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V A L O R Y G E S T I Ó N

INFORME FINAL Estudio: “Diseño de un Mecanismo de

Incentivo para fomentar el desarrollo de Proyectos de Generación de Electricidad a

nivel de Distribución”

DISEÑO DE UN MECANISMO DE INCENTIVO PARA FOMENTAR EL DESARROLLO

DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A NIVEL DE DISTRIBUCIÓN

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ALONSO DE CÓRDOV A #5900 P ISO 4 OF 402 / (+562 ) 224 9704

WWW. V ALGES TA. COM TW ITTE R: @V ALGES TA

INFORME FINAL Estudio: “Diseño de un Mecanismo de Incentivo

para fomentar el desarrollo de Proyectos de Generación de Electricidad a nivel de Distribución”

REV. FECHA PREPARO REVISO APROBO DESCRIPCIÓN

1 16.08.2013 M.S.M. L.C.B P.F.D. Para revisión de la Subsecretaría

VALGESTA ENERGÍA S.A.

Alonso de Córdova Nº 5900 Piso 4, Of. 402

Las Condes – Santiago – Chile

Tel: (+562) 224 9704

16 de Agosto de 2013

EL PRESENTE INFORME HA SIDO ELABORADO POR VALGESTA ENERGÍA, PARA LA “SUBSECRETARIA DE ENERGÍA” QUIEN LO RECIBE Y ACEPTA PARA SU USO.

PREP AR ADO P AR A:

SUBSECRETARIA DE ENERGÍA

M INISTERIO DE ENERGÍ A



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ALONSO DE CÓRDOV A #5900 P ISO 4 OF 402 / (+562 ) 224 9704 WWW. V ALGES TA. COM TW ITTE R: @V ALGES TA

RESUMEN EJECUTIVO El presente informe corresponde al Informe final del Estudio “Diseño de un Mecanismo de Incentivo para Fomentar el Desarrollo de Proyectos de Generación de Electricidad a Nivel de Distribución”. El objetivo general de este estudio es diseñar un mecanismo de incentivo para fomentar el desarrollo de proyectos de generación de electricidad que puedan hacer uso del derecho que establece la Ley N° 20.571 (en adelante la Ley), que regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras a escala pequeña para inyectar la energía que generen a la red de distribución a través de los respectivos empalmes. Para lograr cumplir este objetivo el estudio se dividió en tres etapas. En la primera etapa del presente estudio se realizó una revisión de la experiencia internacional, donde en base al conocimiento y experiencia del equipo consultor, se preseleccionaron distintas experiencias internacionales, consideradas relevantes en el desarrollo de generación distribuida a pequeña escala (Residencial, Comercial e Industrial). Finalmente, un grupo de ellas fueron escogidas dentro de las experiencias internacionales para su posterior análisis, en función de criterios orientados en la dependencia energética en Chile, como similitud en la operación del mercado eléctrico y normativas para el desarrollo de las energías renovables. Entre estas experiencias internacionales escogidas, la que más se destaca es el caso de Alemania, ya que su sistema principalmente está enfocado en un Modelo de tipo Net Billing, el que permite al consumidor (cliente) obtener una prima asociada a los excedentes de producción, sumado esto, al hecho de que el autoconsumo constituye en sí mismo un ahorro para el cliente. En Alemania la energía generada fotovoltaico en el sector residencial es de aproximadamente 41.000 GWh y la energía total del sistema sería de 542.000 GWh, el porcentaje asociado al residencial es de 7,56%, si se considera este mismo porcentaje para la realidad chilena la que posee en sus sistemas interconectados SIC y SING un consumo de aproximadamente 61.000 GWh para clientes regulados y libres, la energía producida con tecnología fotovoltaica para el segmento residencial considerando el porcentaje del 7,56% sería del orden de 4.612 GWh/año. A continuación se identificaron y caracterizaron técnica y económicamente cada una de las tecnologías que se pueden aplicar a la Ley, con lo cual se realizó un filtro para definir cuáles son las tecnologías más adecuadas y apropiadas con las que se pueda diseñar el mecanismo de incentivo.



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Tabla 1: Matriz Complejidad Tecnologías ENRC.

Fuente: Elaboración Propia

Como resultado del análisis, bajo todos los criterios analizados, la tecnología fotovoltaica, seguida por la biomasa/biogás y la Cogeneración son las tecnologías que del análisis efectuado y a juicio del equipo Consultor representan los más bajos niveles de complejidad. Por este motivo se recomendó, como primer punto desarrollar el resto del trabajo centrados principalmente a estas tecnologías. Independientemente de lo anterior y de las tecnologías propuestas, se realizó la estimación cuantitativa del tamaño potencial del mercado representativo para cada oportunidad de desarrollo identificado, por tipo de tecnología. Al realizar esta estimación, se vuelve a ratificar que las tecnologías a desarrollar en el resto del estudio son las ya señaladas, dejando fuera la tecnología eólica y micro hidráulica, principalmente dada la Matriz Complejidad Tecnologías ERNC. A continuación se elaboraron los modelos de negocios más adecuados para rentabilizar un proyecto de autoconsumo y venta a la red de distribución, los que una vez desarrollo todo el Estudio se consideraron como los más adecuados fueron los siguientes:

• Modelo de Negocios Individual Residencial. • Modelo de Negocios Individual Comercial/Industrial. • Modelo de Negocios Grupal Residencial. • Modelo de Negocios Grupal Comercial/Industrial.



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Lo anterior dado que el Modelo de Promotor es un tipo de modelo que complementa y apoya el desarrollo de los otros modelos señalados. Finalmente el último objetivo específico a desarrollar consideró la valorización de la energía generada, tanto para autoconsumo como para la inyección de excedentes a la red de distribución, luego la suma de estas dos componentes se definió como “Ahorro del Usuario”. Para ello, se describe la metodología planteada por la Ley con el Reglamento preliminar de Octubre de 2012, con el fin de identificar las aristas relevantes de la metodología programada. Una vez identificada la metodología, se desarrolla en esta etapa, un modelo a nivel referencial, que representa la operación de un sistema de autoconsumo, permitiendo emular la valorización de la energía autogenerada y los excedentes inyectados. A continuación se presenta un ejemplo asociado a algunas comunas-distribuidoras con tarifa BT1.

Tabla 2: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa BT1.


(1) FN = (BT1�.+((BT1 + UST) ∗ CN)) ∗ 1,19

(2) AA = �(BT1 + UST) ∗ 1,19� ∗ (CN − IE)

(3) MIE = PNBT ∗ IE

(4) FF = FN − (AA +MIE)

(5) AF = FN − FF

N° DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREASector de

Nudo

Facturación Normal

[$/mes] BT1

Ahorro

Autoconsumo

[$/mes] BT1

Monto por Inyección

de Excedente

[$/mes] BT1

Facturación Final

(Energía) [$/mes] BT1

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] BT1

1 Emelari Arica y Parinacota Arica 3 1 23.496$ 2.231$ 8.797$ 12.468$ 11.028$

2 Emelari Arica y Parinacota Camarones 3 1 23.496$ 2.231$ 8.797$ 12.468$ 11.028$

3 Eliqsa Tarapaca Iquique 3 1 21.451$ 2.041$ 8.126$ 11.284$ 10.167$

4 Eliqsa Tarapaca Huara 3 1 24.426$ 2.338$ 8.126$ 13.962$ 10.463$

5 Eliqsa Tarapaca Pica 3 1 24.426$ 2.338$ 8.126$ 13.962$ 10.463$

6 Eliqsa Tarapaca Pozo Almonte 3 1 24.426$ 2.338$ 8.126$ 13.962$ 10.463$

7 Eliqsa Tarapaca Alto Hospicio 3 1 21.451$ 2.041$ 8.126$ 11.284$ 10.167$

8 Elecda Antofagasta Antofagasta 2 1 20.284$ 1.902$ 8.124$ 10.259$ 10.025$

9 Elecda Antofagasta Mejillones 2 1 22.141$ 2.107$ 8.124$ 11.910$ 10.231$

10 Elecda Antofagasta Sierra Gorda 2 1 22.141$ 2.107$ 8.124$ 11.910$ 10.231$

11 Elecda Antofagasta Calama 2 1 20.284$ 1.902$ 8.124$ 10.259$ 10.025$

12 Elecda Antofagasta Tocopilla 2 1 22.141$ 2.107$ 8.124$ 11.910$ 10.231$

13 Elecda Antofagasta Taltal 2 2 30.902$ 2.983$ 12.039$ 15.879$ 15.023$

14 Emelat Atacama Copiapó 2 1 21.714$ 2.083$ 9.520$ 10.110$ 11.604$

15 Emelat Atacama Caldera 2 1 21.719$ 2.083$ 9.520$ 10.115$ 11.604$

16 Emelat Atacama Tierra Amarilla 2 1 21.719$ 2.083$ 9.520$ 10.115$ 11.604$

17 Emelat Atacama Chañaral 2 1 21.719$ 2.083$ 9.520$ 10.115$ 11.604$

18 Emelat Atacama Diego de Almagro 2 1 21.719$ 2.083$ 9.520$ 10.115$ 11.604$

19 Emelat Atacama Vallenar 2 1 21.719$ 2.083$ 9.520$ 10.115$ 11.604$

20 Emelat Atacama Alto del Carmen 2 1 21.733$ 2.083$ 9.520$ 10.130$ 11.604$

21 Emelat Atacama Freirina 2 1 21.719$ 2.083$ 9.520$ 10.115$ 11.604$

22 Emelat Atacama Huasco 2 1 21.733$ 2.083$ 9.520$ 10.130$ 11.604$

23 Chilquinta Valparaiso Valparaíso 3 1 21.693$ 2.061$ 8.746$ 10.886$ 10.807$

24 Chilquinta Valparaiso Quilpué 3 1 21.693$ 2.061$ 8.746$ 10.886$ 10.807$

25 Chilquinta Valparaiso Viña del Mar 3 1 21.693$ 2.061$ 8.746$ 10.886$ 10.807$



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Donde, FN : Facturación Normal ($/mes) BT1�. : Cargo Fijo BT1 ($/mes) BT1 : Tarifa de Energía BT1 ($/kWh)

UST : Cargo por Uso Sistema Troncal ($/kWh) CN : Consumo Energía Normal (kWh/mes) AA : Ahorro Autoconsumo ($/mes) IE : Inyección Energía Excedente (kWh) MIE : Monto por Inyección de Excedente ($/mes) PNBT : Precio de Nudo Promedio Tarifa BT ($/kWh) FF : Facturación Final BT1 ($/mes) AF : Ahorro del Usuario BT1 ($/mes) Con esta valorización de las inyecciones se realizó un análisis de las Comunas más favorables, intermedias y desfavorables desde dos ámbitos el “Ahorro del Usuario” y la Radiación Solar, dado esto las comunas que se determinaron seleccionar para enfocarse en ellas en el Estudio de manera referencial fueron:

Tabla 3: Comunas Seleccionadas


Para el desarrollo de los análisis que se presentan en el informe se consideró el caso más desfavorable con respecto al ámbito de “Ahorro del Usuario”, en este caso la Comuna de Maipú, que es suministrada por Chilectra, esto es expresado como Maipú-Chilectra. Lo anterior es producto que al ser un caso desfavorable si se encuentran escenarios positivos para esta comuna las otras comunas en el mismo escenario también tendrían escenarios positivos inicialmente.

Tipo

ClienteÁmbito Escenario N° Comuna-Dist DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREA

Sector de

Nudo

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] BT1

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] BT2

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] AT2

Radiación

Solar Anual

BT1 Ahorro del Usuario Desfavorable 108 Maipú-Chilectra Chilectra Metropolitana Maipú 1 1 9.194$ 1.034.157$ 984.853$ 1.788

BT1 Ahorro del Usuario Intermedio 450 Coelemu-Copelec Copelec del BioBio Coelemu 6 1 11.445$ 1.149.972$ 1.066.215$ 1.512

BT1 Ahorro del Usuario Favorable 78 Casablanca-Emelca Emelca Valparaiso Casablanca 5 1 15.039$ 1.577.822$ 1.453.103$ 1.484

BT2 Ahorro del Usuario Desfavorable 95 Lo Barnechea-Chilectra Chilectra Metropolitana Lo Barnechea 1 1 9.478$ 1.034.157$ 984.853$ 1.752

BT2 Ahorro del Usuario Intermedio 324 Villarrica-Frontel Frontel de la Araucania Villarrica 5 1 12.128$ 1.228.516$ 1.136.561$ 1.384

BT2 Ahorro del Usuario Favorable 384 Aysen-Edelaysén Edelaysén

Aysén del Gral.

Carlos Ibáñez del

Campo

Aysen 6 1 14.841$ 1.683.216$ 1.560.638$ 1.126

AT2 Ahorro del Usuario Desfavorable 95 Lo Barnechea-Chilectra Chilectra Metropolitana Lo Barnechea 1 1 9.478$ 1.034.157$ 984.853$ 1.752

AT2 Ahorro del Usuario Intermedio 437 Yerbas Buenas-Luz Linares Luz Linares del Maule Yerbas Buenas 5 1 12.429$ 1.242.359$ 1.149.367$ 1.496

AT2 Ahorro del Usuario Favorable 13 Taltal-Elecda Elecda Antofagasta Taltal 2 2 15.023$ 1.656.801$ 1.561.101$ 2.345

Todos Radiación Desfavorable 393 Cabo de Hornos-Edelmag Edelmag Magallanes Cabo de Hornos 3 1 10.075$ 1.115.280$ 1.053.830$ 848

Todos Radiación Intermedio 176 Cobquecura-Emelectric Emelectric del BioBio Cobquecura 3 3 11.884$ 1.284.138$ 1.210.021$ 1.562

Todos Radiación Favorable 11 Calama-Elecda Elecda Antofagasta Calama 2 1 10.025$ 1.118.346$ 1.053.772$ 2.506



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Posterior a lo anterior se realizó una evaluación económica privada y una social de un proyecto de generación de electricidad para autoconsumo e inyección a la red de distribución para las tecnologías fotovoltaica, biomasa/biogás y cogeneración, en esta evaluación se consideraron los modelos de negocios definidos en la primera etapa de este estudio, asociados a el Modelo Individual y el Modelo Grupal. Previamente a al desarrollo de las evaluaciones se determinaron los proyectos Tipos para cada tipo de Cliente (Residencia, Comercial e Industrial) y para los casos base, medio y máximo. Estos Proyectos Tipos tipos para la tecnología Fotovoltaica fueron:

Tabla 4: Proyectos Tipo Base - Fotovoltaico

Proyecto Tipo Base FV Residencial Comercial Industrial

Costo Equipo de Generación FV (US$/kW) 3300 3100 2500

Consumo Base mes (kWh/mes) 200 1400 1400

Autogeneración Mínima (%) 40% 30% 25%

Potencia Kit Base (kW) 1 6 6

Superficie (m2) 6 39 39 Fuente: Elaboración Propia

Tabla 5: Casos Proyectos Tipos: Base, Medio y Máximo

Caso Ítem FV Residencial Comercial Industrial

Base Consumo Base mes (kWh/mes) 200 1400 1400


Superficie (m2) 6 39 39

Medio

Consumo Medio mes (kWh/mes) 1400 22761 44000

Potencia Kit Medio (kW) 4 65 100


Máximo

Consumo Máximo mes (kWh/mes) 1400 23000 45000

Potencia Kit Máximo (kW) 7 60 100


Para realizar las evaluaciones económicas privada y social se solicitaron cotizaciones de tecnologías fotovoltaica, biomasa/biogás y cogeneración a distintos proveedores. Destacando que en el mercado chileno existe una cantidad no muy alta de proveedores de Tecnología Fotovoltaica pero si es factible encontrar en el mercado a este tipo de



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proveedores, pero en el caso de las tecnologías de biomasa/biogás y cogeneración en realidad son muy pocos los proveedores que existen en el mercado chileno, para este segmento, dado esto el proveedor consultado señaló un valor referencial, pero indicó que dado el tipo de tecnología las soluciones son caso a caso, por ende no es posible determinar un valor tipo kit por solución. Adicionalmente se efectuó un Focus Group con los proveedores de estas tecnologías, donde el representante de tecnologías de biogás y cogeneración indicó que en realidad actualmente hacer un proyecto de 100 kW o uno de 1.000 kW (1 MW) los costos son similares, luego, se opta por realizar proyectos de 1 MW.

La evaluación económica privada y social que se presentó se realizó para la tecnología fotovoltaica, ya que para las tecnologías biomasa/biogás y cogeneración, las evaluaciones arrojan valores que no presentan sentido económico, pues la inexistencia de economías de escala para estos tamaños de equipo, de acuerdo a lo señalado en el párrafo anterior, y la no disponibilidad de un equipo “Tipo”, no permite tener productos estándar para este tipo de proyectos a precios competitivos actualmente para los niveles de potencia requeridos por esta Ley.

Esta situación se encarece más aún si se piensa en la disponibilidad y costo del combustible necesario para este tipo de tecnologías (biomasa/Biogás y cogeneración).

La metodología utilizada para esta evaluación consistió en valorizar las inyecciones de excedentes de energía a precios de nudo considerando las menores perdidas, la valorización de la componente de autoconsumo a tarifa regulada según pliego tarifario correspondiente. El perfil de consumo del cliente se considero de manera horaria, se midieron los ahorros y excedentes, valorizando los primeros a precio de tarifa y los segundos a precio de nudo.

Para la evaluación económica privada, se consideró una tasa de descuento referencial del 8%, el plazo considerado para la evaluación es de un periodo de 20 años. Para la evaluación económica social, se consideró una tasa de descuento social correspondiente al 6%, cabe destacar que a diferencia de la evaluación privada, acá se considera un factor de 0,81 aplicado a los costos de operación, así como también los costos de instalación. Adicionalmente, se consideraron como beneficios sociales:

• Atributo ERNC.

1 De acuerdo a la metodología señalada en el documento “Precios Sociales Vigentes”, Diciembre 2012, en este

caso se consideró el promedio entre la categoría de Mano de Obra Calificada y No calificada.



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• Emisión CO2. • Beneficios por inyecciones, asociado a lo que el Sistema vería desde el punto de

vista de ahorros por no utilizar energía del sistema, sino por el contrario realizar un autoconsumo y en caso de tener excedente de energía inyectarlos a la red, en el punto de consumo.

Dado los parámetros anteriores se efectuaron las evaluaciones económicas Privada y Social para las comunas seleccionadas, a modo de ejemplo, se presentan los resultados del Cliente Tipo Residencial para la tecnología Fotovoltaica.

Tabla 6: Ejemplo Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Residencial - FV

VAN TIR PayBack Ingresos Anuales2 Maipú-Chilectra -$ 485.257 4,47% 13 $ 152.526

Maipú-Chilectra -$ 485.257 4,47% 13 $ 152.526 Lo Barnechea-Chilectra -$ 193.915 6,64% 10 $ 182.200

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 713.440 2,61% 15 $ 129.285 Calama-Elecda -$ 1.457.651 -5,49% 38 $ 53.485


Tabla 7: Ejemplo Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Residencial - FV

VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ 262.446 3,88% 13 $ 107.423

Maipú-Chilectra -$ 262.446 3,88% 13 $ 107.423 Lo Barnechea-Chilectra -$ 134.698 4,94% 12 $ 118.760

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 759.334 -0,86% 21 $ 72.918 Calama-Elecda $ 352.852 8,61% 9 $ 155.117


Posteriormente se propusieron escenarios alternativos correspondientes a las evaluaciones económicas tanto privada como social. Estos escenarios alternativos corresponden a las sensibilizaciones, y representaron en cierto modo la línea en la cual deberían ir los incentivos. Motivo de ello las variables que se sensibilizan son costo de inversión, pudiendo representar subsidios, Precio de Nudo, pudiendo representar un Feed in Tariff; y la generación, pudiendo representar mayores eficiencias en los equipos e instalaciones desarrolladas para la autogeneración.

2 Los ingresos anuales corresponde al Ahorro del Usuario, es decir, a la suma de la valorización de la energía

autoconsumida y la inyección de excedentes.



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Adicionalmente se analizaron las barreras tanto técnicas como económicas para la implementación de tecnologías ERNC a nivel de pequeños generadores. Finalmente se realizó una propuesta del mercado objetivo donde se consideraron las comunas seleccionadas y en función a ellas los nichos en que el VAN social fuera mayor que 0. Finalmente se diseño un mecanismo de incentivo para fomentar el desarrollo de las tecnologías más apropiadas, que como se señaló se determinó que la tecnología más apropiada es la Fotovoltaica, sin embargo, no se deben descartar en un futuro que las otras tecnologías puedan también utilizar el mecanismo propuesto. Es de esta manera que se definió que para los clientes residenciales el mecanismo de incentivo diseñado, es del tipo subsidio a la inversión, el cual propone básicamente reducir en forma parcial la inversión inicial en equipos de generación FV, este subsidio correspondería entre un 30% y un 60%, considerando como una condición de borde que la relación Autoconsumo/Generación debe ser mayor que 0,6, por lo que el subsidio estará en función al tipo de proyecto y la energía de autoconsumo comprometida en un periodo (anual) a entregar, como se expone en el análisis de definición de mercado objetivo. Luego, para el caso de los clientes comerciales e Industriales se aprovechó la posibilidad de canalizar el incentivo a través del régimen tributario de estos tipos de consumidores, de esa manera se establece un incentivo de reembolso mediante la exención tributaria, con un máximo de crédito tributario del 30% de la inversión, en este caso también se considera una condición de borde que la relación Autoconsumo/Generación debe ser mayor que 0,7, por lo que el subsidio estará en función al tipo de proyecto y la energía de autoconsumo comprometida en un periodo (anual) a entregar. Como conclusión se puede señalar que la tecnología que se considera para el mecanismo de diseño para todos los tipos de Clientes (Residencial, Comercial e Industrial) es Fotovoltaica, y en el caso de los Clientes Residenciales el mecanismo es mediante un subsidio que varía entre un 30% y un 60% y en el caso de los Clientes Comerciales e Industriales que tributen en primera categoría podrán optar a una exención tributaria de un 30% de la inversión. Dada esta propuesta de mecanismos de incentivos la estimación de costos para el Estado en el caso de los Clientes Tipo Residenciales se presenta en la tabla siguiente.

