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Autogeneración con FNCER: Una oportunidad para Colombia

SER Colombia - ProColombiaBogotá, 13 de agosto de 2018

• Contexto institucional y legal• Resolución CREG 030 de 2018

Definiciones Proceso de conexión Factura y remuneración

Resolución CREG 015 de 2018 Remuneración Respaldo AG

Objetivo

Agenda

Objetivo

Roles institucionales del sector

Política

Regulación

Planeación

Vigilancia y control

Competencia

Proyectos ZNI

Contexto institucional

Planeación

Sectores regulados

Control - vigilanciaPolítica sectorial

ENERGÍA ELÉCTRICA

GAS COMBUSTIBLE

COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

Usuarios finales

GLP

Funciones de la Comisión

Energía eléctrica

- Ley 142/94

- Ley 143/94

Gas combustible

- Ley 142/94

GLP

- Ley 142/94

Combustibles líquidos

- Decreto Ley 4130/11

- Decreto 1260/13

Ley 1715 de 2014

Política pública en autogeneración a

gran escala

Decreto 2469 de 2014

Resolución a consulta

Res. CREG 175/14

Resolución autogeneración a gran

escala -SIN

Res. CREG 024/15

Política pública en autogeneración a pequeña escala

Decreto 348 de 2017

Resolución a consulta - SIN

Res. CREG 121/17

Resolución Autogeneración pequeña

escala y GD - SIN

Res. CREG 030/18

Resolución a consulta - ZNI

Res. CREG 001/18

Resolución Autogeneración - ZNI

Res. CREG 038/18

Objetivo

Autogeneración a pequeña escala y

Generación Distribuida en el SIN

Resolución CREG 030 de 2018




Objetivo

Agenda


Analizamos la experiencia internacional e identificamos buenas

practicas

La resolución tiene como objetivo definir mecanismos fáciles y sencillos para que los pequeños productores de energía

eléctrica puedan vender sus excedentes al sistema

Definiciones

Fuentes convencionales de energía, FCE

Grandes aprovechamientos hidráulicos

Gas natural

Carbón

Combustibles líquidos

Fuentes no convencionales de energía, FNCE

Energía Nuclear

Fuentes no convencionales de energía renovables, FNCER

Eólica, Geotérmica, Solar, Mares, biomasa y Pequeños aprovechamientos hidráulicos

Clasificación de fuentes de energía

Definiciones

Autogenerador a gran escalaUsuarios de grandes industrias y comercios

con capacidad mayor a 1.000 kW

Generador distribuidoCorresponde a una empresa de generación con una planta pequeña conectada a las redes de distribución y con una capacidad menor o igual a 100 kW

Autogenerador a pequeña escalaUsuarios residenciales, pequeñas industrias y

comercios, capacidad menor o igual a 1.000 kW

Menor o igual a 100 kW Entre 100 kW y 1.000 kW

Definiciones

Comercializador incumbente o integradoEs el prestador del servicio que está integrado con quien opera la red

ComercializadorEs el prestador del servicio que no realiza la actividad de distribución

28Empresas de distribución

Operadores de Red

Proceso de conexión

Las empresas (operadores de red) en su portal web, deben publicar la disponibilidad de sus redes para realizar la conexión.

Fuente: http://www.electrohuila.com.co/RES030.aspx

Publicación en hoja de cálculo, 30 abril de 2018 Sistema en línea, 1 de octubre de 2018


En el portal web del prestador del servicio encontrará un formato en línea para que haga la solicitud de autorización de conexión, ingresando información básica sobre su instalación.

http://www.electrocaqueta.com.co/http://201.236.222.165:51000/Usuarios/Create


Fuente: https://www.codensa.com.co/resolucion-creg-030

Formulario de conexiónsimplificado OR, 30 abrilde 2018

Formulario estándar país,julio de 2018(pendiente revisión CREG)


A través de la página web del prestador del servicio, usted podrá adelantar todo el trámite y verificar el estado de su solicitud en cualquier momento.

Menor o igual a 100 kW

Recuerde:

El plazo de respuesta: 5 días hábiles.

