y de acilidades de obtenerla inormacin para el desarrollo de ellos. De lo contra-rio es muy cil que se acepten obligaciones que no se

encuentran estipuladas en la ley y que correspondena las apreciaciones particulares de las empresas dis-tribuidoras (entre estas se encuentran la incorporacinde mecanismos de proteccin y de deteccin de allasespeccos que, pese a estar instalados con la centralgeneradora, son exigidos por las empresas elctricas de


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distribucin para ser instalados en sus propias lneas,encareciendo el costo de la conexin).

Por otro lado, al desconocer como opera el mercadoelctrico, no consideran la posibilidad de analizar conanterioridad las opciones de venta que tienen a disposi-cin, as como el comportamiento uturo de dichos pre-cios de venta de energa y de potencia. As tambin, almomento de elegir donde se eectuar la inyeccin de laenerga, muchos de quienes desar rollan estos proyectosdesconocen que en ciertas subestaciones principalesse obtendrn precios de nudo superiores que en otrassubestaciones, bsicamente por la distancia entre s, el

lugar en el cual se encuentran y el nivel de tensin enel cual se va a eectuar la inyeccin; al mismo tiempoque desconocen que dependiendo de la subestacin desubtransmisin donde se conecten ser el costo de lospeajes de subtransmisin que debern pagar, para loque debe analizarse el fujo de potencia en dicha sub-estacin y en las lneas que le rodean, lo que implica ungrado de conocimiento mucho mayor de cmo opera elmercado elctrico.

La localizacin de los proyectos impacta en laslneas de transmisin para conectarlo al sistema

En este punto, es interesante notar que muchos de

estos proyectos se encuentran ubicados en zonas muyalejadas de los centros urbanos, en la mayora de loscasos en zonas montaosas o bien en zonas costerasdonde las redes elctricas cercanas son de menor ca-pacidad de inyeccin o bien no existen. Ello implica quese deba incurrir en costos adicionales al proyecto mismode generacin con objeto de que se pueda desarrollarun proyecto de conexin a las lneas o subestacionescercanas, con lo que un buen proyecto, desde el punto

de vista del recurso, no se construya por la baja renta-bilidad que generan.

As tambin, a este aspecto de la conexin al sistemade potencia respectivo, se debe agregar lo que se indi-caba en los ltimos prraos del punto de problemas deComercializacin y de cmo unciona el mercado, res-pecto de la subtransmisin. Dicho aspecto es relevanteya que los pagos por peaje de subtransmisin, pueden

llevar a un proyecto a una condicin de inviabilidad eco-nmica.


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El anlisis realizado y los resultados obtenidos per-

miten obtener algunas conclusiones importantes. Demanera inicial resulta evidente que las modicacioneslegales realizadas a partir de las Leyes Corta I y CortaII, eectivamente tienen un impacto positivo en los pro-yectos desde el punto de vista de su desempeo econ-mico nanciero. Lo anterior podr ser en mayor o menormedida dependiendo de cada proyecto en particular,pero es un impacto positivo en ellos. Por ejemplo, en elanlisis se observ que el mayor beneciado (desde el

punto de vista de impacto) era el proyecto elico ya queaumentaba el ingreso por potencia y reduca en parte elcosto por transmisin troncal, mientras que el hidrulicoantes de la ley no pagaba peaje troncal, pero s debahacerlo por subtransmisin, situacin que se mantuvoen la condicin ex post de la ley.

Ahora bien, estos impactos no deben ser evaluadosconsiderando nicamente el valor de los indicadores

econmico, TIR y VAN, ya que los proyectos dieren entres y bsicamente las situaciones seguirn dndose enun caso a caso. Lo relevante en esto es que se pue-de determinar que las modicaciones legales generanincentivos adicionales, pero no sucientes ya que anexisten barreras a la implementacin de estos proyec-tos lo que da cuenta que altan mecanismos por revi-sar, para que los agentes que participan del mercado,as como los que pudieran aadirse, consideren como

una oportunidad incursionar tambin en esta clase deproyectos. Entre dichas barreras se encuentran aquellasrelacionadas especcamente con aspectos que aectana los desarrolladores de proyectos que no pertenecen almercado elctrico en aspectos como el grado de com-prensin de la orma en que opera dicho mercado y dedeterminar los mejores mecanismos de remuneracin,ya sea a precios estabilizados, contratos con clientes obien venta a mercado spot.