Tabla 8: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Residenciales

N° de Viviendas

KW Instalado

Costo Para el Estado Según Nivel de Subsidio o Beneficio

(US$)

30% 40% 50% 60%



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10.000 10.000 9.900.000 13.200.000 16.500.000 19.800.000 20.000 20.000 19.800.000 26.400.000 33.000.000 39.600.000 30.000 30.000 29.700.000 39.600.000 49.500.000 59.400.000 40.000 40.000 39.600.000 52.800.000 66.000.000 79.200.000 50.000 50.000 49.500.000 66.000.000 82.500.000 99.000.000 60.000 60.000 59.400.000 79.200.000 99.000.000 118.800.000 70.000 70.000 69.300.000 92.400.000 115.500.000 138.600.000 80.000 80.000 79.200.000 105.600.000 132.000.000 158.400.000 90.000 90.000 89.100.000 118.800.000 148.500.000 178.200.000 100.000 100.000 99.000.000 132.000.000 165.000.000 198.000.000


En el caso de los Clientes Tipo Comerciales e Industriales no existiría un costo un dejar de percibir de acuerdo a lo indicado en la siguiente tabla.

Tabla 9: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Comerciales e

Industriales

kW Instalados

Costo Total De Instalaciones

(US$)

Crédito Tributario 30% de Inversión

(US$)

10.000 31.000.000 9.300.000 20.000 62.000.000 18.600.000 30.000 93.000.000 27.900.000 40.000 124.000.000 37.200.000 50.000 155.000.000 46.500.000 60.000 186.000.000 55.800.000 70.000 217.000.000 65.100.000 80.000 248.000.000 74.400.000 90.000 279.000.000 83.700.000 100.000 310.000.000 93.000.000


Como se observa, bajo una meta supuesta de 50 MW a instalar, se tiene que el estado dejaría de percibir por concepto de impuesto a la renta un total de 46 MMUS$. En suma, para una meta supuesta de 50.000 “Techos Verdes” (equivalentes a 50 MW) en el sector residencial, y 50 MW en los sectores comerciales e industriales, es decir, un total de 100 MW en este esquema de apoyo –subsidio para residenciales, y exención para



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comerciales e industriales- , el estado tendría un costo aproximado de 100 MMUS$ en el peor caso, y dejaría de percibir 46 MMUS$.



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TABLA DE CONTENIDOS

1 INTRODUCCIÓN 28

2 OBJETIVO GENERAL Y ESPECIFICOS 31

2.1 Objetivo General 31

2.2 Objetivos Específicos 31

3 ANÁLISIS INTERNACIONAL 32

3.1 Modelos Net Metering y Net Billing 32

3.1.1 Modelo Net Metering (Medición Neta) 32

3.1.2 Modelo Net Billing (Facturación Neta) 33

3.1.3 Resumen Comparación Net Metering v/s Net Billing 35

3.2 Revisión de la experiencia internacional 36

3.3 Países Específicos Seleccionados 51

3.3.1 Alemania 52

3.3.2 Australia 57

3.3.3 Estados Unidos 59

3.3.4 Francia 66

3.4 Países en Desarrollo de Normativas Net Metering – Net Billing 67

3.4.1 Brasil 68

3.4.2 Costa Rica 69

3.4.3 España 69

3.5 Mecanismos de Incentivos en Chile 70

3.5.1 Programa Nacional de Electrificación Rural (PER) 71

3.5.2 Concurso 25-2012 ERNC en Obras de Riego 72

3.5.3 Proyecto Concentrado Solar de Potencia (CSP) 73

4 Identificación y Caracterización Técnica y Económica de las Tecnologías 75

4.1 Energía Solar Fotovoltaica 75

4.2 Energía Eólica 79



14


4.3 Energía mini o micro o nano hidráulica 83

4.4 Biogás/Biomasa 88

4.5 Cogeneración 91

4.6 Tecnologías por Zonas en Chile 96

4.7 Análisis de la aplicabilidad de las Tecnologías 97

4.8 Resumen Tecnologías propuestas a utilizar 101

5 TAMAÑO POTENCIAL DEL MERCADO REPRESENTATIVO 102

5.1 Energía solar fotovoltaica 102

5.1.1 Antecedentes 102

5.1.2 Metodología 114

5.2 Energía eólica 118

5.3 Energía micro hidráulica 121

5.4 Energía de la biomasa/biogás 128

5.5 Cogeneración 130

5.6 Resumen de Potencial de Mercado 132

6 MODELOS DE NEGOCIOS 133

6.1 Modelo de Negocios Individual 133

6.2 Modelo Grupal Residencial 136

6.3 Modelo Grupal Industrial/Comercial 137

6.4 Modelo Promotor 139

6.5 Resumen Modelos de Negocio 141

7 VALORIZACIÓN DE LA INYECCIONES 144

7.1 Descripción del Mecanismo de Valorización Según Ley N° 20.571. 144

7.2 Valorización Excedentes de Energía 145

7.2.1 Precio Nudo Promedio de la Energía 145

7.2.2 Tarifas Reguladas 146

7.2.3 Determinación del Monto de la Valorización por Comuna 149

7.2.4 Resumen Valorización de las Inyecciones 164



15


8 EVALUACIÓN ECONÓMICA Y SOCIAL 172

8.1 Definición de los Costos y Parámetros Técnicos 173

8.2 Definición de los Beneficios 174

8.2.1 Beneficios Sociales 174

8.3 Antecedentes de los Equipos de Autogeneración 176

8.3.1 Valor Equipos de Autogeneración Fotovoltaicos 176

8.3.2 Valor de Equipos de Autogeneración Biogás y Cogeneración 179

8.4 Determinación del Proyecto Tipo a Evaluar 181

8.5 Evaluación modelo de negocio Individual 184

8.5.1 Resultados de la Evaluación Privada Modelo Individual 185

8.5.2 Resultados de la Evaluación Social Modelo Individual 188

8.6 Evaluación Modelo de Negocio Grupal Residencial y Modelo de Negocio Grupal Industrial/Comercial 191

8.6.1 Resultados de la Evaluación Privada Modelo Grupal 191

8.6.2 Resultados de la Evaluación Social Grupal Modelo Grupal 194

8.7 Evaluación Modelo de Negocio Promotor 197

9 ESCENARIOS ALTERNATIVOS A LAS EVALUACIONES ECONÓMICAS 199

9.1 Escenarios alternativos Modelo de Negocio Individual 199

9.1.1 Evaluación Privada 200

9.1.2 Escenarios Evaluación Social Modelo Individual 201

9.2 Escenarios alternativos Modelo de Negocios Grupal Residencial y Grupal Industrial/Comercial 202

9.2.1 Escenarios Evaluación Privada Grupal Residencial 202

9.2.2 Evaluación Social Grupal Residencial 203

10 DETERMINACIÓN DEL INSTRUMENTO DE INCENTIVO 205

10.1 Resultados evaluaciones económicas privadas con Instrumentos 207

10.1.1 Evaluación Económica Privada con Instrumentos para Clientes Tipo Residencial 207



16


10.1.2 Evaluación Económica Privada con Instrumentos para Clientes Tipo Comercial 213

10.1.3 Evaluación Económica Privada con Instrumentos para Clientes Tipo Industrial 219

10.1.4 Resumen Evaluación Económica Privada con Instrumentos Preseleccionados 224

11 BARRERAS TÉCNICAS Y ECONÓMICAS 225

11.1 Barreras asociadas a cada tecnología 226

11.1.1 Energía fotovoltaica 226

11.1.2 Energía eólica 226

11.1.3 Energía mini hidráulica 226

11.1.4 Energía de la biomasa/biogás 227

11.1.5 Energía de cogeneración 227

11.2 Barreras generales para conexión a la red 228

11.2.1 No consideración de ahorro producido en las líneas de distribución 228

11.2.2 Altos costos de financiamiento y falta de acceso a créditos 228

11.2.3 Altos costos iniciales de inversión y ausencia de economías de escalas 229

11.2.4 Redes eléctricas poco robustas 229

11.3 Experiencias internacionales a considerar para el desarrollo en Chile 229

11.3.1 Altos costos de interconexión 229

11.3.2 Precios insuficientes 230

11.3.3 Requerimientos de medidores 230

11.3.4 Falta de estandarización de equipos para conexión 230

11.3.5 Saturación de las redes 231

11.4 Redes de distribución en Chile y sus requerimientos 231

11.4.1 Situación actual 235

11.4.2 Requerimientos 235

11.5 Otras Barreras 236

11.5.1 Comportamiento variable de las energías renovables 236



17


11.5.2 Sistemas de comunicación ineficientes 236

11.5.3 Falta de estandarizaciones y metodologías 237

11.5.4 Capacidades reducidas de negociación 237

11.5.5 Mercados de capital imperfectos, especialmente en la valoración de beneficios que generan las fuentes renovables 237

11.6 Resumen de las Barreras Identificadas 238

12PROPUESTA DE MERCADO OBJETIVO DE UN INSTRUMENTO DE INCENTIVO 240

12.1 Introducción 240

12.2 Consideraciones de diseño de Instrumentos de Incentivo 242

12.2.1 Incorporación de externalidades 242

12.2.2 Fortalecimiento de las capacidades locales 243

12.2.3 Certificados y/o bonos por reducción de emisiones contaminantes. 244

12.2.4 Instrumentos Específicos 245

12.2.5 Clientes Residenciales 250

12.2.6 Clientes Comerciales e Industriales 251

12.3 Metodología de identificación de los segmentos de mercado objetivo del instrumento de Incentivo 253

12.4 Potenciales nichos para la Ley 257

13DISEÑO MECANISMO DE INCENTIVO 258

13.1 Instrumentos Específicos 259

13.2 Mecanismo de incentivo 259

13.3 Diseño de instrumento de fomento 259

13.3.1 Incentivo para Clientes Residenciales 261

13.3.2 Incentivo para Clientes Comerciales e Industriales 262

14EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL MECANISMO PROPUESTO 265

14.1 Clientes tipo Residenciales 265



18


14.2 Clientes Comerciales e Industriales 266

14.3 Determinación del Costo para el Estado 267

15IDENTIFICACIÓN NORMATIVA A DESARROLLAR O MODIFICAR PARA EL INCENTIVO PROPUESTO 271

16Perfeccionamiento del mecanismo 276

16.1 Modulación de la curva de carga 276

17 CONCLUSIONES 278

18 BIBLIOGRAFÍA 286

19 ANEXOS 288

19.1 ANEXO A. Experiencias Seleccionadas 288

19.2 ANEXO B: Gráficos Potencial Eólico 288

19.3 ANEXO C: Potencial de Mercado 295

19.4 ANEXO D: Gráficos Precio de Energía por Tarifa 295

19.5 ANEXO E: Precios de Nudo y de Tarifas 297

19.6 ANEXO F: Balance Horario 297

19.7 ANEXO G: Resumen Modelos de Negocios 298

19.8 ANEXO H: Potencial CHP Industrial 298

19.9 Anexo I: Cotizaciones Posibles Proveedores 299

19.9.1 ESOL 299

19.9.2 HELIPLAST 301

19.9.3 SOLAR SOLUTIONS 303

19.9.4 Punto Solar 305

19.10 Anexo M: Planillas de Evaluación del mecanismo propuesto. 308

19.11 Anexo N: Minuta Focus Group Proveedores. 308

19.12 Anexo O: Planilla Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto. 314



19




20


ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Matriz Complejidad Tecnologías ENRC. .......................................................... 4

Tabla 2: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa BT1. ............................................ 5

Tabla 3: Comunas Seleccionadas .............................................................................. 6

Tabla 4: Proyectos Tipo Base - Fotovoltaico ............................................................... 7

Tabla 5: Casos Proyectos Tipos: Base, Medio y Máximo ............................................... 7

Tabla 6: Ejemplo Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Residencial - FV ...................................................................................................... 9

Tabla 7: Ejemplo Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Residencial - FV ...................................................................................................................... 9

Tabla 8: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Residenciales ....................................................................................................... 10

Tabla 9: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Comerciales e Industriales ....................................................................................................... 11

Tabla 8: Comparación Modelos Net Metering v/s Net Billing ....................................... 35

Tabla 9: Información de las experiencias selectas para el análisis (Parte 1). ................ 38

Tabla 10: Información de las experiencias selectas para el análisis (Parte 2). ............... 39

Tabla 11: Revisión Internacional ............................................................................. 42

Tabla 12: Resumen de las características los Mecanismos/Instrumentos por Países....... 45

Tabla 13: Situación Actual Balance Neto .................................................................. 50

Tabla 14: Países destacados. ................................................................................. 51

Tabla 15: Feed in Tariff por Estados en Australia. ..................................................... 58

Tabla 16: Características de cómo Operan Net Metering o Net Billing en algunos Estados de Estados Unidos ................................................................................................ 62

Tabla 17: Incentivos existentes por estado de EEUU ................................................. 65

Tabla 18: Ventajas y Desventajas Energía Solar Fotovoltaica ..................................... 76

Tabla 19: Superficie Requerida Paneles Solares ........................................................ 77

Tabla 20: Ventajas y Desventajas Energía Eólica ...................................................... 80

Tabla 21: Valores de comparación entre Parque Eólico y Fotovoltaico Residencial ......... 82

Tabla 22: Ventajas y Desventajas Energía Mini hidráulica .......................................... 85

Tabla 23: Información para una planta de biogás de 50 kWe ..................................... 90

Tabla 24: Ventajas y Desventajas Tecnología de Biomasa/Biogás ............................... 91

Tabla 25: Ventajas y Desventajas Tecnología de Cogeneración ................................... 92

Tabla 26: Características de Diferentes Tecnologías de Cogeneración .......................... 93

Tabla 27: Potenciales sectores de la Industria que pueden utilizar Cogeneración .......... 95

Tabla 28: Potencial tecnológico por región y tipo de cliente. ....................................... 97

Tabla 29: Matriz Complejidad Tecnologías ERNC ....................................................... 99

Tabla 30: Tecnologías propuestas por región y tipo de cliente, para diseñar el mecanismo. ........................................................................................................................ 101



21


Tabla 31. Análisis comparativo de metodologías NREL ............................................. 108

Tabla 32: Potencial de desarrollo de solar fotovoltaico ............................................. 117

Tabla 33: Comunas con Potencial de Viento ........................................................... 119

Tabla 34: Potencial de desarrollo eólico ................................................................. 120

Tabla 35: Potencial micro hidráulico asociado a obras de riego ................................. 121

Tabla 36: Detalle cuencas hidrológicas para desarrollo hidráulico .............................. 124

Tabla 37: Cuencas explotables a nivel micro hidráulico ............................................ 126

Tabla 38: Potencial micro hidro asociado a cauces naturales .................................... 126

Tabla 39: Potencial total micro hidro ..................................................................... 127

Tabla 40. Potencial neto de biogás en base a cerdos ............................................... 128

Tabla 41. Potencial neto de biogás en base a bovinos .............................................. 129

Tabla 42. Potencial de biogás en base a pollos ....................................................... 129

Tabla 43, Potencial de biogás en base a peces........................................................ 130

Tabla 44: Potencial de cogeneración asociado a instalaciones sanitarias .................... 130

Tabla 45. Potencial industrial de cogeneración ........................................................ 131

Tabla 46: Resumen Potencial de Mercado .............................................................. 132

Tabla 47: Resumen Modelos de Negocio ................................................................ 142

Tabla 48: Total de empresas de distribución eléctricas. ........................................... 148

Tabla 49: Precio Nudo de Energía y Factor de Expansión de Pérdidas por Distribuidora-Comuna ............................................................................................................ 152

Tabla 50: Precio Tarifas de Energía por Distribuidora-Comuna .................................. 154

Tabla 51: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa BT1 ....................................... 155

Tabla 52: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa BT2 ....................................... 156

Tabla 53: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa AT2 ....................................... 157

Tabla 54: Comunas Seleccionadas por Ámbito ........................................................ 160

Tabla 55: Ejemplo de cálculo con Calculador Energético Estándar de Chilectra ........... 161

Tabla 56: Ejemplo de Sensibilización del Consumo Mensual Normal v/s % de Autoconsumo (Casablanca) .................................................................................. 162

Tabla 57: Ejemplo de Sensibilización del % Nivel de Generación v/s % de Autoconsumo (Casablanca) ...................................................................................................... 162

Tabla 58: Ejemplo de Sensibilización del Consumo Mensual Normal v/s % de Autoconsumo (Calama) ....................................................................................... 163

Tabla 59: Ejemplo de Sensibilización del % Nivel de Generación v/s % de Autoconsumo (Calama) ........................................................................................................... 163

Tabla 60: Casablanca: Ejemplo de Ahorro Anual con Tecnología FV ........................... 170

Tabla 61: Calama: Ejemplo de Ahorro Anual con Tecnología FV ................................ 171

Tabla 62: Factores de emisión para los combustibles utilizados en la generación eléctrica ........................................................................................................................ 175

Tabla 63: Resumen Cotizaciones Tecnología .......................................................... 178

Tabla 64: Costo promedio por kW para tecnología fotovoltaica ................................. 178



22


Tabla 65: Valores Proyecto Tipo por kW para tecnología fotovoltaica ......................... 179

Tabla 66: Antecedentes costos Tecnología Biogás y Cogeneración ............................ 179

Tabla 67: Información para una planta de biogás de 50 kWe ................................... 180

Tabla 68: Análisis Porcentaje de Autogeneración (Autoconsumo/Consumo Total) (Parte 1) ........................................................................................................................ 182

Tabla 69: Análisis Porcentaje de Autogeneración (Autoconsumo/Consumo Total) (Parte 2) ........................................................................................................................ 182

Tabla 70: Proyectos Tipo Base - Fotovoltaico.......................................................... 183

Tabla 71: Casos Proyectos Tipos: Base, Medio y Máximo ......................................... 183

Tabla 72: Proyectos Tipo Base Tecnologías Biogás y Cogeneración – Cliente Tipo Industrial ........................................................................................................... 184

Tabla 73: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Residencial - FV ........................................................................................................................ 186

Tabla 74: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Comercial - FV 186

Tabla 75: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Industrial ...... 187

Tabla 76: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Tipo Cliente Industrial – Biogás ............................................................................................................... 188

Tabla 77: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Residencial - FV 188

Tabla 78: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Comercial - FV . 189

Tabla 79: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Industrial - FV . 190

Tabla 80: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Industrial – Biogás ........................................................................................................................ 190

Tabla 81: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Residencial – FV .................. 191

Tabla 82: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Comercial – FV .................... 192

Tabla 83: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Industrial – FV ..................... 193

Tabla 84: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Tipo Cliente Industrial – Biogás ........................................................................................................................ 193

Tabla 85: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelos Grupales Residencial – FV 194

Tabla 86: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelos Grupales Comercial – FV .. 195

Tabla 87: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelos Grupales Industrial – FV .. 196

Tabla 88: Resultados Evaluación Social Modelo Grupal Tipo Cliente Industrial – Biogás 196

Tabla 89: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual – Residencial - FV ........................................................................................................................ 200

Tabla 90: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual – Comercial - FV ........................................................................................................................ 200

Tabla 91: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual – Industrial - FV ........................................................................................................................ 200

Tabla 92: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual – Industrial - Biogás ............................................................................................................... 201



23


Tabla 93: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual – Residencial - FV ........................................................................................................................ 201

Tabla 94: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual – Comercial - FV 201

Tabla 95: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual – Industrial - FV 202

Tabla 96: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual – Industrial - Biogás ........................................................................................................................ 202

Tabla 97: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Residencial - FV ... 202

Tabla 98: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Comercial - FV ..... 203

Tabla 99: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Industrial - FV ..... 203

Tabla 100: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal – Industrial - Biogás ........................................................................................................................ 203

Tabla 101: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Residencial - FV ... 203

Tabla 102: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Comercial - FV ..... 204

Tabla 103: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Industrial - FV ...... 204

Tabla 104: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal – Industrial - Biogás ........................................................................................................................ 204

Tabla 105: Instrumentos Evaluados Económicamente según Tipo de Cliente .............. 206

Tabla 106: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base -Sin Instrumento ....................................................................................................... 207

Tabla 107: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base - Subsidio ... 208

Tabla 108: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base - Subsidio - Actores ............................................................................................................. 208

Tabla 109: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Subsidio 25% – Comunas Seleccionadas .................................................................................... 209

Tabla 110: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Crédito Blando ........................................................................................................................ 210

Tabla 111: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Crédito Blando – Actores ........................................................................................................... 210

Tabla 112: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Crédito Blando del 2% por un monto del préstamo del 80% y 15 años – Comunas Seleccionadas ...... 210

Tabla 113: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Feed In Tarif ........................................................................................................................ 211

Tabla 114: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Feed In Tariff – Actores ........................................................................................................... 212

Tabla 115: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Feed In Tariff de $ 50 por kWh – Comunas Seleccionadas ........................................................... 212

Tabla 116: Resumen Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Instrumentos 213

Tabla 117: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base - Sin Instrumento ........................................................................................................................ 214



24


Tabla 118: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base - Subsidio – Actores ............................................................................................................. 214

Tabla 119: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Subsidio 60% – Comunas Seleccionadas ...................................................................................... 215

Tabla 120: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Feed In Tariff – Actores ............................................................................................................. 216

Tabla 121: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Feed In Tariff de $ 85 por kWh – Comunas Seleccionadas ........................................................... 216

Tabla 122: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Exención Tributaria .......................................................................................................... 217

Tabla 123: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Exención Tributaria – Actores ............................................................................................ 218

Tabla 124: Resumen Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Instrumentos . 218

Tabla 125: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Industrial – Caso Base - Sin Instrumento ........................................................................................................................ 219

Tabla 126: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Industrial – Caso Base - Subsidio – Actores ............................................................................................................. 220

Tabla 127: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Subsidio 50% – Comunas Seleccionadas ...................................................................................... 220

Tabla 128: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Industrial – Caso Base – Feed In Tariff – Actores ............................................................................................................. 221

Tabla 129: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Industrial – Caso Base – Feed In Tariff de $ 85 por kWh – Comunas Seleccionadas ........................................................... 221

Tabla 130: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Exención Tributaria .......................................................................................................... 222

Tabla 131: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Exención Tributaria – Actores ............................................................................................ 223

Tabla 132: Resumen Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Industrial – Instrumentos.. 223

Tabla 133: Resumen Evaluación Privada con Instrumentos Preseleccionados............. 224

Tabla 134: Resumen de las Barreras Identificadas .................................................. 238

Tabla 135: Resumen Propuesta Mercado Objetivo del Instrumento ........................... 249

Tabla 136: Resumen Instrumentos Seleccionados ................................................... 253

Tabla 137: Ejemplo de VAN obtenidos en análisis por segmento. .............................. 255

Tabla 138: Ejemplo identificación mercado objetivo ................................................ 256

Tabla 139: Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto para los Clientes Residenciales ..................................................................................................... 265

Tabla 140: Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto para los Clientes Comerciales ....................................................................................................... 266

Tabla 141: Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto para los Clientes Industriales ....................................................................................................... 267



25


Tabla 141: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Residenciales ..................................................................................................... 268