La aprobación tiene vigencia de 6 meses.

Ante el rechazo, el operador de red debe justificar técnicamente la decisión y señalar los incumplimientos que deben subsanarse.

Si el rechazo es por indisponibilidad de la red, el operador de red debe precisar las obras requeridas.

Sistema en línea, 1 deoctubre de 2018


Una vez aprobada la conexión usted cuenta con seis meses para realizar la instalación desu sistema de autogeneración. Si deja pasar este tiempo, deberá realizar nuevamente eltrámite.

Recuerde:

Si no emplea la capacidad asignada, ésta se libera para ser empleada por otro usuario.

La instalación interna debe cumplir con el reglamento RETIE expedido por el Ministerio de Minas y Energía.

Emplear materiales que cumplan normas técnicas.

El usuario puede escoger el proveedor de los materiales e inclusive del medidor.



Cuando termine de instalar sus equipos, el operador de red revisará y podrá efectuaralgunas pruebas a los equipos para verificar su correcta operación y procederá aconectarlo a la red.


Recuerde:

La visita se realiza 2 días antes de la puesta en operación.

La fecha de entrada en operación la informa el usuario en su solicitud.

Si se requieren ajustes se programa nueva visita 7 días hábiles después de la primera.

Si el resultado de la segunda visita no es satisfactorio se programan nuevas visitas a costo del usuario.


Cuando todo esté en orden, el operador de red lo conectará y usted podrá iniciar la autoproducción de energía e incluso, si le sobra, venderla.


Recuerde:

Posterior a la revisión, el operador de red dispone de 2 días hábiles para efectuar la conexión.

Si durante la revisión todo está en orden, el operador de red podrá conectarlo inmediatamente.

Este es el proceso para los autogeneradores de capacidad igual o menor a 100 kW. Siusted planea instalar un sistema más grande, revise nuestra página web porque lascondiciones de conexión son distintas.


Proceso de conexión para autogeneradores entre 100 kW y 1.000 kW

Estudio de conexión simplificado

Formulario de solicitud y presentación estudio

Revisión estado solicitud

Aplica formato y contenido estándar publicado por la CREG.

El usuario puede solicitar al operador de red que realice el estudio.

Aplica formato estándar publicado por la CREG.

Tramite en línea.

Plazo de respuesta, 7 días hábiles.

La vigencia de la aprobación es de 6 meses.

Ante el rechazo, el operador de red debe justificar técnicamente la decisión y señalar los incumplimientos que deben subsanarse.

Si el rechazo es por indisponibilidad de la red, el operador de red debe precisar las obras requeridas.


Proceso de conexión para autogeneradores entre 100 kW y 1.000 kW

Contrato de conexión

Instalación sistema autogeneración

Pruebas equipos

El plazo para la firma es de 5 días hábiles.

Si no se firma el contrato en el plazo, se libera la capacidad asignada.

Puesta en servicio La fecha se establece en el contrato de conexión

Si el usuario desiste de la instalación se libera la capacidad.

El plan de pruebas se informa al usuario 48 horas antes.


Sistemas de medición

Se emplea un medidor horario bidireccional

Aplican las reglas del código de medida para fronteras degeneración, salvo:

• Medidor de respaldo

• Verificación inicial por parte de un tercero

• Reporte de las lecturas al administrador del sistema deintercambios comerciales cuando se vende la energía alcomercializador integrado con el operador de red

Ejemplo FNCER FV

Lo primero que debe considerar….

Electricidad

Recurso Instalación

Horas de sol al año Nubosidad Sombras Inclinación Orientación

Eficiencia panel Eficiencia de otros elementos

(inversor) Buenas conexiones Otras: estructura techo

Un sistema de 4 kW genera aproximadamente en promedio 430 kWh/mes en Colombia

Radiación solar

Fuente: http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasRadiacion.html