Unido a lo anterior se encuentra el hecho de quequienes deseen desarrollar estos proyectos y no perte-

7 CONCLUSIONES GENERALESnezcan al rea elctrica, puedan tener claridad respecto

de la inversin necesaria, el precio al cual deben venderenerga y potencia, el mejor lugar para inyectar su ge-neracin al sistema (esto ltimo considerando que elpago de peaje de subtransmisin pudiera ser mayor enun punto en vez de otro), etc. Por otro lado, an cuandolos proyectos analizados en este estudio no presentabanproblemas derivados de la conexin a la red, si es nece-sario que se tengan presente en otros proyectos en loscuales la construccin de la lnea es relevante, debido

a la distancia que les separa de los puntos en los cua-les se pueden conectar al sistema. El impacto de ellopudo ser cuanticado en el presente estudio al aumen-tar los costos de construccin del proyecto en un 20%,obteniendo que la TIR se ve reducida con respecto a lasituacin base en ms de dos puntos porcentuales paraambos proyectos. Esto indica que la construccin de lalnea podra determinar que haya o no rentabilidad enun proyecto, de manera que se decida su construccin

o se abandone.

As tambin, y tomado en cuenta lo ya analizado, re-sulta relevante e importante que en uturos anlisis seincorporen las condiciones de riesgo aqu detectadas yque hasta el momento no han sido del todo resueltas,especcamente en aspectos de acceso a la tecnolo-ga, acceder a mejores precios de energa y de potencia,tener estabilidad en los ingresos, disminuir los riesgos

de comercializacin y disminuir el impacto de construc-cin de lneas que permitan conectar los proyectos alsistema elctrico respectivo. As tambin se tendra queconsiderar la posibilidad de que los proyectos analicencon mayor proundidad los puntos de la red en los cua-les consideran inyectar su generacin, ya que los costospueden resultar muy distintos entre s, dependiendo decmo se comporten los fujos en la zona que precisa-mente reciba su generacin 9.

Por otro lado, el incorporar un anlisis ms precisode los precios de sistema, tambin permitir determinar

Esto se explica en el hecho de que, de acuerdo a lo que indica l a legislacin vigente, el pago de los peajes de subtransmisin se asignande manera proporcional al uso de la lnea en cuestin, por lo que si en una subestacin los fujos de potencia van hacia ella (hacia l asubestacin), entonces la central que inyecta energa en dicha subestacin no debe pagar peaje, mientras que si el fujo se dirige desdela subestacin a el sistema, entonces la central deber pagar el peaje por uso de la l nea y de la subestacin respectiva.

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o sensibilizar de mejor manera el comportamiento que


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o sensibilizar de mejor manera el comportamiento quetendra el proyecto rente a los cambios en los preciosde venta de energa y de potencia en el mercado. Amodo de ejemplo, la central hidrulica tiene un costo dedesarrollo de 48,14 US$/kWh generado, por lo que unprecio monmico superior a dicho valor, permitir queel proyecto sea rentable. Si la evaluacin incorporarlos precios marginales esperados del sistema, se podrincluir entonces el alto impacto que tendran los preciosdurante los prximos aos, los que se espera estn muypor sobre el costo de desarrollo de la central hidrulica;adems de que se sumen las estacionalidades propiasde este tipo de proyectos.

De manera nal, se debe considerar que pese a lasmodicaciones legales, an existen altos costos de in-versin asociados a estos proyectos, los cuales deberanmantenerse en la medida que este mercado no se de-sarrolle plenamente en Chile (costos relacionados conel pago de expertos para el desarrollo de los proyec-tos, la actibilidad de disponer de mejores estadsticasde recurso, menores costos por concepto de mano de

obra durante la construccin, costos relacionados conla administracin y el mantenimiento, etc) y que a nivelinternacional se logre un mejor equilibrio entre la oertay la demanda por tecnologa de modo que disminuyanlos precios de turbinas, en particular respecto de lasturbinas elicas. Estas barreras son crticas al momentode realizar proyectos de ERNC y acentuan an ms lascondiciones adversas en las que ste tipo de tecnolo-gas compiten con las convencionales en el mercado de

la generacin.


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Propuestas Para El Caso Chileno