Tabla 141: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Comerciales e Industriales ................................................................................... 269

Tabla 142: Resumen programas específicos revisados ............................................. 279

Tabla 143: Comunas Seleccionadas por Ámbito ...................................................... 281

Tabla 141: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Residenciales ..................................................................................................... 284

Tabla 141: Estimaciones de Costos para el Estado en función a los Clientes Tipo Comerciales e Industriales ................................................................................... 284



26


ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Preselección de Países por Similitud con Chile. ............................................ 40

Figura 2: Potencial Fotovoltaico por Tipo de Cliente en Alemania. ............................... 56

Figura 3: Nuevo Mecanismo de Incentivo ................................................................. 57

Figura 4: Número de clientes con Net Metering en Estados Unidos .............................. 64

Figura 5: Diagrama resumen de operación PER. ....................................................... 72

Figura 6: Diagrama resumen de operación concurso 25-12 CNR. ................................ 73

Figura 7: Diagrama resumen de operación concurso CSP. .......................................... 74

Figura 8: Precio de Células Fotovoltaicas de Silicio (US$/Wp) ..................................... 78

Figura 9: Niveles verticales usado en la nueva versión del modelo para generar el mapa eólico. ................................................................................................................. 81

Figura 10: Curva de economía de escala para proyectos hidráulicos (1) ....................... 86

Figura 11: Curva de economía de escala para proyectos hidráulicos (2) ....................... 87

Figura 12: Eficiencia en Generación Eléctrica de Centrales Convencionales y Cogeneración .......................................................................................................................... 94

Figura 13. Esquema metodológico 1 de NREL ......................................................... 103

Figura 14. Esquema metodológico 2 de NREL ......................................................... 107

Figura 15: Propuesta metodológica para estimación de potencial PV ......................... 114

Figura 16: Propuesta metodológica para estimación de potencial Eólico ..................... 118

Figura 17: Estaciones de control fluviométrico asociadas a las cuencas preseleccionadas ........................................................................................................................ 123

Figura 18: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Individual . 134

Figura 19: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Grupal Residencial ........................................................................................................ 136

Figura 20: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Grupal Industrial/Comercial ........................................................................................... 138

Figura 21: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo Promotor ................... 139

Figura 22: Esquema de la Construcción del Modelo ................................................. 165

Figura 23: Resultados del Consumo Eléctrico Residencial Modelado ........................... 166

Figura 24: Casablanca: Curva de Consumo y Generación mensual (kWh) .................. 169

Figura 25: Casablanca: Curva de Consumo, Generación y Neta de un día (kWh) (15 del 9) ........................................................................................................................ 169

Figura 26: Calama: Curva de Consumo y Generación mensual (kWh) ........................ 170

Figura 27: Calama: Curva de Consumo, Generación y Neta de un día (kWh) (15 del 9) 171

Figura 28: Modelos de Negocios Individual a Evaluar Privada y Socialmente .............. 172

Figura 29: Modelos de Negocios Grupal a Evaluar Privada y Socialmente ................... 173

Figura 30: Modelos de Negocios Promotor que no se Evaluara Privada y Socialmente, pero que son complementarios a los Evaluados ............................................................. 173

Figura 31: Costo de instalación de pequeños sistemas FV menores a 100 kW ............. 177



27


Figura 32: Perfil Horario Diario Base Mensual ......................................................... 185

Figura 33: Perfil de tensión para un alimentador bajo carga máxima y mínima ........... 232

Figura 34: Comportamiento frente a falla. ............................................................. 234

Figura 35: Esquema Solicitud Incentivo Clientes. .................................................... 272

Figura 37: Convención de colores aplicada. ............................................................ 288

Figura 38: Potencial eólico región de Arica y Parinacota ........................................... 288

Figura 39: Potencial eólico región Tarapacá ........................................................... 289

Figura 40: Potencial eólico región de Antofagasta ................................................... 289

Figura 41: Potencial eólico región de Atacama ........................................................ 290

Figura 42: Potencial eólico región de Coquimbo ...................................................... 291

Figura 43: Potencial eólico regiones de Valparaíso y Metropolitana ............................ 292

Figura 44: Potencial eólico regiones de O’Higgins y Maule ........................................ 292

Figura 45: Potencial eólico región del BioBio .......................................................... 293

Figura 46: Potencial eólico región de la Aaraucanía ................................................. 293

Figura 47: Potencial eólico regiones de Los Ríos y Los Lagos .................................... 294

Figura 48: Potencial eólico región de Los Lagos (Isla Chiloé) .................................... 294



28


1 INTRODUCCIÓN

El presente documento, ha sido elaborado con el objetivo de diseñar un mecanismo de incentivo para desarrollar proyectos de generación a pequeña escala no mayores a 100 kW instalados, a nivel de distribución, específicamente a nivel de usuarios finales sujetos a fijación de precios, lo anterior, de acuerdo a la Ley N° 20.571. Para ello y como primera etapa, se realiza una revisión a nivel internacional, donde en base a la experiencia y el conocimiento del equipo de trabajo, se preseleccionaron distintas experiencias internacionales, consideradas relevantes en el desarrollo de generación distribuida a pequeña escala (Residencial, Comercial e Industrial). Finalmente, un grupo de ellas fueron escogidas dentro de las experiencias internacionales para su posterior análisis, en función de criterios orientados en la dependencia energética en Chile, como similitud en la operación del mercado eléctrico y normativas para el desarrollo de las energías renovables. Definidas las experiencias internacionales, se identificaron los mecanismos de incentivo existentes, precisando su objetivo u orientaciones, diferenciadas por los distintos países. Además se caracterizaron las distintas tecnologías utilizadas en aplicaciones de generación a pequeña escala. Asimismo, se realizó una revisión de mecanismos o programas nacionales existentes, con el requisito que pudiesen, a juicio del Consultor, tener un enfoque en el desarrollo de generación a pequeña escala con fuentes renovables de energía y cogeneración eficiente, permitiendo identificar particularidades, que podrían ser utilizadas para el desarrollo del instrumento de incentivo que se propondrá. Definidos los distintos mecanismos existentes y caracterización de las tecnologías, se estimó el potencial de aplicación tecnológica, en relación a los recursos renovables disponibles en cada región. Estimado el mercado potencial, se presentan los modelos de negocio en base a la normativa y que serían los modelos a analizar. La siguiente etapa, considera la valorización de la energía generada, tanto para autoconsumo como para la inyección de excedentes a la red de distribución. Para ello, se describe la metodología planteada por la Ley N° 20.571 con el Reglamento preliminar de Octubre de 2012, con el fin de identificar las aristas relevantes de la metodología programada. Una vez identificada la metodología, se desarrolla en esta etapa, un modelo a nivel referencial, que representa la operación de un sistema de autoconsumo,



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permitiendo emular la valorización de la energía autogenerada y los excedentes inyectados. En las siguientes etapas del Estudio, se identifican las barreras existentes en el mercado y se definieron y evaluaron los modelos de negocio más adecuados. Posteriormente, se realizó una evaluación económica privada y una social de un proyecto de generación de electricidad para autoconsumo e inyección a la red de distribución para las tecnología fotovoltaica, biomasa/biogás y cogeneración, en esta evaluación se consideraron los modelos de negocios definidos. Una vez realizada estas evaluaciones, se proponen los escenarios alternativos correspondientes a las evaluaciones económicas. Estos escenarios alternativos corresponden a las sensibilizaciones, y deben representar en cierto modo la línea en la cual deberían ir los incentivos. Motivo de ello las variables que se sensibilizan son costo de inversión, pudiendo representar subsidios, Precio de Nudo, pudiendo representar un Feed in Tariff; y La generación, pudiendo representar mayores eficiencias en los equipos e instalaciones desarrolladas para la autogeneración. En el capítulo 11 se identificaron las barreras técnicas y económicas que existen actualmente para el desarrollo de proyectos que hagan uso de la Ley. Dentro de las barreras técnicas, se encuentran las siguientes de manera general:

• Comportamiento variable de las energías renovables. • Sistemas de comunicación ineficientes. • Redes eléctricas poco robustas. • Falta de estandarizaciones y metodologías.

Así mismo, desde la perspectiva de las barreras económicas se detectaron:

• Altos costos de inversión inicial. • Altos costos de financiamiento y falta de acceso a créditos. • Capacidades reducidas de negociación. • Mercados de capital imperfectos, especialmente en la valoración de beneficios que

generan las fuentes renovables. • No consideración de ahorro producido en las líneas de distribución. • Falta de economías de escalas.

Otro punto desarrollado, es la elaboración de una propuesta del mercado objetivo de un instrumento de incentivo. En este capítulo se proponen los posibles instrumentos de



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incentivos que a juicio de los Consultores se pueden implementar para promover la utilización de la Ley. Cabe destacar, que la propuesta de instrumento de incentivo se encuentra elaborada en función al mercado objetivo. De esta forma en el capítulo 13 se presenta el diseño del mecanismo de incentivo para fomentar el desarrollo de las tecnologías más apropiadas, dimensionando el tipo de beneficio y su monto, escalas de aplicación, período de vigencia, mecanismo de administración y control. El mismo para el caso de los clientes Residenciales se enmarca con el formato de subsidio sobre el costo de inversión y para el caso de los comerciales e industriales es mediante la exención tributaria, el análisis económicos de las distintas alternativas de instrumentos que revisaron se encuentra en el capítulo 10. A continuación del diseño del mecanismo, se elabora, detalla y exponen los resultados de la evaluación económica del mecanismo propuesto. Finalmente, se identifica la normativa que se debe desarrollar o modificar para la implementación, administración y control del mecanismo de incentivo propuesto, según corresponda.



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2 OBJETIVO GENERAL Y ESPECIFICOS

A continuación se exponen los objetivos generales y específicos del presente estudio, los cuales tienen relación con lo expuesto en la propuesta de trabajo presentada.

2.1 Objetivo General

Diseñar un mecanismo de incentivo para fomentar el desarrollo de proyectos de generación de electricidad que puedan hacer uso del derecho que establece la Ley N° 20.571, que regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales, para inyectar la energía que generan a la red de distribución a través de los respectivos empalmes.

2.2 Objetivos Específicos

1. Realizar una descripción técnica y una evaluación económica respecto de las tecnologías y medios de generación de electricidad que puedan hacer uso del derecho que establece la Ley N° 20.571.

2. Diseñar y proponer un mecanismo de incentivo para fomentar el desarrollo de las

tecnologías más apropiadas para la realidad de Chile, en relación a la Ley N° 20.571.

3. Desarrollar conclusiones y recomendaciones respecto de la implementación del

mecanismo propuesto.



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3 ANÁLISIS INTERNACIONAL

El presente capítulo se orienta en el análisis de los mecanismos existentes a nivel internacional para el desarrollo de sistemas de generación a pequeña escala, los cuales serán utilizados como antecedentes para identificar los instrumentos, como así también caracterizar las tecnologías más utilizadas, las que podrían ser implementadas y posteriormente utilizadas para el fomento y desarrollo de proyectos de generación distribuida, valorización de las inyecciones, análisis potencial de mercado y definición de modelos de negocios.

3.1 Modelos Net Metering y Net Billing

El Net Metering y el Net Billing son dos tipos de modelos diferentes que operan o se han desarrollado en distintos países, bajo el principio de la generación distribuida, ésta a su vez se define como la modalidad de generación de energía eléctrica a través de sistemas de pequeña escala, conectadas a la red de distribución eléctrica. Bajo este contexto el Net Metering y el Net Billing se presentan como modalidades de operación, que permiten a clientes residenciales, comerciales e industriales invertir en sistemas de generación propios, conectados a la red de distribución.

En términos simples, tanto el Net Metering (Medición Neta) como el Net Billing (Facturación Neta), permite a los clientes que están conectados a la red de distribución eléctrica, generar su propia electricidad para autoconsumo y a su vez, los excedentes generados, puedan ser inyectados a la red, y remunerados según sea el caso.

3.1.1 Modelo Net Metering (Medición Neta)

De acuerdo a la definición de PURPA (Public Utility Regulatory Policies Act - Servicio de Políticas Públicas Regulatorias de la Ley de los Estados Unidos), el modelo Net Metering mide la diferencia entre los kWh consumidos por el cliente y los kWh generados por dicho cliente de una instalación de generación e inyectado a la red eléctrica. El Net Metering normalmente utiliza un medidor que incrementa por cada kWh que el cliente consume de la red, mientras que de igual forma, disminuye por cada kWh que el cliente genera e inyecta a la red, lo que resulta en una lectura neta.



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Los valores de cada kWh vendido a la compañía de electricidad, tiene el mismo precio que el cliente paga en virtud de un costo de venta.

3.1.1.1 Ejemplo de Modelo NET METERING

En el siguiente esquema de ejemplo se puede comprender la forma que el net metering opera en cuanto a consumo y generación al que estaría afecto el cliente de este modelo.

Clie

nte

A

Consumo Cliente total

en kWh

Generación y entrega

de Cliente total en kWh

kWh netos

900

650

250

• Medidor del Cliente A registra 250 kWh (900 kWh menos 650 kWh). • El Cliente A paga a la Empresa los 250 KWh a precio Cliente (tarifa).

Clie

nte

B

Consumo Cliente total

en kWh

Generación y entrega

de Cliente total en kWh

kWh netos

900

950

-50

• Medidor del Cliente B registra -50 kWh (900 kWh menos 950 kWh). • La Empresa paga al Cliente B los 50 kWh, a precio Cliente (tarifa).

3.1.2 Modelo Net Billing (Facturación Neta)

De acuerdo a la definición de PURPA (Public Utility Regulatory Policies Act - Servicio de Políticas Públicas Regulatorias de la Ley de los Estados Unidos), el Modelo Net Billing mide los kWh consumidos por el Cliente, separado los kWh generados por dicho Cliente mediante un mismo medidor instalado en el lugar. Este esquema utiliza una medición avanzada, que es capaz de grabar por separado la energía consumida y la energía generada, discriminando períodos de tiempo específicos, sean estos, por ejemplo, en Hora de Punta o en Hora Fuera de Punta. El esquema Net Billing permite valorar la utilidad para cada kWh basado en la hora, en un periodo de tiempo, el que puede ser día, mes o año, respecto a la energía consumida y/o generada.



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3.1.2.1 Ejemplo de Modelo NET BILLING

El siguiente ejemplo esquemático permitirá comprender en qué consiste cada uno de los cobros y pagos que contempla el net billing y la forma en que discrimina tanto el consumo de la generación como además los horarios.

CLI

ENTE

A Consumo Cliente total en

kWh

Generación y entrega de

Cliente total en kWh

kWh netos

HP HFP TOTAL

HP HFP TOTAL

HP HFP TOTAL

300 600 900

130 520 650

170 80 250

HP: Hora Punta

HFP: Hora Fuera Punta

Utilizando un Cuadro Tarifario por tiempo de uso, el Cliente A paga a la Empresa:

• 170 kWh al costo de hora punta. • 80 kWh a costo hora fuera de punta.

CLI

ENTE

B Consumo Cliente total en

kWh

Generación y entrega de

Cliente total en kWh

kWh netos

HP HFP TOTAL

HP HFP TOTAL

HP HFP TOTAL

500 400 900

600 350 950

-100 50 -50

• La Empresa paga al Cliente B, 100 kWh a precio de hora punta. • El Cliente B paga a la Empresa:

• 50 kWh a precio de hora fuera de punta.



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3.1.3 Resumen Comparación Net Metering v/s Net Billing

A continuación en la Tabla 10 se presenta un resumen de las principales características de estos dos modelos de operación.

Tabla 10: Comparación Modelos Net Metering v/s Net Billing

NET METERING NET BILLING

Modelo de Medición Neta (Asociado

principalmente a Cantidad)

Modelo de Facturación Neta (Asociado a

Cantidad y Precio)

Existencia de un mismo precio para la venta y

compra de energía.

Existencia de dos precios distintos para la

venta y compra de energía.

Capacidad de generación de propiedad del

cliente

Capacidad de generación de propiedad del

cliente

Utiliza medición bidireccional estándar Tecnología avanzada, mayor costo de

medición

El medidor no separa los KWh consumidos de

los generados por el cliente

El medidor separa los KWh consumidos de los

generados por el cliente

No discrimina el costo en hora de punta y

fuera de punta

Discrimina el costo en hora de punta y fuera

de punta

Reembolsa al cliente la energía a costo de

venta promedio3

Provee al cliente con el valor apropiado para

la energía que genera, basados en día y año

Cargos por consumo de energía son

proporcionales a precio minorista

Capacidad de proporcionar al cliente un

precio que corresponde a la energía

consumida, según la hora del día y año

utilizado

Los resultados puede causar inequidades

entre los que utilizan este esquema y los que,

debido a déficit en la recuperación de ciertos

costos

Apropiadamente asigna y recupera los costos

de transmisión, distribución y otros costos

fijos que están insertos en los costos de cada

kWh

Fuente: Valgesta y Asociación de Sistemas de Energía Municipal de Carolina del Sur.

3 Costo de pliego tarifario correspondiente a cada distribuidora.



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3.2 Revisión de la experiencia internacional

Para el desarrollo de esta sección, es necesario contextualizar las experiencias internacionales en relación con la realidad chilena, en lo relativo al desarrollo de las energías renovables y cogeneración eficiente, en el mercado eléctrico en el cual se encuentran. Para determinar qué países se seleccionarán específicamente, se consideraron en una primera etapa tres aspectos principales. Similitud del mercado eléctrico: Esta variable consiste en que el país seleccionado posea un marco regulatorio donde operen empresas privadas en el sector eléctrico y estén separadas las componentes de generación, transmisión y distribución.

Dependencia de suministros energéticos extranjeros: Analiza si el país satisface su demanda energética total con suministros energéticos propios o depende en un alto porcentaje de importaciones para su abastecimiento. Este aspecto se considera importante debido a que si el país tiene una alta dependencia de combustibles primarios asociados a su suministro energético que importa, se estima que los países están buscando la posibilidad de satisfacer sus consumos o parte de ellos con energías “propias”, principalmente las asociadas a sus recursos propios, con lo que una fracción de su matriz energética, sea cubierta con dichos recursos, es decir, con la implementación de distintas tecnologías, en este caso tecnologías tales como, fotovoltaica, eólica, de tal forma que dicho país será abastecido en parte por “combustibles” primarios existentes en su territorio.

Similitud en el marco normativo específico ERNC: Esta variable evalúa si el país seleccionado integra dentro de su marco normativo eléctrico, normativas y leyes, relacionadas con tecnologías de generación eléctrica mediante fuentes renovables y aplica generación distribuida. Finalmente a estas variables se les asignó un peso específico de manera proporcional, por lo que para efectos de este estudio y primer filtro de selección, estas tres variables tienen la misma ponderación, equivalentes a un 33,3%, de esta manera, si un país no cumple con dos de los tres aspectos es clasificado como poco similar, por lo tanto no entraría dentro del análisis del estudio. Lo anterior se debe, a juicio del Consultor, a que los tres aspectos son transversales, en relación a la operación de un mercado eléctrico que integra energías renovables en su funcionamiento. Cabe destacar que inicialmente a este filtro el Consultor en base a su experiencia fueron preseleccionados 17 países, los cuales presentan importantes



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desarrollos en materia de utilizar fuentes de energías renovables para generación eléctrica, a pequeña y gran escala, este conjunto de países fueron los que se analizaron en función a las tres variables señaladas respecto a su similitud con Chile. Producto de lo anterior, a continuación, se exponen los distintos países revisados y los resultados obtenidos de su análisis en la Tabla 11 y Tabla 12.4

4 Tabla 2 y 3 editable en Anexo A Excel.



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Tabla 11: Información de las experiencias selectas para el análisis (Parte 1). Nº PAÍS SIMILITUD MERCADO ELÉCTRICO

DEPENDENCIA ENERGÉTICA

MARCO NORMATIVO

1 ALEMANIA

Mercado eléctrico liberado. El estado estáencargado de fiscalizar y regular el sistemaeléctrico del país. Están diferenciadas lageneración transmisión y distribución. Posee unmercado mayorista y minorista, que opera através de agentes.

ALTA

A través del Renewable Energy Sources Act(Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG) 2004,Alemania ha desarrollado distintos instrumentos ymecanismos para el desarrollo y uso de energíasrenovables a gran y pequeña escala. Se destacanlos programas de financiamiento de sistemasrenovables por medio de préstamos blandos através del KWF BANKENGRUPPE, subsidios a lainversión y mecanismos de Feed in Tariff parafuentes de energías renovables.

2 FRANCIA

Mercado eléctrico liberado. El estado a través dela comisión de regulación de energía (cre) estáencargado de fiscalizar y regular el sistemaeléctrico del país. Están diferenciadas lageneración transmisión y distribución.

ALTA

A través Le Grenelle de l'Environnement, Franciaha desarrollado políticas con el fin de promover eldesarrollo de las energías renovables en el largoplazo. Esta política fomenta el desarrollo tanto apequeña y gran escala.

3 INGLATERRA

Mercado eléctrico liberado. Venta energía através de mercado spot. La dirección general desuministro eléctrico (DGES) está encargada defiscalizar y regular el sistema eléctrico del país.Están diferenciadas la generación transmisión ydistribución.

ALTA

Actualmente la ley White Paper presenta unareforma al sistema eléctrico inglés, permitiendodiversificaR la matriz energética, potenciando eluso de energías renovables en especial la energíaeólica oceánica y la eficiencia energética. La leyPPS22 de Energías Renovables, es la política deplanificación nacional de energía renovablepublicada en el 2004, esta va acompañada de unaguía, la cual fija las directrices de planificación ydesarrollo de programas de energía renovables através de Inglaterra de gran y pequeña escala.

4 ESPAÑA

Mercado eléctrico liberado e integrado conPortugal. Venta energía a través de mercadospot operado por el operador de mercadoeléctrico (OMELl). La comisión nacional deenergía (CNE) supervisa y regula la calidad delservicio eléctrico. Están diferenciadas lageneración transmisión y distribución.

ALTA

De acuerdo con el Plan Nacional de Acción deEnergías Renovables 2011-2020, permite alGobierno la elaboración de los planes de energíasrenovables con el fin de alcanzar los objetivosnacionales de energía renovable. Permitiendoincorporar en la estrategia nacional de energía, eldesarrollo de sistemas de generación con fuentesrenovables de gran y pequeña escala.

5 PORTUGAL

Mercado eléctrico liberado e integrado conEspaña. Venta energía a través de mercado spotoperado por el operador de mercado eléctrico(omel). La comisión nacional de energía (cne)supervisa y regula la calidad del servicioeléctrico. Están diferenciadas la generacióntransmisión y distribución.