Costo unitario

Costo unitario de prestación del servicio

Facturas

Fórmula tarifaria

Ejemplo FNCER FV

Consumo mensual: 270 kWh

Factura (E4): (Consumo) x (CU)270 kWh x $ 458 / kWh

Valor total: $ 123.660

CU = G + T + D + C + PR + R$458

kWh$44

kWh

$185kWh

$30kWh

$129kWh

$33kWh

$37kWh

Consumo típico

Ejemplo FNCER FV

250 W1.7 m2

Autogenerador

Caso 1

1 kW

+ 7 m2

Caso 2

2,5 kW

+ 17 m2

Caso 3

3 kW

+ 21 m2

57 kWh73 kWh 140 kWh

1 kW

+ 7 m2

Factura sin panel: $ 123.660

Factura con panel: $ 97.554

Autogenerador (Caso 1)

Ahorro 57 kW (- 57kWh x $458/kWh) = - $26.106Con paneles (sin exportar): Ahorro 57 kWh - $ 26.106

00

70

140

210

Exportación Importación

Med

ido

rkW

h

2,5 kW

+ 17 m2

124 kWh

146 kWh

43 kWh 103 kWh

Con paneles (sin exportar):

Ahorro 124 kWh - $ 56.792



Total a pagar: $ 6.424


Intercambio: 146 kWh por (43 kWh +103 kWh)Intercambio:Costo de red (146 kWh x Cv)Intercambio: - $ 66.868

+ $ 6.424

146 146

0

70

140

210


Med

ido

rkW

h


Excedentes

144 kWh

126 kWh60 kWh 84 kWh

27

+ 21 m2

3 kW

Con paneles (sin exportar):

Ahorro 126 kWh - $ 57.708



Intercambio: - $ 65.952+ $ 6.336

Total a pagar: $ 1.341

Venta: (27 kWh x Pb) Venta: - $ 4.995

144 144

27

0

70

140

210


Med

ido

rkW

h

¡¡¡Haga cuentas !!! ……… inversión Vs. Beneficios

Remuneración AGPE >0,1 MW y GD

Autogenerador > 0,1 MW

Remuneración de excedentes: • Hasta el consumo se intercambia con pago del Cv y un pago

adicional del servicio del sistema igual a T+D + R + Pr• Resto excedentes a precio de bolsa

Generador distribuido• Venta de energía a precio de bolsa• Remuneración incluye beneficios

adicionales por menores pérdidas técnicas si lo vende al incumbente

A quién se puede vender

Autogenerador

• Al comercializador incumbente, quien está obligado a comprarle

• A un comercializador de usuarios regulados a un precio máximo

• A un comercializador de usuarios no regulados a precios pactados libremente

Generador distribuido

• A cualquier comercializador• A comercializador incumbente, quien está

obligado a comprarle

Distribución de energía eléctrica – Remuneración


Bogotá, 13 de agosto de 2018




Objetivo

Agenda

Objetivos de la propuesta

1. Incentivar la reposición de activos

2. Mejorar señales de calidad del servicio

3. Costos y gastos eficientes acordes con remuneración de inversiones

4. Facilitar la incorporación de inversiones en nuevas tecnologías

5. Permitir estabilidad en la base regulatoria de activos

6. Tarifas competitivas

7. Empresas sostenibles

Armonizar componentes de la remuneración para dar señales que permitan cumplir con los objetivos planteados

Actividades realizadas

Bases conceptuales

Res CREG 043/13

Documento propósitos y lineamientos

Res CREG 074/14

Estudios

Circulares CREG 034, 036, 038, 063 de 2014 y 059 de 2015

Primera consulta

Res CREG 179 de 201423-Dic-14

Talleres y audiencias

Bogotá, Medellín y Cali

Segunda consulta

Res CREG 024 de 201625-Feb-16

Tercera consulta

Res CREG 176 de 201603-Nov-2016

Cuarta consulta

Res CREG 019 de 2017019-Mar-2017

Resolución Definitiva

Resolución CREG 015 de 2018 02-Feb-2018

Principales elementos de la propuesta

• Base regulatoria de activos (Valor inicial y Capex)

• Tasa de retorno

• Señales de inversión

• Valor de referencia (valor inicial)

• Mecanismo de ajuste (incentivos, beneficios compartidos)