EXPERIENCIAS INTERNACIONALESEN EL FOMENTO DE LAS ENERGAS RENOVABLES

PARA GENERACIN ELCTRICA

FLAVIO COMUNIANIng. Master en Energas Renovables


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NDICE

1. INTRODUCCIN1.1 El contexto internacional

1.2 La situacin chilena

2. OBJETIVOS

3. METODOLOGA

4. LAS POLTICAS DE ENERGAS RENOVABLES4.1. Objetivos de las Polticas de Energas Renovables

4.1.1. Objetivos principales

4.1.2. Metas de Energas Renovables en el mundo

4.2. Principales estrategias de promocin a las FER-E

4.2.1. Incentivos a la inversin

4.2.2. Incentivo en la taria (Feed-in Taris o FIT)

4.2.3. Incentivo en la taria (Prima o premio)

4.2.4. Cuotas obligatorias

4.2.5. Licitacin (Tendering)

4.2.6. Incentivos tributarios

4.2.7. Enoque voluntario

4.3. Ventajas y desventajas de las estrategias de promocin de las ER

5. POLTICAS DE ENERGAS RENOVABLES

5.1. Unin Europea

5.1.1. Alemania

5.1.2. Espaa

5.1.3. Conclusiones preliminares para la UE

5.2. Estado de Caliornia, Estados Unidos

5.3. Australia

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NDICE

6. CHILE

6.1. El sistema chileno

6.1.1. Marco regulator io vigente

6.1.2. Proyecto de ley para el omento de las ERNC.

6.1.3. Resultados disponibles de las evaluaciones econmicas de dos

proyectos de FER-E

6.2. La posicin de las empresas inversionistas6.3. Aspectos que constituyen barreras

7.- CONCLUSIONES

7.1. Criterios de diseo para un sistema de incentivo

7.2. Recomendaciones para el caso chileno

7.1.1. Iniciativa de omento a las ERNC para generacin elctrica

ANEXOS

BIBLIOGRAFA

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INTRODUCCION1


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INTRODUCCION1

1.1. El contexto internacional

En el contexto internacional el escenario energticotanto el vigente como proyectado, es motivo de preocu-pacin. Los combustibles siles presentan problemascrecientes que pueden ser resumidos en tres aspectosprincipales:

(1) Recursos limitados, declinacin de la produccin

(Hubbert peak), costos de extraccin ms altos y pre-cios crecientes en el largo plazo.

En eecto la Agencia Internacional de la Energa (IEA)seala en su ltimo inorme Perspectivas energticasmundiales, 20061, que el petrleo barato y de cil ex-traccin se est agotando, advirtiendo que en el uturoel suministro se concentrar en manos de un reducidonmero de pases, que podrn imponer precios cada

vez ms altos.

La agencia proyecta que la produccin de petrleoconvencional en los pases no integrantes de la OPEPalcanzar su cenit antes de 2015 -antes de lo antici-pado hasta ahora por los organismos internacionales-alcanzando alrededor de 52 millones de barriles al da(mb/d). Actualmente, esta produccin se sita en casi47 mb/d. Adems, proyecta que la produccin de los

grandes yacimientos alcanzar su punto mximo en losprximos diez aos, por lo que uturos incrementos de-bern ser suplidos por yacimientos menores. Por eso,los uturos incrementos de la demanda debern sercubiertos a partir de esa echa, en exclusiva, por la Or-ganizacin de Pases Exportadores de Petrleo (OPEP)y el crudo no convencional, como el procedente de lasarenas bituminosas de Canad y de la aja del Orinocoen Venezuela.

El creciente dominio de la OPEP y la alta de inver-siones en la industria han llevado a la agencia a revisar

drsticamente sus previsiones de precio del petrleo. Eneste reciente inorme calcula que el precio nominal delcrudo se mantendr relativamente estable en 60 dla-res por barril hasta 2010; subir a ms de 65 dlaresen 2020, y superar los 100 dlares en 2030. En trmi-nos reales, calcula precios de 51-55 dlares en 2010;48-53 dlares en 2020; y 55-60 dlares en 2030. La

amenaza para la seguridad energtica mundial es real ycreciente, dice el organismo.

Una tendencia similar proyecta la Energy InomationAdministration perteneciente al Departamento de Ener-ga de Estados Unidos, en su inorme sobre proyeccionesinternacionales2 de la energa del 2006. Se estima paralos prximos aos, un precio internacional por sobre los50 dlares por barril y creciendo sostenidamente.

(2) Aspectos geopolticos y estratgicos que produ-cen inseguridad energtica

La concentracin geogrca de reservas en algunospases y regiones ha llevado a la aparicin de nuevosejes de poder en torno a la energa, lo que ha signi-cado realineamientos y equilibrios polticos distintosen el mbito internacional as como el resurgimiento de

algunas naciones que haban disminuido su infuenciainternacional. Lo anterior, sumado a la uerte disminu-cin de las reservas de algunos pases y su condicin deimportadores netos, ha llevado a crear confictos de tipoeconmico, poltico e incluso blico.

Existe adems creciente preocupacin por el soste-nido crecimiento econmico de China e India, pasesque concentran casi un 37% de la poblacin mundial 3,

presionando crecientemente la demanda por uentes deenerga en particular los combustibles siles.

World Energy Outlook 2006, International Energy Agency, Paris, 2006.1

International Energy Outlook 2006, Energy Inormation Ad

Energias Renovables y Generacion Eléctrica en Chile

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