ALTA

La ley DL 363/2007 bonifica la generación deelectricidad a través de cualquier sistemarenovable con una potencia inferior a 3,68 kW. Con la excepción de la biomasa, el pago de estasbonificaciones está orientado a la instalación deenergía solar térmica en el mismo lugar. Elesfuerzo del gobierno por promocionar la energíasolar térmica, esto se debe a su necesidad dealcanzar los objetivos que se habían puesto para2010. Hasta ahora, sólo hay instalados 390.000m2, menos de la mitad del millón que habíaprevisto.

6 DINAMARCA

Mercado eléctrico liberado e integrado por elnord pool spot (Noruega-Suecia-Finlandia-Dinamarca). La regulación del mercado eléctrico,es compartida entre los países integrantes delnord pool. Pero cuenta con institucionesnacionales que trabajan en conjunto. Los estados tienen carácter de reguladores.

ALTA

Estrategia Danesa de la Energía para 2050 eslograr el 100% de independencia de loscombustibles fósiles en la matriz energéticanacional para el año 2050. En un primer paso paraeliminar completamente los combustibles fósiles,el gobierno apunta a la caída en el consumo depetróleo, gas y carbón en un 33% entre 2009 y2020. Esta estrategia potencia el desarrollo defuentes renovables, para la generación eléctrica ytérmica.

7 EE.UU.

Mercado eléctrico liberado. El estado y gobiernosfederales están encargados de fiscalizar yregular el sistema eléctrico del país. Estándiferenciadas la generación transmisión ydistribución. Posee un mercado mayorista yminorista, que opera a través de agentes o bulkpower.

BAJA

The Energy Policy Act of 1992 (EPAct 1992)proporcionan incentivos y mecanismos paraapoyar el desarrollo de los recursos energéticosrenovables. La Executive Order 13514 se amplía lareducción de energía y medio ambiente de laOrden Ejecutiva 13423 por lo que la gestión degases de efecto invernadero, es una prioridadpara el Gobierno Federal. La Orden define losrequisitos, objetivos y los plazos para que lasagencias federales, definan políticas para el usode energías renovables en general, como laspolíticas de contratación de gran y pequeñaescala.

8 CANADÁ

Mercado eléctrico liberado. El estado y gobiernosfederales están encargados de fiscalizar yregular el sistema eléctrico del país. Estándiferenciadas la generación transmisión ydistribución. Posee un mercado mayorista yminorista, que opera a través de agentes o bulkpower.

BAJA

Cartera de políticas PRINCE EDWARD ISLAND parael desarrollo de fuentes alternativas de energía.Exige que los proveedores de electricidad obtenerun porcentaje mínimo de su suministro deelectricidad a partir de fuentes de energíarenovables. El porcentaje requerido aumenta conel tiempo.

Fuente: International Energy Agency (IEA), Valgesta



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Tabla 12: Información de las experiencias selectas para el análisis (Parte 2).

9COREA DEL

SUR

El estado es el órgano regulador, mercadoeléctrico abierto. (KEPCO) es la única empresa ala cual los generadores pueden vender suenergía, el gobierno posee el 51% de laempresa. Están diferenciadas la generacióntransmisión y distribución.

ALTA

En el año 2003 se puso en marcha el denominadoTen Year Nacional Basic Plan for New & RenewableEnergy (NRE) Technology Development andDissemination, un plan a diez años centrado en eldesarrollo e instalación de sistemas de energíasrenovables a lo largo de todo el país de gran ypequeña escala.

10 JAPÓN

Mercado eléctrico liberado. Venta energía através de contratos. El estado a través del (NSO)regula la calidad del servicio eléctrico. Estándiferenciadas la generación transmisión ydistribución.

ALTA

En junio de 2010, el gobierno japonés revisó supolítica a largo plazo de energía, para hacer frente al crecimiento económico, la seguridad energéticay la mitigación del cambio climático. De acuerdocon este plan estratégico, la proporción de energía renovable para el suministro de energía primariase fija para alcanzar un 10% para el año 2020siendo el nivel actual de aproximadamente un 5%.

11 AUSTRALIA

Mercado eléctrico liberado. Venta energía através de mercado mayorista (NEM). El estadoestá como ente fiscalizador y regulador. Estándiferenciadas la generación, transmisión ydistribución.

BAJA

A través del Energy White Paper (EWP), se definenuna serie de iniciativas políticas energéticas, quese establecen en Australia en el largo plazo, parareducir las emisiones de efecto invernadero delsector energético, y seguir desarrollando laindustria energética renovable en Australia.

12NUEVA

ZELANDA

Mercado eléctrico liberado. Venta energía através de contratos y tarifas reguladas. Elministerio de economía y la autoridad eléctrica(EANZ) están como entes fiscalizadores yreguladores. Están diferenciadas la generación,transmisión y distribución.

ALTA

A través del ministerio de economía y desarrollo,han desarrollado una nueva ley eléctrica, la cualcontiene medidas para mejorar los incentivos para la industria y sus participantes, mejorar la gestiónen la seguridad del suministro, y para hacercampañas y programas de conservación delrecurso a través de la autoridad de conservaciónde la energía y eficiencia energética.

13 BRASIL

El estado es el órgano regulador, mercadoeléctrico abierto, si bien el estado licita bloquesde energía, las adjudicaciones son a través deprivados. Están diferenciadas la generacióntransmisión y distribución.

BAJA

En el 2002, Brasil aprobó la Ley 10.438 que crea elprograma de incentivos para fuentes alternativasde energía. Esta ley tiene la finalidad de otorgarincentivos a pequeñas hidroeléctricas, eólicas yplantas termoeléctricas de biomasa que seconecten a la red de transmisión nacional, de estamanera cumplir con el 10% de la generacióneléctrica con fuentes de energías renovables.

14 ARGENTINA

El estado es el órgano regulador del mercado,mercado eléctrico abierto, inversiones a travésde privados y el estado. Están diferenciadas lageneración transmisión y distribución.

BAJALey 26.190, apunta a cumplir con el 8% delconsumo de fuentes renovables en 10 años.

15 COSTA RICA

El estado es el órgano regulador del mercado através del instituto costarricense de electricidad(ICE) y la autoridad regulatoria de serviciospúblicos, inversiones a través del estado yprivados.

ALTA

Estrategia Nacional para el Descarbonización de laEconomía / Estímulos para Proyectos con EnergíasRenovables. El objetivo es reducir la dependenciade los combustibles fósiles y al mismo tiempopromover la electrificación de los métodos detransporte terrestre, la modernización deltransporte vehicular de personas y bienes, laregionalización del transporte, reforzar el uso deltransporte multimodal y de las políticas deeficiencia energética en la industria y consumogeneral.

16 PERU

Mercado eléctrico liberado, venta de energía através de mercado spot y por contrato. Ladirección general de electricidad (DGE) y elorganismo supervisor de la inversión en energíay minería (OSINERGMIN) supervisa y regula elservicio eléctrico. Están diferenciadas lageneración transmisión y distribución..

BAJA

Perú cuenta con dos leyes que promueven eldesarrollo de las energías renovables, estas son:Ley 28054 de 2007 tiene por objeto promover lainvestigación y el desarrollo de biocombustibles yestablecer la estructura general del mercado delos biocombustibles. Ley 1002 de 2008 identifica eldesarrollo de la electricidad procedente defuentes renovables y lo establece como unanecesidad pública de interés nacional, designa alMinisterio de Minas y Energía como responsabledel diseño de la política nacional de energíarenovable menor a 20MW.

17 URUGUAY

Mercado eléctrico liberado, venta de energía através de mercado spot y por contrato. Estándiferenciadas la generación, transmisión ydistribución. La administración del mercadoeléctrico (ADME) opera y administra el despachonacional de cargas. La unidad reguladora deservicios de energía y agua (URSEA) fiscaliza elservicio eléctrico. La administración nacional deusinas y trasmisiones eléctricas (UTE) empresapropiedad del estado mantiene una importantepresencia en el mercado.

ALTA

Ley Nº 18.585 referente a la Promoción de laEnergía Solar Térmica, que declara el interésnacional la investigación, desarrollo y formaciónen su uso. Adicionalmente la Ley concederá lasexoneraciones previstas en la Ley de Promociónde Inversiones para la fabricación,implementación y utilización de este tipo deenergía. No existe ley específica para eldesarrollo de las energías renovables.

Fuente: International Energy Agency (IEA), Valgesta



40


En la Tabla 11 y Tabla 12 se describen los aspectos definidos para el segundo filtro de los países preseleccionados, en base a sus similitudes con Chile. Como se observa, en color verde las experiencias y aspectos de gran similitud (Muy Similar), en color amarillo los que tienen un menor grado de similitud (Similar) pero que igual cumplen con un estándar para ser potencialmente preseleccionados en esta etapa y posteriormente de acuerdo a filtros más específicos al Estudio se determinaran cuales serán estudiados, por último, en color rojo se destacan los países con una baja similitud (Poco Similar) y, en consecuencia, quedarían descartados para el análisis de las experiencias internacionales a estudiar. Lo anterior se expone de manera resumida en el siguiente esquema.

Figura 1: Preselección de Países por Similitud con Chile.

Fuente: Valgesta.

A modo de resumen, se destacan las siguientes características identificadas en el análisis realizado:

• De los países analizados (17 países), 11 presentan una alta dependencia energética. Lo anterior quiere decir que, al igual que Chile, dependen de suministros extranjeros para satisfacer su demanda interna de combustible. En



41


contraparte EE.UU., Canadá, Australia, Brasil, Argentina y Perú presentan una importante industria nacional petrolera y de combustibles.

• En relación a la normativa vigente, 14 países presentan una legislación que

fomenta el desarrollo de energías renovables para generación eléctrica de gran y pequeña escala. Si bien Argentina cuenta con una legislación que fomenta las energías renovables, la intervención del estado en la definición de tarifas eléctrica, y como principal ente en el desarrollo de líneas de transmisión, hace que no clasifique en el estudio, al ser poco comparable esa realidad a la del mercado eléctrico chileno.

• En el caso de Perú, este cuenta con leyes que promueven el desarrollo de las

energías renovables en relación a los biocombustibles y fuentes renovables hasta 20 MW. Sin embargo, Perú no cuenta con legislación que fomente las energías renovables y Net Metering o Net Billing, por lo tanto, no fue considerado dentro de los países preseleccionados para ser estudiados.

• Uruguay y Nueva Zelanda, presentan una legislación orientada al uso de energía

solar para aplicaciones térmicas. Si bien, ambos países cuentan con leyes específicas para el desarrollo puntual de tecnologías e investigación en fuentes renovables en aplicaciones a gran escala, aún no han desarrollado políticas específicas correspondientes a Net Billing. Cabe destacar, que en el caso de Uruguay si ha habilitado la microgeneración conectada a la red a partir de fuentes de Energías Renovables desde el Modelo Net Metering.

• En relación a los resultados obtenidos del análisis internacional, se pudieron

identificar principalmente cinco diferentes mecanismos orientados a incentivar la generación eléctrica a pequeña escala para uso residencial, comercial e industrial.

Finalmente y en relación a los aspectos de similitud analizados en los países preseleccionados, se revisaron las características relevantes en torno a los mecanismos de incentivos a nivel internacional, los cuales están enfocados al desarrollo de sistemas de generación a pequeña escala para uso residencial, comercial e industrial. A continuación, se resume en la siguiente tabla, clasificadas por país y tipo de mecanismo, la cantidad de instrumentos que se detectaron en la revisión de experiencias internacionales. Es importante destacar que en esta preselección de países y mecanismos se consideraron tanto el Modelo Net Metering como el Modelo Net Billing.



42


Tabla 13: Revisión Internacional

País Descripción Capacidad Sector Tecnología Instrumento de

Apoyo

Alemania

El sistema principalmente es

de tipo Net Metering en

Alemania dado que permite al

consumidor obtener una

prima asociada a los

excedentes de producción,

sumado esto, al hecho de que

el autoconsumo constituye en

sí mismo un ahorro para el

consumidor o cliente.

En Alemania desde el 2001

hasta el 2012, existió un

programa de feed-in-tariffs,

consistente en pagar un valor

de app. 0,5 US$/kWh

inyectado a la red de

distribución. Actualmente

este valor se encuentra en el

orden de los 0,2 US$/kWh

inyectado a la red de

distribución. Dado este

mecanismo en que se pagaba

un precio distinto al de la

“tarifa” de consumo se

consideraría un Modelo de

tipo Net Billing..

Se llega a

generar entre

25% a 35% de

la energía

requerida por

Alemania en

instantes del día

(días soleados),

principalmente

con tecnología

solar y algo

eólica

Residenciales,

comerciales,

industriales y

sectores rurales

(Principalmente

tecnología

Fotovoltaica)

Fotovoltaica

(860.000

instalaciones a

finales del 2010)

Múltiples

Energías

Renovables

Feed in Tariff

Préstamo Blando

Subsidio

Exención de

Impuestos



43


Australia

En Australia se opera con dos

modelos de tarifas, El Net

Model, corresponde a la

valorización de los excedentes

netos inyectados a la red,

donde el precio de la energía

corresponde a un FIT o

Premium Price. Mientras que

el Gross Model, corresponde

al pago de cada kW/h

generado por el sistema

residencial, comercial o

industrial conectado a la red

de distribución. Dada la forma

de operar se considera que el

modelo de Australia es más

de tipo Net Billing que Net

Metering.

5 kW – 200 kW

(Dependiendo

del estado) 5

En el caso de los

subsidios las

capacidades van

de 1,5 kW a 10

kW.

RE – CO - IND6

Fotovoltaica

Fotovoltaica y

Eólico

Feed in Tariff7

Subsidio

Canadá

Las regiones de Columbia

Británica, Ontario, Québec,

Nueva Escocia y Manitoba

cuentan con una regulación

de Net Metering. Las

empresas distribuidoras

implementaron programas de

mejora para la aplicación del

Net Metering.

Fotovoltaica

Múltiples

Energías

Renovables

Exención de

Impuestos

Feed in Tariff

Subsidio

Dinamarca

Dinamarca, cuenta con un

sistema de Net Metering para

instalaciones fotovoltaicas,

esta medición ha sido una

manera barata, fácil de

administrar y efectiva para

estimular el desarrollo de

sistemas fotovoltaicos.

RE – CO - IND

Eólico

Fotovoltaica

Múltiples

Energías

Renovables

Exención de

Impuestos

Feed in Tariff

Subsidio

5 Ver Tabla 17 6 Ver Tabla 17 7 Ver Tabla 17



44


EE.UU.

EE.UU. tiene como parte de

su Ley de Política Energética,

que todas las empresas

operadoras que sean públicas

deben ofrecer a sus clientes

de acuerdo a sus

requerimientos Net Metering.

Depende del

estado8

RE – CO - IND910

Fotovoltaica

Múltiples

Energías

Renovables

Exención de

Impuestos

Subsidio

España

En España la norma técnica

relacionada con Net Metering

se encuentra pendiente.

100 kW Fotovoltaica Feed in Tariff

Francia

En Francia la energía que se

produce por generadores

domésticos puede ser

vendida y esta es valorizada a

un precio mayor que la que el

cliente paga por el consumo

Fotovoltaica

Múltiples

Energías

Renovables

Amortización

Acelerada

Exención de

Impuestos

Feed in Tariff

Préstamo Blando

Subsidio

Japón

Japón actualmente posee un

programa de energía

fotovoltaica, el cual permite a

los clientes que vendan la

energía generada por estos

sistemas a la empresa

eléctrica correspondiente. Se

recomienda vender toda la

energía generada y comprar

la consumida a un menor

precio.

RE – CO - IND Fotovoltaica Feed in Tariff

Subsidio

Fuente: International Energy Agency (IEA), Valgesta.

Los resultados generales obtenidos por el análisis internacional, permitió identificar tipos de instrumentos, los cuales están clasificados en 5 mecanismos distintos de incentivo que son Amortización Acelerada, Exención de Impuestos, Feed in Tariff, Préstamo Blando y Subsidio. Del análisis, se identificaron los siguientes mecanismos más relevantes: el Feed in Tariff y Subsidio a la Inversión. Ellos se destacan como los más utilizados como

8 Ver Tabla 18 9 Los clientes industriales están también considerados en los comerciales, como se aprecia en la Tabla 18. 10 Ver Tabla 18



45


incentivo para al desarrollo del Net Billing, entendiendo que en general se valoriza de manera mensual la energía inyectada con la energía consumida, y los precios son diferentes, representando un 47% y 38% respectivamente. Como tercer mecanismo, se encuentra aquel asociado a la exención de impuestos, con un 21,4%. En la Tabla 14 se ve de manera general las características de los mecanismos/instrumentos por países, que están asociados a los modelos Net Metering o Net Billing, cabe destacar que en la mayoría de los países se menciona el Modelo Net Metering como base, pero lo que realizan en muchos casos es más similar al concepto de facturación neta (Net Billing), luego, no existe una separación explícita.

Tabla 14: Resumen de las características los Mecanismos/Instrumentos por Países

País

Tipo de Mecanismo/ Instrumento

Año Inicio

Descripción Tecnología

Alemania Préstamo

Blando 1997

Plazo de 10 a 20 años, con tasa

preferencial bajo un 1% o 2% sobre

el mercado.

Múltiples Energías Renovables

Alemania Subsidio 2006

Fondos para el desarrollo (I+D) de

proyectos de generación

fotovoltaica a nivel industrial.

Fotovoltaica

Alemania Subsidio 2011

Fondos para el desarrollo (I+D) de

proyectos de generación con nuevas

tecnologías e integración con redes.


Alemania Feed in Tariff 2012

Tarifas especiales para pequeños

generadores comerciales

fotovoltaicos de hasta 500 kV.

Fotovoltaica

Australia Feed in Tariff 2007 Para proyectos de generación

fotovoltaica residencial. Fotovoltaica

Australia Feed in Tariff 2008

Para proyectos de generación

fotovoltaica residencial en South

Australian hasta 5 kW.

Fotovoltaica



fotovoltaica residencial en

Queensland hasta 5kW.

Fotovoltaica



fotovoltaica residencial en Victoria

hasta 5kW y 100kW comercial por

un plazo de 15 años.

Fotovoltaica

Australia Subsidio 2008

Para la construcción de sistemas

fotovoltaicos en escuelas públicas y

privadas.

Fotovoltaica



fotovoltaicos residenciales de hasta

1,5 kW.

Fotovoltaica



46




fotovoltaicos comunitarios de hasta

10 kW.

Fotovoltaica



fotovoltaica empresas y

comunidades hasta 30kW en todo el

territorio australiano.

Fotovoltaica



fotovoltaica residencial hasta 5kW

en el territorio oeste australiano.

Fotovoltaica




en New South Wales por 7 años.

Fotovoltaica y Eólico

Dinamarca Exención de

Impuestos 1997

Bajo esta ley, las personas que

participan en la cooperativas

(Bürgerwind) para generación eólica

pueden elegir entre una tributación

normal o simplificada, donde no hay

impuestos por 4 años, el resto se

grava al 60% del tipo impositivo

normal.

Eólico

Dinamarca Feed in Tariff 1998

Net-metering para instalaciones

fotovoltaicas de propiedad privada,

se compra la energía al mismo

precio que la compañía eléctrica

vende la electricidad.

Fotovoltaica

Dinamarca Feed in Tariff 2004



durante los primeros 10 años.

Fotovoltaica

España Feed in Tariff 2010

Diferenciado por potencia instalada,

5% residencial hasta 5kW, 25%

comercial hasta 21-100kW y en

tierra 45% sobre 100 kW

Fotovoltaica

Reino Unido Feed in Tariff 2010

Para pequeñas unidades de

generación. Hidro menor a 15 kW,

solar menor a 4 kW y eólica menor a

1,5 kW. Por 20 años.


Canadá Feed in Tariff 2006

Para pequeñas fuentes de

generación renovable. Diferenciados

hasta 100 kW y entre 100 kW hasta

1.000kW.


Canadá Feed in Tariff 2009 Para proyectos de generación hasta

10 kW residenciales. Fotovoltaica

Canadá Subsidio 2009

Para desarrollo de I+D en proyectos

de generación renovable a pequeña

escala.


Japón Subsidio 1994 Costos de adquisición para módulos

FV hasta 10 kW Fotovoltaica



47


Japón Subsidio 2009

Costo de Inversión Total para

unidades de generación

fotovoltaicas residenciales de hasta

10 kW

Fotovoltaica

Japón Feed in Tariff 2009


fotovoltaica residencial hasta 10 kW

por los primeros 10 años desde su

inicio de operación.

Fotovoltaica

Corea del sur Subsidio 2009

Costo de Inversión Total para

unidades de generación fotovoltaica

y eólicas residenciales.


Portugal Feed in Tariff 2007


fotovoltaica residencial hasta 5 kW y

hasta 150 kW para comerciales.

Fotovoltaica

Portugal Feed in Tariff 2010

Tarifa de venta eléctrica, igual al

costo de compra de electricidad del

suministro eléctrico. (Régimen

General) Durante los primeros 5

años desde el inicio de sus

operaciones (Régimen de

Bonificación)


Francia Subsidio 1995

Costo de Inversión total para

unidades de generación rurales,

pequeña escala.



Costo de Inversión total para

unidades de generación en zonas

aisladas, pequeña escala.



Para realización de estudios de

factibilidad y diagnostico para

generación con fuentes renovables y

eficiencia energética a escala

industrial y residencial.


Francia Exención de

Impuestos 2002

Reducción del IVA en equipos de

generación renovables, para ser

instalados en casas residenciales en

un 5,5%. (Ley de Presupuesto 2003)


Francia Exención de

Impuestos 2002

Reducción del IVA en equipos de

generación renovables, para ser

instalados en casas nuevas

residenciales en un 15%. (Ley de

Presupuesto 2003)


Francia Amortización

Acelerada 2003

Industrias pueden amortizar

inversiones en fuentes de

generación renovable en un 100%

en el primer año de operación del

proyecto.


Francia Feed in Tariff 2010

Tarifa diferenciada para proyectos

fotovoltaicos menores a 9kW,

residencial. 9kW hasta 31kW

comunitario y 31kW hasta 100kW

comercial.

Fotovoltaica



48


EE.UU. Feed in Tariff 1992 Para instalaciones de generación

renovable residenciales 10kW. Múltiples Energías Renovables

EE.UU. Subsidio 1992

Para instalaciones de generación

renovable pequeños, eólica 100kW,

geotérmica 2MW y cogeneración

hasta 50MW.



Para instalaciones de generación

renovable residenciales de hasta

30kW.