• Instrumento: Incentivos, compensaciones

• Indicadores

• Metas

• Pérdidas reconocidas

• Plan de pérdidas

• Cálculo de índices

3. Inversión

4. AOM

5. Calidad

6. Pérdidas

2. Instrumento regulatorio• Precio máximo• Ingreso máximo

1. Modelo remuneración• VNR (GORC)• CRD (DORC)

GORC: Gross Optimised Replacement CostDORC: Depreciated Optimised Replacement Cost


Pasar de VNR (GORC) a CRD (DORC)Modelo de remuneración

Instrumento regulatorio

Pasar de precio máximo a ingreso máximo en N3, N2 y N1

Inversiones Base regulatoria de activos (Modelo DORC) con 2 rangos de activos

Planes de inversión explícitos, límite capex 8% con excepciones.

AOM AOM costos históricos (2012-16) y actualización según expansión

OR captura todas las ganancias en eficiencia (modelo incentivos totales)

Pérdidas Senda de pérdidas en nivel 1 hasta reales sujeto a nivel de inversiones

Remuneración planes reducción o mantenimiento de pérdidas

Calidad Metas de mejoramiento (2016) y de indicadores internacionales

Mayores incentivos por mejoramiento

Resultados esperados

12,5 billones de pesos en inversiones para fortalecer la infraestructura en lospróximos 10 años.

Ingreso de las empresas en función de las inversiones comprometidas yefectivamente ejecutadas.

Reducir al máximo las pérdidas de energía, esto es disminuir 1.300 GWh en lospróximos 5 años, equivalente a ahorrar el consumo nacional de 9 días.

Mejora en los índices de calidad media del país en un mínimo del 8% anual, así:

2016 2023 2028

Indicador de duración, horas SAIDI 38 25 17

Indicador de frecuencia, veces SAIFI 49 32 21

Incentivos a la mejora de la calidad por 1,5 billones en 5 años ycompensaciones a los usuarios por 325 mil millones en el mismo periodo.

Resultados esperados

En conclusión ……….

Mayores niveles de inversión para asegurar sistemas de calidad

(mayor continuidad, menores pérdidas, menores costos)

Mejorar cobertura

Permitir nuevos negocios (redes inteligentes)

Respaldar sistemas de usuarios, autogeneradores y cogeneradores

Respaldo

El respaldo es el servicio para consumidores de energía, especialmente

para aquellos que regularmente producen energía eléctrica para sus necesidades,que les permite abastecerse de energía del Sistema Interconectado Nacional

cuando sus sistemas de producción no están disponibles (mantenimientos,fallas, etc)

Este servicio tiene un costo en función de las necesidades de respaldo. (si noquiero respaldo y quiero correr el riesgo de no obtener energía eléctrica en

situaciones de fallas de mi sistema …….. no hay problema, el costo del respaldo

es cero)

Este servicio permite tener una infraestructura disponible para servicio exclusivo del

usuario que lo necesite. En condiciones de congestión, si hay pago, entonces hayobligación de respaldo.

Respaldo

El tamaño es importante ……..

• No tiene costo para aquellos usuarios con instalaciones de consumo

menor a 100 kW

• En función de la capacidad de respaldo deseada para instalaciones de

consumo con capacidad igual o mayor de 100 kW

• Transición

Valor pagado

hoy

Capacidad * cargo distribución

5 años

Respaldo

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

11.00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

25/sep./09

20/sep./12

16/sep./15

Fecha

hora

Promedio de GWh

5%

El costo lo define el usuario en funciónde lo que quiera respaldar

A quien acudir en caso de ….

Cuando se considera que el prestador no cumple de manera

particular, o general, con lo establecido en la ley o la

regulación (plazos, condiciones adicionales de conexión, sistema de vigilancia)

Cuando se considera que el prestador no cumple de manera

particular, o general, con normas de competencia(condiciones comerciales)

Cuando se requiere aclarar, de manera general, una

norma contenida en resolución CREG

Cuando se requiere aclarar, de manera general, una norma

contenida en reglamentos técnicos (RETIE)

GRACIAS

@ComisionCREGwww.creg.gov.co

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