Integración de energía solar a nivel

residencial a nivel de inversión. "The

California Solar Initiative"

Fotovoltaica

EE.UU. Exención de

Impuestos 2008

Para todos los medios de generación

con fuentes de energía renovables. Múltiples Energías Renovables

EE.UU. Subsidio 2009 Para la investigación y desarrollo de

tecnología aplicada a Smart Grid. Múltiples Energías Renovables

Fuente: International Energy Agency (IEA), Valgesta A continuación, son caracterizados los distintos mecanismos de incentivos utilizados a nivel internacional, cabe señalar que las ventajas y desventajas de estos mecanismos se analizarán en los capítulos posteriores en función al desarrollo del Estudio, principalmente en función a como impactaran en los modelos de negocios cuando se efectúen las respectivas evaluaciones económicas privadas y sociales. Amortización Acelerada (Depreciación Acelerada): A través de este mecanismo las empresas industriales y comerciales, que invierten en proyectos de energías renovables, tienen la posibilidad de solicitar la amortización acelerada de las inversiones asociadas. Por ejemplo, el 100% en un año, siempre y cuando dispongan de una estructura fiscal compatible. Exención de Impuestos: Este mecanismo permite un descuento en los impuestos que gravan los componentes de generación eléctrica renovable para uso residencial, comercial e industrial. Liberan mediante una disposición legal la obligación de pagar, la totalidad o de manera parcial, las contribuciones al Estado. Cabe mencionar que la exención de impuestos y la franquicia tributaria no son el mismo concepto, ya que la exención de impuestos libera por disposición legal de la obligación de pagar impuestos al Estado. Franquicia Tributaria: Este mecanismo entrega un beneficio que permite disminuir la carga tributaria u obtener recursos no tributables. En general en los países revisados no se han visto mecanismos asociados a franquicia tributaria, sin embargo, se considera en esta etapa dado que podría ser una alternativa a evaluar.



49


Feed in Tariff o FIT: Este mecanismo permite impulsar el desarrollo de proyectos de generación renovable, mediante el establecimiento de una tarifa especial, premio o sobre precio, por unidad de energía eléctrica inyectada a la red. Es decir, se interviene el precio de mercado de la electricidad que es recibido por el generador residencial, comercial e industrial. Esto permite obtener precios más competitivos en relación con el menor precio que será pagado por concepto de venta de energía eléctrica por parte de la empresa distribuidora eléctrica. Préstamo Blando: Este mecanismo corresponde al otorgamiento de préstamos en condiciones preferenciales para el desarrollo de proyectos de generación renovables, los cuales se destacan por ofrecer menores tasas de interés en comparación al mercado y/o plazos o periodos de pago más prolongados. Estos tienen como objetivo financiar parte o la totalidad del costo de inversión de un sistema de generación renovable. En los países estudiados, en general, este tipo de mecanismo son ejecutados a través de entidades públicas y privadas. Subsidio: Este mecanismo corresponde a un incentivo económico, orientado a la inversión, que permite reducir en un porcentaje determinado, los costos asociados a la implementación de un sistema de generación renovable residencial, comercial e industrial. Realizado el análisis y especificados los mecanismos de incentivo identificados a nivel internacional, se definieron, en relación al objetivo u orientación, las distintas tecnologías utilizadas para generación distribuida a pequeña escala (aplicada a Net Metering o Net Billing). Lo anterior se ve expresado en la Tabla 13, en función a la orientación de los instrumentos utilizados por los países en estudio.

De los instrumentos analizados, la energía solar fotovoltaica representa un 45% de las aplicaciones, esto significa que existen 19 instrumentos orientados específicamente al desarrollo de sistemas de generación residencial, comercial e industrial con esta tecnología. En segundo lugar, los instrumentos orientados a múltiples energías renovables (Solar Fotovoltaica, Eólica, Biomasa, Hidráulica) representan un 50% de los mecanismos de incentivo, es decir, su enfoque u objetivo es promover distintos sistemas o tecnologías renovables para uso en sistemas de generación distribuidas a pequeña escala. Sin embargo lo anterior, en la Tabla 13 se aprecia claramente que los instrumentos que se utilizan, en su mayoría, consideran la tecnología fotovoltaica. Es importante señalar que independientemente de los instrumentos y tecnologías consideradas para los países estudiados en la Tabla 13, se considerará también para el análisis la tecnología de cogeneración.



50


Cabe destacar que actualmente Brasil y España, cuentan con las normas y leyes aprobadas para el desarrollo del Net Metering, pero no cuentan con el reglamento técnico que regule el pago de la inyección y la operación de estos sistemas con la red de distribución. En contraparte, Costa Rica posee un programa piloto de Net Metering, el cual tiene como objetivo adquirir experiencia sobre tecnologías y operación del sistema eléctrico del país. En términos generales, se destaca la energía Solar FV para aplicaciones de generación residencial, comercial e industrial, la cual representa un 45% de los instrumentos utilizados en los países estudiados para el desarrollo Net Metering y Net Billing y con esto el autoconsumo. En la tabla siguiente, se presenta a modo de resumen la situación actual de balance neto en algunos países. Cabe destacar que cuando se hace referencia al Net Metering Mixto se está indicando que el tipo de remuneración es de tipo balance neto (Net Metering) y facturación neta (Net Billing).

Tabla 15: Situación Actual Balance Neto

Fuente: Agencia Andaluza de la Energía.



51


3.3 Países Específicos Seleccionados

Una vez efectuado el análisis internacional de los países preseleccionados, y ahora considerando la utilización de los mecanismos que fomentan el Net Billing, como así también, a la caracterización de tecnologías utilizadas, se seleccionaron 4 países plenamente comparables con el caso en estudio, los cuales han abordado el desarrollo de políticas de Net Metering y/o de Net Billing, a través de diferentes mecanismos de incentivo. Los mismos se detallan a continuación.

Tabla 16: Países destacados.

Países Amortización Acelerada

Exención de Impuestos

Feed in Tariff Préstamo Blando

Subsidio

Alemania -

Rebaja en los pagos de impuestos para las empresas distribuidoras eléctricas, las cuales hayan comprado al menos un 50% de la energía que venden a fuentes de energías renovables fluctuantes (Eólica y Solar)

Flexibilidad Tarifaria instalaciones de biogás nuevas y existentes. Como para sistemas Fotovoltaicos. A fines del año 2010 ya disponían de 860.000 instalaciones con tecnología solar.

Programas de financiamiento en condiciones preferenciales a través del Bankengruppe (KfW), entre 10 y 20 años plazo, con tasas de interés de 1% a 2% por debajo de los niveles de interés del mercado.

Mecanismos de subsidios, que proporciona incentivos para incorporar energías renovables en las viviendas, comercio e industria. Además para el desarrollo de nuevas tecnologías solares.

Australia - -

Flexibilidad Tarifaria caracterizada por potencia instalada y por estado. Opera con dos modelos de tarifas Net y Gross. Duración hasta 20 años.

-

El subsidio se aplica a los primeros 1,5 kW instalados y a los primeros 10 kW para sistemas remotos. Asocia montos de subsidio, desde US$ 750 hasta US$ 1.100 dependiendo de la zona del país.



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EE.UU. -

Ley de Política Energética Federal del 2005 (HR 6, sec. 1335), el cual estableció un crédito fiscal del 30% (hasta USD 2.000)

- -

Provee pagos de incentivos financieros para nuevas instalaciones de generación de energía renovable a pequeña escala. Reciben incentivos anuales de 1,5 centavos de dólar por kilowatt-hora (1993 USD e indexado por CPI) durante los primeros 10 años de su operación de cada año fiscal. Programa Iniciativa Solar de California (CSI) Programa Connecticut Solar Lease Program.

Francia

Amortización acelerada de los costos de inversión hasta en un 100% en un año, siempre y cuando se posea la estructura fiscal para utilizar este bono.

Exención tributaria (IVA) equivalente a un 5,5% aplicable a los equipos de generación renovables eléctricos en casas usadas y un 15% en casa nuevas.

Flexibilidad Tarifaria caracterizada por potencia instalada y características de instalación.

Financiamiento a través del Banco de Desarrollo Francés con garantía estatal con plazo máximo hasta 15 años.

Subsidio hasta en un 50% en los estudios de factibilidad técnica y económica para el diseño y diagnóstico de sistemas de generación renovables.


En relación a la tabla anterior, a continuación se describen con mayor detalle las características generales de cómo operan estos mecanismos en los países seleccionados. Cabe señalar que la selección de estos países, respondió al ámbito transversal que presentan, en relación al uso de los distintos mecanismos identificados a nivel internacional.

3.3.1 Alemania

En la actualidad, la reforma de la Ley de Energías Renovables, o Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), recientemente entrada en vigor (EEG 2012), ha centrado los esfuerzos de Alemania en potenciar el uso de energías renovables, en el marco de importantes cambios en la infraestructura eléctrica del país, producto de la desnuclearización del parque generador alemán. Para ello, los principios básicos de la reforma al EEG se fundamentan en dar prioridad de compra, transporte y distribución de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables. Además el sistema de compensación tarifaria o Feed in Tariff (Feed-Legal) se mantiene sin cambios, permitiendo mantener



53


precios competitivos de energía renovable en el largo plazo. Para ello, el EEG desarrolló las siguientes estrategias para la producción eléctrica con energías renovables y su integración en el mercado.

• Desarrollo de un mercado Premium (para todas las energías renovables, y obligatorio desde el 2014 para las nuevas instalaciones de biogás).

• Flexibilidad Tarifaria o Prima (para instalaciones de biogás nuevas y

existentes).

• Una rebaja en los pagos de impuestos para las empresas de servicios que vendan electricidad, las cuales hayan comprado al menos un 50% de la energía que venden a fuentes de energías renovables fluctuantes (Eólica y Solar).

• Integración de sistemas fotovoltaicos, en los instrumentos tarifarios o Feed in

Tariff, así como el apoyo en la gestión para el EEG. En base a lo anterior, el sistema en Alemania principalmente está enfocado en un Modelo de tipo Net Billing, el que permite al consumidor (cliente) obtener una prima asociada a los excedentes de producción, sumado esto, al hecho de que el autoconsumo constituye en sí mismo un ahorro para el cliente. Esta tarifa preferencial incentiva a que las instalaciones residenciales, comerciales e industriales, puedan aportar a la red de distribución sus excedentes de electricidad generada a través de tecnologías renovables. Para ello, el gobierno alemán instó a las compañías eléctricas a comprar la electricidad proveniente de fuentes renovables con una tarifa especial (Feed in Tariff), la cual desde el año 2000, permite al usuario tener claridad en el retorno económico de su instalación en operación en un plazo de 20 años. Para el balance de electricidad, en la factura final se descuentan los consumos a las inyecciones de energía renovable realizadas, dadas por el medidor bidireccional. Del resultado obtenido, los excedentes son valorizados a través de una tarifa preferencial o Premium, la cual es pagada por la empresa distribuidora eléctrica al cliente. Dado que existe una tarifa Premium diferente a la que la distribuidora cobra a sus clientes, este tipo de mecanismo es un Modelo Net Billing. Cabe destacar que en Alemania desde el 2001 hasta el 2012, existió un programa de feed in tariff (FIT), consistente en pagar un valor app. de 0,5 US$/kWh inyectado a la red de distribución, lo que dio como resultado que actualmente el 51% de la energía renovable en Alemania provenga de pequeños medios de generación, lo que ayudó a mejorar el



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sistema de energía, a reducir los costos de instalación y a generar mayores empleos. Dado lo anterior, fue posible que actualmente el valor de compra de un kWh inyectado se encuentre en torno a los 0,2 US$/kWh inyectado a la red de distribución. Dado este modelo de tarifas (Premium), el que está garantizado a largo plazo entrega seguridad al pequeño generador, lo cual fomenta e incentiva la inyección de los excedentes de energía, directamente al sistema de distribución. Para provocar además el autoconsumo, cabe destacar que la nueva regulación obliga a que cada instalación fotovoltaica consuma al menos un 20% de la energía que produzca. En el caso de que inyecte toda la energía generada a la red, sólo recibe el 80% de la retribución, de esta manera se incentiva el autoconsumo. A parte del mecanismo de FIT, Alemania por medio de La Corporación de Préstamos para la Reconstrucción y el Bankengruppe (KfW), ofrece programas de financiamiento en condiciones preferenciales, a través de créditos blandos bajo garantías estatales. Estas condiciones de crédito oscilan entre 10 y 20 años de plazo, con tasas de interés de 1% a 2% por debajo de los niveles de interés del mercado. A través de este financiamiento, el KfW-Infrastrukturprogramm permite inducir el uso de fuentes de energía renovables para generación eléctrica y térmica, como la conversión de los sistemas de calefacción. A partir de 2009, el Programa de Energías Renovables del KfW incorpora el Programa de Generación con Energía Solar, el cual concede financiamiento para sistemas fotovoltaicos en construcciones nuevas y en casas de bajo consumo de energía (Pasive Houses), como, así también, financiamiento para la modernización de viviendas antiguas. El KfW-Infrastrukturprogramm, además de apoyar a la empresa privada, es el único programa que se aplica a los municipios, instituciones públicas y organizaciones sin fines de lucro. Este último apunta a la modernización energética de edificios comunales (por ejemplo, escuelas, jardines infantiles). Además, y en complemento a los créditos blandos, Alemania ha desarrollado mecanismos de subsidios, los cuales permiten proporcionar nuevos incentivos para los arquitectos e ingenieros que incorporan el uso de las energías renovables en las viviendas, a través del Verordnung über die Gebührenordnung für Architekten und Ingenieure. Sin embargo, desde el 2012 los subsidios a los paneles solares por parte del gobierno están siendo recortados, principalmente dado que Alemania ya es capaz de producir una cantidad importante de energía solar, y el gobierno indica que la demanda es tan alta que ya no puede mantener esa tecnología.



55


A modo de referencia, Alemania tiene una capacidad de producción de más de 25 GW y en diciembre de 2011 agregó 7,5 GW a su parque solar, como referencia este aumento de producción significó al gobierno alemán entregar subsidios por una cifra cercana a los 10.500 millones de dólares. En días soleados y despejados, la energía solar puede aportar entre un 25% a un 35% de la energía del país. “El éxito de la energía solar en Alemania se debe una generosa política de subsidios para promover las fuentes renovables, en especial las células fotovoltaicas”11. Así también, el esquema de subvenciones obliga a las empresas públicas a pagarles a los ciudadanos que generan su propia energía solar, por ejemplo, con paneles en los techos de sus casas. Dado lo anterior, se están produciendo los recortes a los subsidios a la tecnología solar, sin embargo, se estima que lo que podría suceder es que parte de estos recortes se dirijan hacia otras tecnologías renovables, con lo que se podrían potenciar otras tecnologías. Sin embargo, las empresas distribuidoras, dado que son las que están obligadas a pagarles a los clientes que poseen tecnología solar, transfieren los mayores costos (por los recortes de subvenciones) a sus clientes en las facturas de electricidad. Dado lo anterior el gobierno indica que “compensaría” la baja en las subvenciones reduciendo la carga financiera que pesa sobre los consumidores. Por último, existen otros subsidios, como es el del Centro de Evaluación de Tecnología Fotovoltaica (PV-Tec), que en conjunto al Instituto Público-Privado Fraunhofer para Sistemas de Energía Solar (ISE), poseen fondos para asesorar a los fabricantes de células solares y sistemas solares, que estén interesados en probar nuevas tecnologías y productos. A modo de resumen y de acuerdo a lo revisado se muestran en las figuras siguientes, el potencial fotovoltaico por tipo de cliente y un nuevo mecanismo de incentivo que se está revisando en Alemania.

11 Inter Press Service (IPS), Agencia de Noticias



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Figura 2: Potencial Fotovoltaico por Tipo de Cliente en Alemania.

Fuente: Industry overview. The photovoltaic market in Germany.

Considerando la figura anterior y que la energía generada fotovoltaico en el sector residencial es de aproximadamente 41.000 GWh y la energía total del sistema sería de 542.000 GWh, el porcentaje asociado al residencial es de 7,56%, si consideramos este mismo porcentaje para la realidad chilena la que posee en sus sistemas interconectados SIC y SING un consumo de aproximadamente 61.000 GWh para clientes regulados y libres, la energía producida con tecnología fotovoltaica para el segmento residencial sería del orden de 4.600 GWh, si se considera el 7,56%.



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Figura 3: Nuevo Mecanismo de Incentivo

Fuente: Industry overview. The photovoltaic market in Germany.

3.3.2 Australia

Las bases para el desarrollo del Net Metering12 en Australia, datan de 1998, a través de la estrategia adoptada por el cambio climático o Safeguarding the Future: Australia's Response to Climate Change. Si bien esto sentó los cimientos para el desarrollo de programas en eficiencia energética y energías renovables, dadas las características de organización del país, Australia no posee una política nacional única para el desarrollo del Net Metering, sino que cada estado posee un programa diferente o adaptado en función a las características de operación de sus sistemas eléctricos. Pero todos comparten un denominador común, se caracterizan por utilizar como mecanismo de fomento el Feed in Tariff o FIT. Lo cual se ve reflejado en la siguiente tabla.

12 Dado como operan los sistemas en Australia al existir dos precios uno de venta y otro de compra de energía

se considera para efectos de este estudio como modelos Net Billing.



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Tabla 17: Feed in Tariff por Estados en Australia.

Estado Estado Tamaño

Máx. Ratio de Pago Duración del

Programa Modelo

VIC Iniciado en Noviembre 2009

5 kW 60c/25c/8c (crédito/efectivo)

15 años Net

SA Iniciado en Julio 2008 30 kW 44c/25c Variable Net

ACT Iniciado en Marzo 2009 200 kW 30.16c/1:1 20 años Gross

TAS Iniciado 10 kW 1:1 20 años Net

NT Iniciado 10 kW Igual al ratio de consumo

20 años Gross

WA Terminada en Agosto 2011

30 kW Variable 10 años Net

QLD Iniciado en Julio 2008 5 kW 44c/8c -16c 20 años Net

NSW Nuevo Programa desde Julio 2012

10 kW 60c, 20c, 8- 13c 7 años Gross

Fuente: International Energy Agency – Database (IEA). VIC=Victoria, SA=South Australia, ACT =Metropolitan Area, TAS=Tasmania,

NT=Northern Territory, WA=Western Australia, QLD=Queensland, NSW=New South Wales.

Cabe destacar que en Australia se opera con dos modelos de tarifas, Net y Gross. El Net Model, corresponde a la valorización de los excedentes netos inyectados a la red, donde el precio de la energía corresponde a un FIT o Premium Price. Mientras que el Gross Model, corresponde al pago de cada kW/h generado por el sistema residencial, comercial o industrial conectado a la red de distribución, lo cual proporcionar un retorno financiero más seguro, ya que se paga por toda la electricidad generada, independientemente si es o no, consumida por el cliente. En ambos casos dado que son precios diferentes respecto al precio de venta para efectos de este estudio se consideraron Modelos Net Billing. En términos generales, las leyes estatales australianas que consideran FIT’s, están centradas en el apoyo a la energía solar fotovoltaica, en el contexto residencial, comercial e industrial. Las capacidades o límites sobre la capacidad instalada de los proyectos (por ejemplo, 10 kW en NSW) permiten de manera significativa, apoyar proyectos de pequeña escala. Además, Australia ha desarrollado subsidios para amortizar los costos de inversión. Para ello, el Programa de Crédito Solar (The Solar Credits Scheme) ofrece un subsidio al capital por adelantado, para la instalación de sistemas de pequeña escala, a partir de energía solar, eólica y sistemas hidroeléctricos. El subsidio se aplica a los primeros 1,5 kW instalados en sistemas conectados a la red, y a los primeros 10 kW para sistemas remotos. El programa tiene vigencia desde el 1 de julio de 2009 y se eliminará el 30 de junio de 2014. Se caracteriza por definir zonas dentro del país, asociadas a montos de subsidio, desde US$ 750 hasta US$ 1.100 a los



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primeros 1,5 kW instalados. Estos deben estar certificados por la Renewable Energy Certificates (RECs). Australia ha aplicado un sistema complejo de incentivos normativos y de mercado para incrementar la porción de renovables en su matriz. A partir del año 2000, con la promulgación de la Renewable Energy Act 2000, Australia se ha propuesto incrementar la producción de energía eléctrica con ER en 9500 GWh por año a 2010, con la introducción del Mandatory Renewable Energy Target (MRET). El MRET es una norma que obliga a los distribuidores a obtener un número determinado de Renewable Energy Certificates

(REC´s) o certificados de energía renovable proporcional a la electricidad que distribuyen. De no cumplir con esta obligación enfrentan una multa de US$ 31 por cada REC que dejen de obtener. Cada REC representa 1 MWh de electricidad proveniente de ER. Otro programa, corresponde al programa de Iniciativa de Energía Limpia o Clean Energy Initiative (CEI), el cual está diseñado para apoyar la generación de energías limpias y nuevas tecnologías que permiten reducir las emisiones de carbono. El programa incluye cuatro componentes: Soporte para tecnologías de baja emisión de carbón, esto en relación al Carbon Capture and Storage Flagships Program y al National Low Emissions Coal Initiative. Apoyo a las tecnologías solares, esto en relación al Australian Solar Institute. Fondos al Centro Australiano para la Energía Renovable, el cual apoya el desarrollo tecnológico y la comercialización energética. Fondos de apoyo para las energías renovables y la eficiencia energética a través del Renewable Energy Future Fund.

3.3.3 Estados Unidos

En EEUU, el Net Metering tomó forma en 1978, con la Public Utility Regulatory Act, siendo posteriormente actualizado en el 2005 por la Energy Policy Act (Public Law 109-58). Desde el 2011, el Net Metering es aplicado por más de 47 estados13 de los 51 estados de los Estados Unidos, los cuales poseen su propia regulación y normativa. En la mayoría de

13 U.S. Departament of Energy, Database of State Incentives for Renewables & Efficiency.



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las regulaciones estatales, se acota el Net Metering14 a instalaciones de microgeneración ubicadas en los mismos puntos de consumo. En varios estados se permiten instalaciones a la escala de 1MW, destacándose Colorado, donde existe la figura del “Community Solar Garden15”, el cual permite a varios clientes o titulares, asociar el Net Metering a la producción de una misma planta solar, aunque no se encuentre inmediata en sus respectivos puntos de consumo. Otro caso destacado corresponde al estado de California, el cual constituye uno de los más antiguos estados que utilizan el Net Metering en su sistema de distribución eléctrica, desde 1996 y actualmente es uno de los ejemplos de autoconsumo. En California, la energía excedente se inyecta a la red y el usuario sólo paga la diferencia entre la energía extraída y la inyectada. En este sistema, el valor de la energía inyectada a la red genera un crédito de consumo, cuyo valor es igual al costo evitado (Avoided Cost). Este crédito, tiene una duración de hasta 36 meses. Otra de las características destacables, es que las distribuidoras o compañías eléctricas asumen los costos de conexión, el costo causado por la energía inyectada a red por los usuarios del sistema de Net Metering y asumen también los costos asociados al incremento de la carga administrativa. Respecto a la potencia, en California el 2008, se tenía con este mecanismo de incentivo una potencia de 386 MW, de los cuales casi el 95% correspondía a tecnología fotovoltaica. En este estado se tiene un límite de potencia de 1 MW, pero en otros estados el límite de potencia puede llegar hasta 2 MW o más. Los principales usuarios son de tipo residencial, comercial, industrial y agrícola. La meta para el estado de California, es alcanzar para el 2020 un abastecimiento del 33% de su demanda energética vía ER. Si bien sus programas de fomento han demostrado relativo éxito, la California Energy Comission (CEC) se encuentra realizando intensos estudios y observando con gran atención la experiencia alemana, de manera de implementar un sistema de fomento que le permita acceder a la meta auto impuesta. En términos generales, EE.UU. incentiva el desarrollo e inversión en sistemas de generación a pequeña escala (Residencial, Comercial e Industrial), operando mecanismos de exención de impuestos y subsidios a la inversión a través de programas

14 Cabe destacar que en Estados Unidos dada la manera de operar en varios de sus estados con precios para la

energía inyectada distintos al precio tarifa, que es el que pagan los clientes por la energía consumida, se asume

que en esos casos utilizan el Modelo Net Billing, independiente a que habitualmente en la literatura aparece

mencionado al igual que en esta revisión y análisis el Modelo Net Metering. 15 U.S. Departament of Energy, Database of State Incentives for Renewables & Efficiency.



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gubernamentales. Ejemplos como los de Colorado y California, representan en gran medida la realidad en la operación y valorización de los excedentes eléctricos inyectados a la red de distribución eléctrica en el país del norte. De estos instrumentos de exención de impuestos, se destaca La Ley de Política Energética Federal del 2005 (HR 6, sec. 1335), la cual estableció un crédito fiscal del 30% (hasta US$ 2.000) para la compra e instalación de sistemas solares residenciales eléctricos y para agua caliente sanitaria (ACS), como de otras fuentes renovables. Esta ley fue mejorada con la Ley de Estabilización Económica de Emergencia de 2008 (HR 1424), promulgada en octubre de 2008. Con respecto a los subsidios, el Renewable Energy Production Incentive (REPI), creado bajo la Ley de Política Energética de 1992 y modificado en 2005. Provee pagos de incentivos financieros para nuevas instalaciones de generación de energía renovable a pequeña escala. Las instalaciones que califican reciben incentivos anuales de 0,015 US$/kWh (1993 USD e indexado por CPI) durante los primeros 10 años de su operación, a cada año fiscal. A Diciembre del 2012 este valor equivale a 0,0235 US$/kWh. En relación a las políticas de incentivo, el San Francisco Solar Energy Incentive Program es un programa de estímulos municipales, para fomentar la instalación de energía fotovoltaica (FV) a nivel residencial, comercial e industrial. Para ello existen diferentes niveles de incentivos disponibles, los cuales permiten focalizar mecanismos para propiedades residencial de bajos ingresos, multifamiliares residenciales y para organizaciones sin fines de lucro. Como requisito general, los sistemas deben ser de al menos un 1 kW de la capacidad. Las instalaciones básicas residenciales, pueden obtener un subsidio entre US$ 2.000 y US$ 3.000. En residencias de ingresos menores, pueden obtener un subsidio de hasta US$ 7.000. Empresas comerciales e industriales pueden recibir un monto máximo de US$ 10.000. Edificios de varias unidades residenciales que son operados por una organización sin fines de lucro, pueden recibir US$ 3.500 por kW hasta un máximo de US$ 60.000. Otros programas asociados a Net Billing son California Solar y Connecticut Solar Lease Program. California Solar consiste en una iniciativa que ofrece dinero en efectivo a quienes cuenten con instalaciones de energía solar en su hogar o negocio. El objetivo de este programa “Iniciativa Solar de California (CSI)” es incorporar al parque generador energía mediante tecnología solar entregando a los clientes descuentos en efectivo por cada kW de energía solar instalado en casas, negocios, granjas, escuelas, organizaciones gubernamentales y organizaciones sin fines de lucro.



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Los requisitos en este instrumento son, ser clientes y comprar energía a las Distribuidoras de servicios públicos de California y tener techo o espacio en el suelo donde se reciba luz del sol. Si se cumple con estos requisitos se deben efectuar 5 pasos:

1. Paso 1: Auditoría de Eficiencia Energética, consistente en efectuar una auditoría de eficiencia energética, y asegúrese de tomar ventaja de todas las formas rentables para ahorrar energía y dinero en la propiedad.

2. Paso 2: Encontrar un Instalador Solar, es decir, un contratista calificado obtener el sistema de energía solar.

3. Paso 3: Aplicar los descuentos. Los contratistas calificados son los encargados del proceso de solicitud de CSI para sus reembolsos.

4. Paso 4: Instalar el sistema. Una vez recibida la carta de conformidad el cliente puede gestionar la instalación del sistema y la interconexión a la red de distribución.

5. Paso 5: Solicitud del Incentivo. Una vez que está instalado y operativo el proyecto se presenta el Formulario de Solicitud de Incentivos.

El otro programa correspondiente al de Connecticut Solar Lease Program, combina el programa de descuento solar innovador de CCEF y el poder de financiamiento de leasing, de esta manera los clientes pueden contar con instalaciones de energía solar en sus hogares a los más bajos costos posibles. El valor de los incentivos adicionales, pueden ayudar a no tener la necesidad de un pago inicial por los equipos y a la vez reducir los costos de arriendo mensual de estos.

Tabla 18: Características de cómo Operan Net Metering o Net Billing en algunos Estados de Estados

Unidos

Estado de Estados Unidos

Límite de potencia Res/Com(kW)

Renovación Mensual Compensación Anual

Alabama 100 Si, indefinidamente Varía

Alaska 25 Si, indefinidamente Precio tarifa

Arizona 125% de la carga Si, costo evitado al final del año de

facturación. Costo Evitado

Arkansas 25/300 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa

California 1.000 Si, indefinidamente Varía

Colorado 120% de la carga o

10/25*16

Si, indefinidamente Varía*

Connecticut 2.000 Si, costo evitado al final del año de

facturación. Precio tarifa

16 * Donde aparece “*” en esta tabla es que depende de la Distribuidora.



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Delaware 25/500 o 2.000* Si, indefinidamente Precio tarifa

District of Columbia

1.000 Si, indefinidamente Precio tarifa

Florida 2.000 Si, costo evitado al final del año de


Georgia 10/100 No A una tasa determinada

Idaho 25 o 25/100* No Precio tarifa o costo evitado*

Illinois 40 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa

Indiana 1.000 Si, indefinidamente Precio tarifa

Iowa 500 Si, indefinidamente Precio tarifa

Kansas 25/200 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa

Kentucky 30 Si, indefinidamente Precio tarifa

Louisiana 25/300 Si, indefinidamente Costo evitado

Maine 100 o 660* Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa

Maryland 2 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa

Michigan 150 Si, indefinidamente Precio tarifa (Parcial)

Minnesota 40 No Precio tarifa

Misuri 100 Si, hasta el final del año fiscal Costo evitado

Montana 50 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa

Nebraska 25 Si, hasta el final del año fiscal Costo evitado

Nevada 1000 Si, indefinidamente Precio tarifa

Nuevo Hampshire 100 Si, indefinidamente Precio tarifa

Nueva Jersey Consumo Año

Anterior

Si, costo evitado al final del año de


Nueva York 10 a 2.000 o Carga

Máxima Varía Costo evitado o Precio tarifa

Carolina del Norte 1.000 Si, hasta la temporada de verano de


Dakota del Norte 100 No Costo evitado

Ohio No explicita límite Si, hasta el final del año fiscal Tasa de generación

Oklahoma 100 o 25.000/año No

Coste evitado, pero las

distribuidoras no están obligadas a

comprar.

Oregón 10/25 o 25/2.000* Si, hasta el final del año de

facturación * Varía

Pensilvania 50/3.000 o 5.000 Si, "precio a comparar" al final del

año de facturación Precio tarifa

Rhode Island 1.650 para la mayoría,

2.250 or 3.500* Opcional Un valor algo menor al Precio tarifa

Carolina del Sur 20/100 Si, hasta la temporada de verano de

facturación En función al tiempo de uso.

Utah 25/2,000 o 10* Varía* Costo evitado o Precio tarifa*

Vermont 250 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa



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Virginia 10/500 Si, la opción de coste evitado al final

del año de facturación Precio tarifa

Washington 100 Si, hasta el final del año fiscal Precio tarifa

Virginia Occidental

25 Si, hasta a doce meses Precio tarifa

Wisconsin 20 No

Precio tarifa para las energías

renovables, costo evitado las no

renovables

Wyoming 25 Si, costo evitado al final del año de


Fuente: Wikipedia

Cabe destacar que el crecimiento de los usuarios del Net Metering y Net Billing en Estados Unidos ha sido importante y continuará siéndolo respecto a las proyecciones que tiene dicho país, esto se aprecia en la Figura siguiente.

Figura 4: Número de clientes con Net Metering en Estados Unidos

Fuente: Wikipedia Finalmente, en la tabla subsiguiente se listan los incentivos vigentes por estado, con los respectivos links a los sitios webs de los mismos:



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Tabla 19: Incentivos existentes por estado de EEUU

1. State/Region/Utility

Solar/Wind

Technology Solar/Wind Incentive or Rebate Description

Alaska (AK) 1 solar & wind energy incentives in Alaska » View details Alabama (AL) 56 solar & wind energy incentives in Alabama » View details Arizona (AZ) 43 solar & wind energy incentives in Arizona » View details British Columbia, Canada (BC) 1 solar & wind energy incentives in British Columbia, Canada » View

details California (CA) 106 solar & wind energy incentives in California » View details Colorado (CO) 25 solar & wind energy incentives in Colorado » View details Connecticut (CT) 2 solar & wind energy incentives in Connecticut » View details District of Columbia (DC) 4 solar & wind energy incentives in District of Columbia » View details Delaware (DE) 33 solar & wind energy incentives in Delaware » View details Florida (FL) 26 solar & wind energy incentives in Florida » View details Georgia (GA) 29 solar & wind energy incentives in Georgia » View details Hawaii (HI) 26 solar & wind energy incentives in Hawaii » View details Iowa (IA) 30 solar & wind energy incentives in Iowa » View details Idaho (ID) 2 solar & wind energy incentives in Idaho » View details Illinois (IL) 1 solar & wind energy incentives in Illinois » View details Indiana (IN) 3 solar & wind energy incentives in Indiana » View details Kentucky (KY) 40 solar & wind energy incentives in Kentucky » View details Louisiana (LA) 2 solar & wind energy incentives in Louisiana » View details Massachusetts (MA) 31 solar & wind energy incentives in Massachusetts » View details Maryland (MD) 15 solar & wind energy incentives in Maryland » View details Maine (ME) 6 solar & wind energy incentives in Maine » View details Michigan (MI) 7 solar & wind energy incentives in Michigan » View details Minnesota (MN) 15 solar & wind energy incentives in Minnesota » View details Missouri (MO) 5 solar & wind energy incentives in Missouri » View details Mississippi (MS) 72 solar & wind energy incentives in Mississippi » View details Montana (MT) 4 solar & wind energy incentives in Montana » View details North Carolina (NC) 27 solar & wind energy incentives in North Carolina » View details North Dakota (ND) 1 solar & wind energy incentives in North Dakota » View details Nebraska (NE) 1 solar & wind energy incentives in Nebraska » View details New Hampshire (NH) 5 solar & wind energy incentives in New Hampshire » View details New Jersey (NJ) 3 solar & wind energy incentives in New Jersey » View details New Mexico (NM) 10 solar & wind energy incentives in New Mexico » View details Nova Scotia, Canada (NS) 2 solar & wind energy incentives in Nova Scotia, Canada » View details Northwest Territories, Canada (NT) 1 solar & wind energy incentives in Northwest Territories, Canada » View

details Nevada (NV) 14 solar & wind energy incentives in Nevada » View details New York (NY) 53 solar & wind energy incentives in New York » View details Ohio (OH) 7 solar & wind energy incentives in Ohio » View details Ontario, Canada (ON) 5 solar & wind energy incentives in Ontario, Canada » View details Oregon (OR) 45 solar & wind energy incentives in Oregon » View details Pennsylvania (PA) 10 solar & wind energy incentives in Pennsylvania » View details Puerto Rico (PR) 2 solar & wind energy incentives in Puerto Rico » View details Rhode Island (RI) 3 solar & wind energy incentives in Rhode Island » View details South Carolina (SC) 5 solar & wind energy incentives in South Carolina » View details



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Tennessee (TN) 303 solar & wind energy incentives in Tennessee » View details Texas (TX) 142 solar & wind energy incentives in Texas » View details US (US) 2 solar & wind energy incentives in US » View details Utah (UT) 12 solar & wind energy incentives in Utah » View details Virginia (VA) 4 solar & wind energy incentives in Virginia » View details Virgin Islands (VI) 1 solar & wind energy incentives in Virgin Islands » View details Vermont (VT) 9 solar & wind energy incentives in Vermont » View details Washington (WA) 13 solar & wind energy incentives in Washington » View details Wisconsin (WI) 4 solar & wind energy incentives in Wisconsin » View details West Virginia (WV) 1 solar & wind energy incentives in West Virginia » View details Wyoming (WY) 1 solar & wind energy incentives in Wyoming » View details

Fuente: http://www.solar-estimate.org/

3.3.4 Francia

Francia posee un sistema de Net Metering, en el que opera diferentes mecanismos de incentivo para el desarrollo de la generación distribuida a pequeña escala (Production Décentralisée), potenciando el uso de energías renovables y resaltando la solar fotovoltaica en aplicaciones residenciales, comerciales e industriales, en relación a la capacidad instalada. Para ello, Francia ajusta un sistema de tarifas eléctricas para sistemas solares fotovoltaicos. De hecho, la estructura de soporte está dispuesta en torno a dos métodos principales: un sistema de primas ajustables cada trimestre, para la construcción de instalaciones no mayores de 100 kW, y licitaciones para la construcción de instalaciones de más de 100 kW y plantas de montaje en piso (esta última orientada a empresas de generación de pequeña escala). Obtiene como resultado, un Feed in Tariff diferenciado, el cual es descrito a continuación. Sistemas Fotovoltaicos Integrados o Intégrés aux Bâtiments des Installations Photovoltaïques (IBPV): 0,62 US$/kWh para sistemas fotovoltaicos no mayores de 9kW. 0,55 US$/kWh para sistemas fotovoltaicos entre 9kW - 36 kW. Sistemas Simplificados Fotovoltaicos o Simplifié les Systèmes Photovoltaïques (SSP): 0,41 US$/kWh para sistemas fotovoltaicos no mayores de 36 kW. 0,40 US$/kWh para sistemas fotovoltaicos entre 36 kW and 100 kW. Sistemas Montados en Tierra o Montage au Sol des Panneaux Solaires (MSPS): 0,434 cent US$/kWh de tarifa base.



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En virtud de potenciar la generación distribuida residencial, Francia, a través de la Ley de Presupuestos del 2003, desarrolló una exención tributaria (de IVA) equivalente a un 5,5%, aplicable a los equipos de producción eléctrica con fuentes de energía renovable para uso residencial en viviendas usadas. Esta exención de impuesto es ampliada para viviendas nuevas, siendo el crédito igual al 15% sobre el precio de compra. Además, Francia cuenta con un sistema de créditos preferenciales otorgados a través del Banco de Desarrollo Francés para el financiamiento de los costos de inversión en sistemas de generación renovables para PYMES, el cual opera con un fondo de garantía estatal, que cubre los riesgos a medio y largo plazo (2-15 años) y asegura el riesgo asumido por la entidad financiera que concede el préstamo. Su objetivo es proporcionar a las PYMES una plataforma de financiamiento segura, para inversiones en el desarrollo de sistemas de generación con energías renovables. A este mecanismo se le suma el subsidio a los estudios de factibilidad técnica y económica para el diseño y diagnóstico de sistemas de generación renovables en aplicaciones residenciales, comerciales e industriales. Los niveles máximos de apoyo son de hasta 50% de los costos del estudio, otorgados a través de la Agencia Francesa de la Gestión de la Energía y Medio Ambiente (Environnement français et l'Agence de gestion de l'énergie). Adicionalmente, la empresa Electricite de France, ofrece un modelo de venta de energía a sus clientes, el cual consiste en un precio por energía fijo a 20 años, e indexado al IPC, para sistemas fotovoltaicos residenciales, menores a 9 kW. Este modelo fija una generación total anual, la cual no debe ser superada, y valoriza la energía inyectada a la red o excedente, a través de un Feed in Tariff. Por lo tanto, los ingresos totales, están compuestos por los ahorros generados en la factura eléctrica, o autoconsumo, más los excedentes generados e inyectados a la red. Al igual que en los otros países que se analizaron dado que se realizan la venta de energía inyectada a la red a un precio distinto al de venta de la energía consumida se considera para efectos de este estudio un Modelo de tipo Net Billing.

3.4 Países en Desarrollo de Normativas Net Metering – Net Billing

En esta sección se presentan tres casos de países en desarrollo de la Normativa de Net Metering , el que dado lo que hemos visto no necesariamente es un Modelo Net Metering, sino existen caso que aunque sean denominados Net Metering son más cercanos a un Modelo Net Billing dadas las características de ellos.



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3.4.1 Brasil

El Net Metering o Sistema de Compensación de Brasil, se desarrolló recientemente a través de una junta directiva de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), la cual aprobó el 17 de abril del 2012 las normas destinadas a reducir las barreras para la instalación de generación distribuida a pequeña escala, clasificando la microgeneración para instalaciones con un máximo de 100 kW de potencia instalada y minigeneración de 100 kW a 1 MW instalada. La regla se aplica a los generadores que utilizan fuentes de energía renovables (hidroeléctrica, solar, cogeneración con biomasa y eólica). El Net Metering de Brasil se caracteriza en que los consumidores que instalen micro o minigeneración distribuida, serán responsables de los costos asociados a la conexión, pero la empresa distribuidora será la responsable del mantenimiento de los componentes de conexión, incluyendo los costos por reemplazo. Cabe destacar que el Net Metering de la energía excedente, opera a través de un crédito para rebajar el consumo en los meses siguientes. Estos créditos pueden ser utilizados en un período de 36 meses, donde el balance de las inyecciones vs. el consumo serán informados a través de la factura emitida por la empresa distribuidora al cliente. Además, el Net Metering integra agencias públicas y empresas con filiales que decidan participar en el sistema de compensación, permitiendo utilizar los excedentes producidos en sus instalaciones para reducir la factura de otra unidad. Paralelamente, el sistema de compensación de energía (Net Metering) norma los descuentos sobre la Tarifa de Uso del Sistema de Distribución (TUSD) y la Tarifa de Uso del Sistema de Transmisión (TUST), de las instalaciones más grandes (hasta 30 MW) que utilizan energía solar, las cuales son calificadas según el periodo de conexión, donde: Para las empresas que entran en operación comercial hasta el 31 diciembre del 2017, el descuento del 80% se aplicará en los primeros 10 años de operación de la instalación. El descuento se reduce al 50% después del décimo año de funcionamiento de la instalación. Para las empresas que entran en operación comercial después del 31 diciembre de 2017, se mantiene el 50% del descuento sobre las tarifas.



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3.4.2 Costa Rica

Costa Rica cuenta con un programa piloto de Net Metering, el cual permite conectar directamente a la red de distribución operada por el ICE (Instituto Costarricense de Electricidad). Para ello el ICE financia la instalación de medidores bidireccionales en instalaciones residenciales, comerciales e industriales, como así también los demás componentes de conexión. La operación del Net Metering se basa en que cualquier excedente neto de la producción de energía puede ser transferido al siguiente ciclo de facturación como un crédito por kWh. Debido a que el programa está destinado a fomentar la generación de electricidad para autoconsumo, los créditos sólo pueden ser utilizados para compensar el consumo, es decir, los clientes de servicios públicos no tienen derecho a ningún pago o compensación adicional por producir más de lo que utilizan. Este programa piloto, está diseñado exclusivamente para los clientes del ICE (otras distribuidoras de electricidad, se espera que lo hagan en el futuro), el cual fija un límite de 1 MW para clientes residenciales y de hasta 4 MW para clientes comerciales e industriales. La política del programa es "primero que llega, primero servido", y abarca tecnologías como solar, biomasa, eólica, hidráulica y sistemas de cogeneración con biomasa. El programa piloto tiene un doble propósito, permite probar y demostrar nuevas tecnologías, como así también evaluar los efectos de la generación distribuida en la red eléctrica al ICE. Finalmente, el programa también busca incentivar a los clientes de servicios públicos a invertir en sistemas de generación renovables, permitiendo a los consumidores cubrir parte o la totalidad de sus demandas de energía, con una eventual reducción de sus facturas de electricidad.

3.4.3 España

En España, la medición neta ha sido propuesta en conjunto por La Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF) y por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), para promover la electricidad renovable, sin la necesidad de apoyo económico adicional. Sin embargo, a diferencia de otros países europeos, el Net Metering está pendiente de regulación técnica. Si bien el Decreto Real 1699/2011 estableció la regulación de las condiciones administrativas y económicas de la conexión a la red de distribución de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña escala, es



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decir, aplicable a consumidores de energía eléctrica no superiores a 100 kW por punto de suministro. Sin embargo, está pendiente la norma que indique las condiciones técnicas necesarias para dichas conexiones y la regulación de un modelo de Net Metering adecuado a las características del sistema eléctrico español. Actualmente, y en relación al Decreto Real, los sistemas de autoconsumo han de ser totales, es decir, ha de consumir toda la energía producida sin que se puedan inyectar los excedentes de energía a la red (autoconsumo instantáneo). Se espera que en el 2013 el Ministerio de Industria promulgué en el Boletín Oficial del Estado (BOE), la normativa que regulará el Net Metering en España. Cabe destacar que existe un mecanismo tarifario, orientado a pequeños sistemas de generación renovable a través del Decreto Real 1565/2010, el cual tiene por objeto modificar el marco de apoyo para proyectos de energía renovable, especialmente para la producción de electricidad fotovoltaica, mejorar la integración técnica de las instalaciones de energía renovable y facilitar los procedimientos administrativos. El apoyo del gobierno para la electricidad generada a partir de plantas fotovoltaicas se limitará a 25 años y afectará el actual proceso de primas en las tarifas directas, o Feed in Tariff, para las instalaciones bajo el marco del Decreto Real 1578/2008:

• 45% para instalaciones en techo de pequeño tamaño (Hasta 21 kW). • 25% para instalaciones medianas (21 a 100 kW) en techo. • 15% para instalaciones en tierra.

Las tarifas actuales de la electricidad fotovoltaica son los siguientes:

• Instalaciones de pequeño tamaño en techo: 400 US$/MWh • De tamaño mediano instalaciones en techo (21 kW a 100 kW): 282 US$/MWh • Instalaciones básicas: 186 US$/MWh

3.5 Mecanismos de Incentivos en Chile

En este capítulo se presentaran algunos casos de mecanismos o programas nacionales existentes, con el requisito que pudiesen, a juicio del Consultor, tener un enfoque en el desarrollo de generación a pequeña escala con fuentes renovables de energía, permitiendo identificar particularidades, que podrían ser utilizadas para el desarrollo del instrumento de incentivo que se propondrá.



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En Chile, se han desarrollado programas de electrificación de carácter rural, los cuales tienen el objetivo de aumentar la cobertura del suministro eléctrico a zonas de baja densidad poblacional. Por sus características, necesitan del apoyo del estado para su ejecución, en este caso se presentan 2 instrumentos, adicionalmente a un tercer instrumento asociado a un proyecto de Concentrado Solar de Potencia (CSP). Entre los que destacan para efectos de este estudio los siguientes programas.

3.5.1 Programa Nacional de Electrificación Rural (PER)

Como lo indica su nombre, este programa fue desarrollado con el objetivo de incrementar el grado de electrificación en zonas rurales de nuestro país, siendo la Comisión Nacional de Energía (CNE), el organismo encargado de su operación técnica. Es financiado a través del Fondo Nacional de Desarrollo Regional (FNDR), por medio de un subsidio a la inversión. Si bien este programa en sus inicios no integraba fuentes de energía renovables, a medida que el proyecto se fue desarrollando en el tiempo, la alternativa de utilizar ERNC como fuente de energía en zonas de difícil acceso (en las cuales los sistemas convencionales no eran factibles técnica y económicamente de implementarse), las mismas comenzaron a introducirse como solución real de suministro energético. En base a lo anterior, gracias al programa se han implementado diferentes proyectos, los cuales utilizan de manera conjunta sistemas de generación convencionales y diesel. Ejemplo de ello son la Central Eólico-Diesel Isla Tac X Región y la Central de Biomasa Isla Butachauques X Región, además de la implementación de minicentrales hidroeléctricas, entre otras iniciativas. El programa opera con el objetivo de electrificar zonas rurales a través de la extensión de las redes de distribución eléctrica y, en casos especiales, donde técnicamente la extensión no sea factible, se desarrollan sistemas de autogeneración con sistemas convencionales, renovables o mixtos.



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Figura 5: Diagrama resumen de operación PER.

Fuente: Valgesta.

En resumen, los costos de inversión para la electrificación, son financiados en un 30% por los usuarios y empresas eléctricas, siendo el resto, financiado por el programa. Además, los usuarios que reciben el beneficio deben pagar la instalación interior del suministro eléctrico y el consumo de energía. La empresa receptora del subsidio tiene la responsabilidad de la ejecución, mantención, operación y administración del sistema de distribución eléctrica, durante un determinado periodo de tiempo. En los sistemas de redes eléctricas este periodo está en torno a los 30 años y en los sistemas de autogeneración, dependiendo de su tecnología, oscila entre 10 a 30 años.

3.5.2 Concurso 25-2012 ERNC en Obras de Riego

La Comisión Nacional de Riego (CNR) ha desarrollado un subsidio a la inversión en el uso de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) orientado a la generación eléctrica para obras de riego. Este programa cuenta con un fondo para financiamiento de 700 millones de pesos, el cual es de carácter abierto a pequeños, medianos y grandes agricultores, que tengan regularizado el dominio de las tierras y las acciones de agua. Este concurso financia obras que utilicen fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC), tales como biomasa, geotermia, biogás, solar, eólicas o hidráulicas menores a 20 MW, de acuerdo a lo definido en la Ley N° 20.257 para la generación de electricidad en sistemas de riego tecnificado. Además, este concurso permite la reposición de equipos de riego que contemplen cambio tecnológico del suministro energético, es decir, reemplazar sistemas convencionales de generación



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eléctrica por sistemas renovables de generación. El concurso financia hasta un 90% de los costos de inversión de proyectos de generación eléctrica con ERNC.

Figura 6: Diagrama resumen de operación concurso 25-12 CNR.

Fuente: Valgesta.

Este concurso opera bajo La Ley N° 18.450 (Ley de Riego), la cual otorga subsidios a proyectos de riego cuyo costo no supere las UF.12.000 en el caso de proyectos individuales, ni sobrepase las UF.30.000 en el caso de ser proyectos presentados por organizaciones de regantes. El monto máximo de bonificación, al cual puede optar un proyecto determinado, es del 90% de su costo total.

3.5.3 Proyecto Concentrado Solar de Potencia (CSP)

El Ministerio de Energía a través de CORFO, ha desarrollado un programa para cofinanciar la materialización de una planta de Concentración Solar de Potencia (CSP). Este concurso tiene el objetivo de viabilizar el desarrollo de una planta de generación eléctrica conectada al SIC o SING. Este concurso, selecciona un proyecto que reúna los requisitos técnicos y financieros necesarios para su concreción. El monto máximo que otorga este subsidio, es de US$ 20.000.000, el cual cubre hasta un 50% de los costos de inversión del proyecto. Finalmente el proyecto que se adjudique los fondos, deberá disponer de una potencia instalada igual o superior a 10 MW.



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Figura 7: Diagrama resumen de operación concurso CSP.

Fuente: Valgesta.

Este concurso, permite participar tanto empresas nacionales, internacionales y consorcios, en el caso de asociaciones, estas corresponderán a empresas o entidades tecnológicas extranjeras con experiencia en plantas solares térmicas. En términos generales, los distintos instrumentos descritos, permiten visualizar la existencia y operación de subsidios focalizados y específicos, orientados para el desarrollo de sistemas de generación eléctrica renovables. Si bien, estos tienen un enfoque a gran escala, sus objetivos y orientación, permiten crear antecedentes de subsidios operativos para desarrollo de las ERNC otorgados por el estado, los cuales de forma general, permiten disminuir los riesgos asociados a las inversiones al cofinanciar parte de estas, los cuales permiten entregar escenarios más competitivo a los inversionistas.



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4 Identificación y Caracterización Técnica y Económica de las Tecnologías

En este capítulo se identificarán y caracterizarán las tecnologías que podrían ser aplicadas de acuerdo a la Ley 20.571. Esta caracterización se efectuará desde una perspectiva técnica y económica, adicionalmente se presentará una visión inicial de las tecnologías en las regiones de Chile, y finalmente la aplicabilidad de las tecnologías de acuerdo a lo estudiado y a la experiencia del Consultor.

4.1 Energía Solar Fotovoltaica

La Energía Solar Fotovoltaica es la energía renovable con mayor utilización en gran parte del mundo, como se ha señalado en capítulos anteriores. La tecnología de la energía solar fotovoltaica, genera corriente continua, por medio de semiconductores cuando estos son iluminados por un haz de fotones, de esta forma mientras la luz incide sobre una “célula solar”17 se genera potencia eléctrica, es decir, si esta luz se termina, la electricidad deja de estar presente. Las “células solares” no requieren ser cargadas como las baterías. Algunas ventajas y desventajas, técnicas y no técnicas se presentan en la Tabla 20, sin embargo, es posible destacar que este tipo de tecnología es diametralmente opuesta a tecnologías de centrales convencionales de combustible, es así que las plantas de combustibles fósiles provocan emisiones peligrosas para el medio ambiente, utilizan una fuente de combustible limitada, no necesariamente son modulares, pensando en construir plantas pequeñas. Una desventaja que tiene este tipo de energías y tecnologías con respecto a las tecnologías convencionales es lo difícil de almacenar, dado principalmente el tipo de “combustible” que utiliza. Un punto importante de destacar que la tecnología Solar Fotovoltaica al igual que las tecnologías convencionales de combustible, son confiables. Desde la perspectiva del payback de la energía18 es posible considerar que, de acuerdo a estudios efectuados, el tiempo de payback de la energía oscila entre 3 y 5 años, luego, si se considera que los módulos e instalaciones tienen una duración entre 25 y 30 años, es claro que la solución fotovoltaica es un sistema productor neto de energía.

17 La célula solar es un dispositivo capaz de convertir la energía proveniente de la radiación solar en energía

eléctrica. 18 El concepto de payback de la energía o retorno energético, corresponde a la cantidad de años que tarda el

sistema en producir la misma energía consumida en su fabricación.



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Tabla 20: Ventajas y Desventajas Energía Solar Fotovoltaica

Características Ventajas Desventajas

Técnicas

Tecnología confiable Producción variable según clima y

periodo del año.

Célula Solar Difícil almacenamiento

Sistemas modulares Proceso de fabricación de módulos

complejo

Sin partes Móviles

Superficie o área utilizada pequeño (depende de la solución)

De fácil instalación y operación

Económicas

Corto payback de la energía Gran inversión inicial

Costo de la Inversión ha ido bajando Proceso de fabricación de módulos caro

Costo de Mantención y operación bajo, casi nulo.

Medioambientales

Limpia

Renovable

Infinita

Otras Silenciosa

Competitiva con otras tecnologías de energías

Fuente: Colegio Oficial de Ingenieros de Telecomunicaciones19 (España) - Valgesta.

De manera general en las aplicaciones fotovoltaicas, las células solares se interconectan y se encapsulan en elementos, denominados “módulos fotovoltaicos”20. Estos módulos producen corriente continua, la que generalmente se transforma a corriente alterna, mediante un equipo electrónico, denominado “inversor”. Dado lo anterior una solución de equipamiento para construir un Sistema Fotovoltaico es: Módulos Fotovoltaicos (panel solar), el o los inversores, la estructura donde se orientan y montan los módulos, otros elementos menores, y finalmente si se requiere almacenamiento, se necesitan baterías recargables. Con el objeto de dimensionar la superficie que se requiere para un panel solar para este tipo de instalaciones, se considera un panel de 195 Watt - 265 Watt, el que tiene una superficie entre 1,2 m2 y 1,6 m2, lo anterior de acuerdo a información entregada por proveedores. Dado estos parámetros, en la Tabla 21 se presentan posibles requerimientos de superficie, suponiendo 1,4 m2 para paneles.

19 Documento: “Energía Solar Fotovoltaica”, ISBN: 978-84-935049-6-0 20 Este es el producto que generalmente que se vende al usuario.



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Tabla 21: Superficie Requerida Paneles Solares

Kit Potencia

Panel Solar (W)

Cantidad Paneles

Potencia (kW)

Dimensión Panel (m2)

Superficie Requerida

(m2)

Kit 1 250 4 1 1,40 6

Kit 1.6 250 6 1,5 1,40 8

Kit 3 250 11 3 1,40 15

Kit 4.5 250 18 4,5 1,40 25

Kit 8 265 30 8 1,40 42

Kit 9 265 34 9 1,40 48

Kit 20 265 76 20 1,40 106

Kit 45 265 170 45 1,40 238

Kit 75 265 284 75 1,40 398

Kit 100 265 378 100 1,40 529

Fuente: Proveedores - Valgesta.

La eficiencia de las células solares varían entre el 6% y 44%, dependiendo del material, es decir, silicio amorfo o células multiunión, respectivamente. En el caso de los módulos comerciales la eficiencia se encuentra entre el 14% y el 22%21. Respecto a los costos de las células solares de silicio cristalino, estas han tenido una baja importante desde 76,67 US$/Wp hasta aproximadamente 0,74 US$/Wp, como se aprecia en la figura siguiente. Cabe destacar, que esta tendencia en el precio sigue la llamada "ley de Swanson", la que señala que los precios de los módulos solares descienden un 20% cada vez que se duplica la capacidad de la industria fotovoltaica22.

21 Valores indicados por proveedores y literatura. 22http://www.economist.com/news/21566414-alternative-energy-will-no-longer-be-alternative-sunny-uplands



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Figura 8: Precio de Células Fotovoltaicas de Silicio (US$/Wp)

Fuente: Bloomberg New Energy Finance.

Respecto a los componentes técnicos necesarios para su funcionamiento óptimo, como se señaló en párrafos anteriores, se destacan los paneles solares, el inversor, cables, conectores, estructura donde se instalará, y si se requiere disponer de almacenamiento de la energía que se produce una batería para estos efectos. Con relación a esta tecnología en Chile, ésta tiene un alto potencial de desarrollo en el norte del país (XV, I y II regiones) debido a los altos niveles de radiación solar, siendo, a juicio de expertos, de los más altos del mundo, con un factor de planta en torno al 25% - 30%. Sin embargo, la alta inversión de estos sistemas para la producción de electricidad ha condicionado su lento desarrollo e implementación en el país. No obstante, estos costos de desarrollo han disminuido con el transcurso de los años, como se aprecia en la figura superior, respecto a los costos de las células solares. El uso de este tipo de tecnología no se limita solamente a las regiones del norte del país. Las zonas centrales y sur poseen, igualmente, importante potencial para su desarrollo, debido a una mayor densidad de clientes regulados y a las condiciones climáticas o estacionales. Para ello se destacan las regiones desde Atacama hasta el Maule,



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preferiblemente de ciudades ubicadas en valles centrales, que favorecen una relativa sencillez de instalación y mantención. Los costos de este tipo de tecnología en Chile, dependiendo de la capacidad requerida fluctúan entre los US$ 2.300 y US$ 4.500 por kW instalados.

4.2 Energía Eólica

La Energía Eólica es una energía renovable originada mediante el movimiento de la masa de aire, este movimiento de la masa (viento) se debe principalmente a la diferencia de presiones existentes en distintos lugares de la tierra, moviéndose de alta a baja presión. La energía eólica produce energía mediante aerogeneradores, por lo que para poder utilizar y aprovechar la energía eólica es necesario contar con un sistema de rotor, el que gira en función al viento que pasa por éste. Son principalmente tres factores los asociados a la potencia del viento: a) Densidad del aire, b) Velocidad del viento, y c) área por donde pasa el viento (rotor). Como se aprecia en estos factores la energía del viento depende de la velocidad del viento. Para poder utilizar la energía eólica es necesario disponer de una velocidad mínima (cut-in speed) y también de una velocidad “máxima" (cut-out speed), las que dependerán del aerogenerador a utilizar. Es así que valores referenciales de velocidades fluctúan entre los 10 km/h y 90 km/h, respectivamente. Algunas ventajas y desventajas, técnicas y no técnicas se presentan en la Tabla 22, sin embargo, es posible destacar que este tipo de tecnología, al igual que la Solar, es diametralmente opuesta a tecnologías de centrales convencionales de combustible, es así que las plantas de combustibles fósiles provocan emisiones peligrosas para el medio ambiente, utilizan una fuente limitada de combustible, no necesariamente son modulares, pensando en construir plantas pequeñas. Una desventaja que tiene este tipo de energías y tecnologías con respecto a las tecnologías convencionales es lo difícil de almacenar. Un punto importante de destacar que la tecnología Eólica al igual que las tecnologías convencionales de combustible, son confiables.



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Al igual que en la energía solar, ambas tecnologías ayudan a disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero al reemplazar las tecnologías convencionales a base de combustibles fósiles. Desde la perspectiva del payback de la energía es posible considerar que el tiempo de payback de la energía para aerogeneradores sería del orden de 6 - 8 meses, luego, si se considera que los aerogeneradores tienen una vida útil de 20 años, es claro que la solución eólica es un sistema productor neto de energía y además, que tiene un mejor payback de la energía que una solución solar Fotovoltaica.

Tabla 22: Ventajas y Desventajas Energía Eólica


Técnicas

Tecnología confiable Producción variable según clima y viento

Utiliza un Rotor Difícil almacenamiento

Sistemas relativamente modulares Proceso de fabricación de módulos

complejo

Con partes móviles

Área utilizada es significativa

Energía de tipo intermitente.

De instalación y operación compleja

Económicas

Corto payback de la energía Gran inversión inicial

Costo de la Inversión ha ido bajando Proceso de fabricación de módulos caro

Costo de Mantención y operación bajo, casi nulo.

Medioambientales

Limpia

Renovable

Infinita

Otras

Competitiva con otras tecnologías de energías Ruidosa

Debido a las aspas estas generan

sombras.

Fuente: Valgesta.

De manera general las aplicaciones eólicas, consideran un aerogenerador, el que consta de varias partes, como son los componentes básicos: i) hélices del rotor, ii) eje, iii) caja de engranajes y, iv) generador, en el caso de los otros componentes, los que dependen de la solución requerida se destacan: i) Controlador electrónico, ii) unidad de refrigeración, iii) Anemómetros y la veleta y, iv) Torre. Con el objeto de dimensionar el espacio requerido para un aerogenerador, en la figura siguiente se presentan las dimensiones típicas, de altura y diámetro, para turbinas de potencia entre 50 kW y 5 MW, como se aprecia existe una relación directa entre el tamaño de las hélices del rotor y la potencia que entrega el aerogenerador.



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Adicionalmente en la figura se presenta un ejemplo de los niveles verticales del WRF23 para un punto cerca del nivel del mar y otro punto en 5.000 metros de altura.

Figura 9: Niveles verticales usado en la nueva versión del modelo para generar el mapa eólico24.

Se muestra a la izquierda las dimensiones típicas (altura (A) y diámetro (d)), de turbinas de

potencia entre 50 kW y 5 MW

Fuente: EWEA 2007.

23 WRF (Weather Research and Forecasting), es un modelo avanzado y ampliamente utilizado en el mundo para

el estudio del potencial eólico. 24 El Explorador Eólico 2012, Descripción y Manual de Uso. Ministerio de Energía, facultad de ciencias físicas y

matemáticas Universidad de Chile.



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Respecto a los costos de la energía producida en una solución eólica debe considerar el costo inicial de la inversión, donde el costo del aerogenerador se encuentra entre los 60% - 70%. De manera referencial el costo medio de una central eólica en Europa es de aproximadamente 1.600 US$/kW, obviamente dependiendo de la tecnología, la capacidad, las características de los elementos que la componen. Respecto a los costos de operación y mantención varían entre un 1% y un 3% de la inversión. La vida útil es de aproximadamente 20 años. Respecto a los componentes técnicos necesarios para su funcionamiento óptimo, como se señaló en párrafos anteriores, se destacan las hélices del rotor, eje, generador, torre, el inversor, cables, conectores, estructura donde se instalará, y si se requiere disponer de almacenamiento de la energía que se produce una batería recargable para estos efectos. A modo de resumen se presenta en la Tabla 23 una comparación entre Parque Eólico y Solución Fotovoltaica Residencial.

Tabla 23: Valores de comparación entre Parque Eólico y Fotovoltaico Residencial

Parque Eólico

Fotovoltaico Residencial

Factor de Carga 26% - 28% 10%

Eficiencia 32% - 35% 15%

EPBT25 (Payback Energía) 10 meses 3 años - 6 años

Fuente: Building Cooperation26.

Con relación a esta tecnología en Chile, se debe destacar que en los últimos años se han desarrollado importantes avances en la instalación de nuevos parques eólicos en el país, llegando actualmente a unos 300 MW instalados. No obstante, sólo representaría una pequeña fracción de la capacidad instalada del Sistema. Si bien se han utilizado las mejores tecnologías disponibles en el mercado, el factor de planta se mantiene en torno al 20% - 25%, salvo algunas zonas al sur de Chile donde éste factor tiene el potencial de estar en torno al 30% - 40%. Esto se debe a la variabilidad en los vientos que presentan las distintas zonas aptas del país. Aún así, existe un importante potencial para la explotación de sistemas eólicos a pequeña escala

25 EPBT (Energy Payback Time), esta sigla corresponde al concepto de payback de la energía o retorno

energético. 26 http://buildingcooperation.blogspot.com/2012/05/are-wind-turbines-better-value-than.html



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en ciudades costeras y en zonas cordilleranas rurales, donde puede existir o no cobertura eléctrica.

4.3 Energía mini o micro o nano hidráulica

La Energía mini o micro o nano hidráulica es un tipo de energía renovable por excelencia, esta es generada mediante la energía cinética del agua producto de la caída de ésta, es así que los lugares con mejor aprovechamiento de este tipo de energía son los ríos o lugares con gran desnivel, estos últimos, corresponden principalmente a desniveles de tipo artificial los que son construcciones tipo represa. De manera general el agua se canaliza por tuberías que la llevan hacia la central mini hidráulica, donde se encuentra una turbina la que convierte el “agua” en energía eléctrica. Respecto a las pequeñas centrales hidroeléctricas según la definición de la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo se pueden clasificar de la siguiente forma:

a) Nano o Pico Centrales: Corresponden a centrales cuya potencia de generación es inferior a 1 kW. Son fundamentalmente usadas para suministro familiar y aplicaciones mecánicas.

b) Micro Centrales: Corresponden a las centrales cuya potencia de generación está

entre 1 kW y 100 kW. Su uso principal en el mundo ha sido abastecer redes eléctricas comunales en sectores aislados.

c) Mini Centrales: Son las que poseen una capacidad de generación entre los 100 kW

y los 1.000 kW. Estas se han usado en el mundo para abastecer varias comunidades cercanas como también para la conexión a la red de energía nacional.

d) Pequeñas Centrales: Son aquellas cuya potencia instalada se encuentra en el

rango de 1 MW a 5 MW. Se han usado para alimentar pequeñas ciudades y sectores aledaños y también para conectarlas a la red eléctrica nacional.

Respecto al tipo de soluciones mini hidráulicas se distinguen las siguientes alternativas:

a) Centrales en la base del rio: Estas corresponden a las que tienen agua del rio y está retenida en un embalse pequeño, desde donde mediante tuberías se dirige el agua a las turbinas.



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b) Centrales de agua fluyente: En este caso se construye una derivación del río, con obras menores, para alimentar un canal que llega a una cámara de carga, desde donde se hace caer el agua hasta las turbinas. Posteriormente, el agua que pasa por las turbinas se devuelve al cauce del río.

c) Centrales de canal de riego: En este caso se utiliza el desnivel existente en el

propio canal. En este caso mediante una tubería que va de manera paralela al canal de riego, se conduce el agua a la Central y una vez que pasa por ella se devuelve a su curso normal del canal.

En general este tipo de centrales hidráulicas evitan el “deterioro excesivo del agua”, ya que ésta se recoge del río en un punto y se devuelve al cauce en una cota inferior, una vez transformada su energía en energía eléctrica a su paso por la turbina. Es importante considerar que en este tipo de Tecnologías, y dado el efecto que tiene sobre los ríos y los ecosistemas (fauna, flora y paisaje), es necesario que se planifique de tal forma que no genere impactos negativos en el ecosistema. De acuerdo a lo estudiado la energía proveniente de pequeñas centrales hidroeléctricas es la que competitivamente presenta mayores ventajas con respecto a otras fuentes de energía renovable, lo anterior producto que este tipo de energía se ha venido usando hace ya muchos años, como también porque este tipo de centrales presenta factores de planta por lo general superiores a 50% y costos de inversión de alrededor de US$ 3,5 millones27 por MW instalado. Algunas ventajas y desventajas, técnicas y no técnicas se presentan en la Tabla 24.

27 ACERA 2011 “Tecnologías y estrategias de gestión comercial disponibles y sus costos en Chile, asociados a

ERNC”



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Tabla 24: Ventajas y Desventajas Energía Mini hidráulica


Técnicas

Tecnología confiable No son sistemas modulares y dependen

de la solución a implementar.

Es posible almacenar el recurso Sus tamaños no son pequeños.

La turbina hidráulica es una máquina sencilla, eficiente y segura, que

puede ponerse en marcha y detenerse con rapidez y requiere

poca vigilancia siendo sus costes de mantenimiento, por lo general,

reducidos.

Posee gran cantidad de partes y elementos, dentro de ellos a lo menos

una turbina.

Es una tecnología eficiente, dado que posee alta eficiencia de conversión de

la energía potencial a energía eléctrica, entre un 75% y un 90%.

Su instalación y operación no es sencilla.

La disponibilidad de energía puede variar

en función con el régimen de lluvias.

Económicas

Costo de Mantención y operación bajo.

Gran inversión inicial

Para desarrollar este tipo de proyectos se requieren estudios técnicos para

determinar el potencial disponible, como así también la factibilidad técnica, lo que

implica un costo y un plazo mayor de ejecución que las otras tecnologías.

Medioambientales

Limpia En su construcción podría producir

residuos contaminantes

Renovable

No emite gases invernaderos

El recurso es reutilizable (No consume agua)

Disponibilidad Infinita

Existe una gran disponibilidad del recurso en Chile, dada sus

características climatológicas y geográficas.

Otras

Silenciosa

La ubicación, condicionada por la geografía natural, generalmente están

lejos de los centros de consumo y de los potenciales usuarios, luego obliga a

construir un sistema de transmisión de electricidad, aumentando los costos de

inversión y de mantenimiento y aumentando la pérdida de energía.

Competitiva con otras tecnologías de energías

No son soluciones movibles. Es decir, que se puedan reubicar. Dependen de la

ubicación del recurso. Los impactos al sector donde se

instala la central no son significativos.

Posee una larga vida útil (50 años o más)

Fuente: Valgesta.



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Una solución de equipamiento para construir un Sistema mini/micro hidráulico es: Obras civiles vinculadas a la represa o estanque de regulación, casa de máquinas, turbina, generador, infraestructura anexa, entre otros. El dimensionamiento de una central mini/micro hidráulica dependerá del recurso, su ubicación, el lugar donde se emplaza, entre otras variables, luego, no es posible determinar un dimensionamiento, sin embargo, se puede considerar la casa de máquinas28 con un dimensionamiento de 50 m2 o menos dependiendo del proyecto. Respecto a los costos de proyectos hidráulicos, se presenta en las figuras siguientes las curvas de economías de escala de este tipo de proyectos.

Figura 10: Curva de economía de escala para proyectos hidráulicos (1)

Fuente: Centro de Energía29.

28 La casa de máquina es la construcción es la construcción donde se ubican los equipos (alternadores, turbinas,

etc.) y los elementos de regulación y comando. 29 Presentación Microhidráulica Plug and Play.



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Figura 11: Curva de economía de escala para proyectos hidráulicos (2)

Fuente: Centro de Energía30.

Respecto a esta tecnología en Chile, se debe destacar que ha tenido un desarrollo sostenido y continúo a lo largo del tiempo, siendo una de las fuentes de generación renovable más relevantes en la matriz energética chilena, debido a su gran potencial de desarrollo. No obstante, principalmente sus aplicaciones han sido orientadas a escala industrial. Lo anterior principalmente se debe al amplio conocimiento de la tecnología, un factor de planta relativamente alto (65%), bajo costo de operación y a la existencia de un gran potencial hídrico en las regiones centro y sur del país. Los nuevos retos para su desarrollo están enfocados a la cobertura de sistemas de distribución eléctrica en zonas rurales, producto de los mayores recursos disponibles que se encuentran en zonas cordilleranas, como también a soluciones a pequeña escala. Cabe destacar que el uso en comunidades agrícolas, que dispongan de un potencial de generación a través de este recurso (como acciones de agua), genera otro importante polo de desarrollo de generación residencial, comercial o industrial hasta 100 kW.

30 Presentación Microhidráulica Plug and Play.



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4.4 Biogás/Biomasa

La biomasa genera una energía ecológica y renovable con múltiples aplicaciones, es así también, que resuelve el problema del tratamiento de los residuos desaprovechados de zonas tales como campo, cerros e incluso industrias. Como definición se tiene que la biomasa es el conjunto de la materia orgánica, de origen vegetal o animal y los materiales que proceden de su transformación natural o artificial. Dentro de las ventajas de la biomasa, se destacan:

• La biomasa genera una energía ecológica y renovable, dado que no aumenta el efecto invernadero, causante del cambio climático, ni contamina con lluvias ácidas o gases tóxicos. Es importante señalar que este tipo de fuente energética fue la principal hasta la revolución industrial, cuando se sustituyó por los combustibles fósiles.

• La limpieza de los cerros, realizada de forma controlada, evita posibles daños

ambientales y mejora la calidad del arbolado, disminuye las plagas e incendios y favorece la regeneración natural.

• La biomasa eléctrica es la energía renovable que más contribuye a la estabilidad

de la red de distribución, porque garantiza el suministro a cualquier hora del día y con diferentes condiciones atmosféricas (viento, sol, etc.). No obstante, para ello hay que disponer de una fuente cercana a precios razonables y tener unos consumos energéticos suficientes para que la instalación sea rentable.

Según un informe de la Asociación Europea de la Industria de la Biomasa y la organización WWF, la biomasa reduciría las emisiones de dióxido de carbono (CO2) en cerca de mil millones de toneladas anuales, y podría satisfacer, dentro de una década, el 15% de la demanda eléctrica de los países industrializados31. Un dato para tener en consideración, es que en España la biomasa, tanto en generación eléctrica como en producción térmica, es la “mayor renovable”, de acuerdo al Instituto de la Diversificación y Ahorro de Energía (IDEA), con un 3,9% en el balance de eficiencia y renovables 2009, luego, un 2,4% la energía eólica y un 1,7% la energía hidráulica.

31 http://e-ciencia.com/blog/divulgacion/biomasa-una-energia-renovable-de-gran-futuro/



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Actualmente la tecnología que aprovecha la biomasa no ha avanzado de manera muy relevante, por lo que necesita un mayor avance, su rendimiento es menor que el de los combustibles fósiles (por ejemplo, un litro de gasolina equivale a tres kilos de biomasa). Se requieren mayores recursos y sistemas más complejos y costosos de almacenamiento y manejo. Luego, en estos ámbitos, es que se esperaría que en los próximos años mejore esta tecnología. Una desventaja de esta tecnología y combustible específicamente, es que los canales de distribución no están tan desarrollados como los de los combustibles fósiles. Con relación a Chile, este tipo de fuente de energía posee un gran potencial de desarrollo, debido al importante crecimiento económico que han tenido las actividades avícolas, ganaderas, forestales y agrícolas. Esto ha generado una alta producción de residuos orgánicos, permitiendo una potencial fuente constante de materia prima para la producción de biogás, principalmente. A su vez, las tecnologías disponibles para la producción de biogás están ampliamente maduras y desarrolladas (birreactores), así como los equipos de generación eléctrica que, en su mayoría, corresponden a motores de ciclo diesel. El futuro de su desarrollo depende de diseños de sistemas eficientes de acopio de materia prima o de la posesión de niveles de producciones de materias primas propias, viables en el tiempo, ya que las mismas corresponden a pequeños productores que se encuentran dispersos en las regiones, identificándose potencial en el desarrollo de sistemas comunitarios de generación, además del comercial e industrial. Cabe señalar, que existen soluciones de generación de energía renovable (biogás) de pequeño tamaño (inferior a 100 kWé de capacidad instalada), pero hay que hacer una diferencia según el tipo de sustrato que alimenta el sistema. Existen sistemas bien “artesanales” con una tecnología muy rústica, de menor costo pero también poco confiable y generalmente adaptada a un solo tipo de sustrato, los purines de cerdo o el estiércol de vacuno, y sistemas más tecnificados, más versátiles en cuanto a los sustratos aceptables y más estables en su operación, pero con un costo por kWé instalado superior. En cuanto al nivel de modularidad, existen sistemas enteramente modulares (tipo contenedores), incluyendo los estanques, que permiten un ahorro importante en mano de obra para su instalación (basta construir una losa de hormigón para colocar los contenedores) y que son atractivos en los rangos de 25 a 50 kWé de capacidad instalada, y sistemas parcialmente modulares, con la construcción de estanques de hormigón, que representan más mano de obra pero se adaptan mejor a proyectos de 75 a 100 kWé de capacidad instalada.



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La Tabla 25 entrega información estimada para una planta de 50 kWe.

Tabla 25: Información para una planta de biogás de 50 kWe

Planta artesanal Planta CSTR full

contenedor Planta 2 etapas full contenedor

Capacidad instalada 50 kWé 50 kWé 50 kWé

Tipo de sustrato Solamente purines Modelo Navarro (choclo +

estiércol o purines)

Residuos vegetales

(1 o más sustratos)

sin purines/estiércol

Ejemplo: fruta y verdura, orujo +

vinaza, pomaza, etc.

Estándar + ++ +++

Flexibilidad (tipo de sustrato,

cantidad, calidad, etc.) - - +

Volumen de estanque 1.000 m³ 300 m³ 240 m³

Modularización No Si Si

Rango valores inversión32

9.000 – 10.000

US$/kWé instalado

14.000 – 15.000 US$/kWé

instalado 16.500 – 18.000 US$/kWé instalado

Fuente: Empresa GreenWatt33

Adicionalmente, es importante tener presente que:

1 No hay que olvidar que la planta de biogás, además de generar energía, ofrece una solución durable al problema de los bioresiduos, convirtiéndolos en biofertilizantes. Según el tipo de residuo, la solución de biogás puede representar un ahorro significativo en el costo de tratamiento del desecho (disposición en vertedero, etc.), lo que mejora la rentabilidad de los proyectos.

2 El factor de planta en el caso del biogás es de 86% a 92%, por lo que es

importante comparar los valores por kWé producido y no por kWé instalado (en comparación con el solar PV por ejemplo). Con el biogás, no hay problema de intermitencia de la producción.

3 En la estimación de los valores de inversión, se consideró solamente la producción

de energía eléctrica (valor por kWé). Dado que este tipo de tecnologías es posible asociarla de manera directa a la tecnología de cogeneración (tecnología señalada en el punto siguiente) se destaca que un motor de cogeneración de 50 kWé

32 Valores estimados en dólares en base a proyectos realizados en Europa. 33 GreenWatt está presente en Benelux, Chile, Francia, Italia, Marruecos y Reino Unido.



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muestra un rendimiento eléctrico de 35% pero también un rendimiento térmico de 50% (agua caliente a 85°C). Es decir, que se puede valorizar la energía térmica localmente (procesos productivos, precalentamiento de agua para hacer vapor, red de calor residencial, calefacción, etc.) y mejorar de manera significativa la rentabilidad de un proyecto.

A modo de resumen en Tabla 27 se indican algunas ventajas y desventajas, técnicas y no técnicas de esta tecnología.

Tabla 26: Ventajas y Desventajas Tecnología de Biomasa/Biogás


Técnicas

Tecnología confiable Área utilizada es significativa

Producción estable. Proceso de fabricación de módulos

complejo Es posible modular la producción de

energía. Sistemas modulares (medianos-grandes)

De instalación y operación compleja.

Económicas

Costo de Mantención y operación mediano.


Proceso de fabricación de módulos caro

Se debe considerar el costo del traslado de la materia prima en caso que no se disponga en el lugar de generación.

Medioambientales Limpia

Renovable

Otras Competitiva con otras tecnologías de

energías

Fuente: Valgesta.

4.5 Cogeneración

La cogeneración es un tipo de tecnología que considera en su proceso la producción de manera simultánea de energía eléctrica (y/o mecánica) y energía térmica útil (entregar calor útil) a partir de un combustible. Es decir, este tipo de tecnologías es una alternativa eficiente a los sistemas tradicionales de utilización de la red eléctrica y de calderas. Si además se genera refrigeración, se denomina trigeneración. Principalmente la cogeneración es una tecnología ampliamente incorporada y desarrollada en sectores industriales de tamaño mediano – grande, pero principalmente en empresas con alto consumo energético, lo anterior debido a los costos asociados a esta tecnología.



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Una de sus características y beneficio principal que tiene este tipo de tecnologías es el aprovechamiento de la energía del combustible, en una parte eléctrica y otra térmica. Dependiendo de la planta de cogeneración, del combustible de esta y del motor que utilice, si se compara la generación de electricidad de una central térmica y la producción de calor de una caldera, es posible tener aproximadamente un tercio de ahorro en la energía primaria. Es así que por ejemplo, en el caso de un motor de cogeneración a gas natural34 la potencia eléctrica podría llegar a un 40%, la potencia calórica a un 55%, en el caso de una solución de cogeneración con biogás35 el rendimiento eléctrico es un 35% y el rendimiento térmico es un 50%. Entre los beneficios se puede destacar que la cogeneración es una tecnología eficiente en sí, es decir, mayor eficiencia en la generación de energía, genera ahorro de energía primaria, por lo que implica una reducción de emisiones, el ahorro en infraestructura de redes de transporte y distribución, en caso que estas soluciones se implementen en el punto de consumo térmico y eléctrico, la reducción de costos energéticos, menores costos de operación respecto a centrales eléctricas con tecnología convencional y calderas, seguridad en el suministro (dependiendo de la disponibilidad del combustible). Entre las desventajas se puede señalar, la mayor dificultad es la logística del combustible a utilizar, en caso que no se disponga del combustible en el punto de generación, el tamaño de su instalación en comparación a soluciones más modulares y pequeñas de otras tecnologías, respecto a las tecnologías renovables (eólicas, solares e hidráulicas) tiene un mayor costo de operación y mantención. Algunas ventajas y desventajas, técnicas y no técnicas se presentan en la Tabla 27.

Tabla 27: Ventajas y Desventajas Tecnología de Cogeneración


Técnicas

Tecnología confiable Área utilizada es significativa

Utiliza turbinas, motores. Proceso de fabricación de módulos

complejo Puede utilizar distintos tipos de

combustibles, dependiendo de la solución.

Sistemas modulares (medianos-grandes)

Producción estable. De instalación y operación compleja.

Es posible modular la producción de energía.

Genera energía térmica y energía eléctrica.

Económicas Costo de Mantención y operación mediano.


34 Información Empresa Gusacor Power, motor a Gas Natural. 35 Información Empresa GreenWatt.



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Proceso de fabricación de módulos caro

Se debe considerar el costo del traslado de la materia prima en caso que no se disponga en el lugar de generación.

Medioambientales Limpia

Renovable

Otras Competitiva con otras tecnologías de

energías

Fuente: Valgesta.

En la Tabla 28 se presentan algunas características de diferentes tecnologías de Cogeneración.

Tabla 28: Características de Diferentes Tecnologías de Cogeneración

Tecnología de Cogeneración

Capacidad (MW)

Costo Unitario

(US$/kW)

Eficiencia Eléctrica

(%)

Eficiencia Global (%)

Motor Stirling < 0,015 2.700 15 - 25 85 -95

Micro turbina 0,1 1.970 28,7 59

Motor combustión 0,1 1.380 28,1 75

Celda de Combustible 0,2 3.764 36,0 73

Motor combustión 0,8 975 30,9 65

Motor combustión 3,0 850 33,6 62

Turbina 1,0 1.600 21,9 72

Turbina 5,0 1.075 27,6 73

Turbina 10,0 965 29,0 74

Turbina 25,0 770 34,3 78

Turbina 40,0 700 37,0 78 Fuente: Informe de Oportunidades de Cogeneración Eficiente36/Agencia Internacional de la Energía

(AIE)

En la siguiente figura se presenta una comparación de la eficiencias en generación de centrales de generación convencionales, de ciclos combinados y de cogeneración.

36 Informe desarrollado por CONUEE: Comisión Nacional para Uso Eficiente de la Energía, enMexico.

(http://www.conuee.gob.mx/work/sites/CONAE/resources/LocalContent/7744/5/cogeneracion_eficiente.pdf).



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Figura 12: Eficiencia en Generación Eléctrica de Centrales Convencionales y Cogeneración

Fuente: Informe de Oportunidades de Cogeneración Eficiente37/Agencia Internacional de la Energía

(AIE)

Respecto a las potenciales aplicaciones de esta tecnología se pueden señalar, que técnicamente puede ser utilizada en casi cualquier tipo de empresa, sea del sector industrial o del comercio (hospitales, centros comerciales, edificios, hoteles, escuelas, etc.), lo importante es que requieran energía térmica útil (vapor, gases calientes, aire acondicionado, agua caliente, etc.) y energía eléctrica. Algunos potenciales sectores de la industria donde se puede utilizar esta tecnología se presenta en la Tabla 29.

37 Informe desarrollado por CONUEE: Comisión Nacional para Uso Eficiente de la Energía, en México.




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Tabla 29: Potenciales sectores de la Industria que pueden utilizar Cogeneración

Sector Industrial Características

Horas Anuales

de operación

(hrs.)

Relación Electricidad/Calor

(E/C)

Tecnologías más

utilizadas

Químico Usos térmicos a baja

temperatura 8.000 0,46

Turbinas a gas y vapor.

Ciclos simples o

combinados.

Cartón y Papel

Consumidor importante de

energía térmica y eléctrica. El uso térmico es a alta

temperatura.

7.500 0,34

Turbinas a gas con

recuperador de calor y

vapor.

Alimenticio

A veces se utilizan equipos de absorción para la producción

de frio.

7.300 0,45

Ciclos simples con

turbina a gas o motor

alternativo.

Textil

Los subsectores más aconsejables para la

cogeneración en este grupo son los de tintes, acabados y curtidos. Los usos

térmicos son en forma de vapor,

agua caliente y aire caliente.

6.500 0,41

Motores alternativos

de ciclo simple.

Automotriz

Se requiere vapor o agua sobrecalentada

a gran presión y temperatura y gases

calientes.

6.500 0,61

Turbinas a gas en ciclo

simple o combinado.

Cerámica y Azulejos

Utilizan gran cantidad de

combustibles en hornos de alta

temperatura, en general.

7.700 0,12

Turbinas a gas con

aplicación directa de los

gases de escape al

atomizador.

Neumáticos Usos térmicos a

nivel bajo. 7.800 0,56



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Hoteles y Hospitales

Usos térmicos a nivel bajo y una

gran confiabilidad en el suministro

eléctrico.

8.760

Fuente: Informe de Oportunidades de Cogeneración Eficiente38/Agencia Internacional de la Energía (AIE)

Respecto a Chile y en términos generales, la cogeneración posee un potencial atractivo para su desarrollo en todo el país, ya sea en proyectos de biomasa/biogás o convencionales, donde la energía residual utilizada provenga de diferentes tipos de procesos industriales. Si bien la utilización de esta tecnología tiene un enfoque industrial, donde depende de procesos industriales con características térmicas incluyendo calderas u otros equipos similares para su utilización, existe la posibilidad de realizar cogeneración en aplicaciones comunitarias, las que permitirían adquirir materia orgánica en volúmenes competitivos para el desarrollo de estos sistemas. Cabe destacar que, mientras no se dicte la norma técnica a la que hace mención el artículo 62° del DS 244, para efectos de reglamentación de la Ley N° 20.571, se entenderá como cogeneración eficiente, a un sistema de cogeneración que posea un Rendimiento Eléctrico Efectivo (REE) mayor o igual a 0,55 (55%).

4.6 Tecnologías por Zonas en Chile

La geografía del país se caracteriza por presentar una importante diversidad de condiciones climáticas y ambientales. Por ello, el uso de tecnologías renovables para la generación eléctrica a pequeña escala, debe considerar esta variable que impacta directamente en la producción eléctrica de estos sistemas, como también su desarrollo a nivel regional. En base a lo anterior, se caracteriza de forma general el tipo de tecnología en relación a su potencial desarrollo en el país.

38 Informe desarrollado por CONUEE: Comisión Nacional para Uso Eficiente de la Energía, en México.




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Tabla 30: Potencial tecnológico por región y tipo de cliente.

Nº Región Potencial Tecnológico

Residencial – Comercial Pequeño

Potencial Tecnológico Comercial – Industrial

XV Arica y Parinacota FV-EO FV-CG

I Tarapacá FV-EO FV-CG

II Antofagasta FV-EO FV-CG

III Atacama FV-EO FV-CG

IV Coquimbo FV-EO FV-CG

V Valparaíso FV-EO FV-CG

RM Metropolitana de Santiago FV FV-CG

VI Libertador Gral. Bernardo O'Higgins FV-EO FV-HI-BIO-CG

VII Maule FV-EO FV-HI-BIO-CG

VIII Biobío FV-EO FV-HI-BIO-CG

IX Araucanía FV-EO FV-HI-BIO-CG

XIV Los Ríos FV-EO FV-HI-BIO-CG

X Los Lagos FV-EO FV-HI-BIO-CG

XI Aysén del Gral. Carlos Ibáñez del Campo EO EO-HI-BIO-CG

XII Magallanes y de la Antártica Chilena EO EO-HI-BIO-CG

Fuente: Valgesta. FV: Fotovoltaico, EO: Eólica, CG: Cogeneración, HI: Hidráulica, BIO: Biomasa-Biogás.

En términos generales y como se señaló en la sección anterior, a lo largo del país es posible apreciar que existe un elevado potencial para el desarrollo y uso de distintos tipos de sistemas de generación con energías renovables. Es importante destacar que este potencial está caracterizado por zona o región, esto quiere decir que, dadas las características geográficas y climáticas de Chile, se determina el nivel del recurso disponible y qué tipo de recurso disponible tiene el mayor potencial de uso. Entendiendo que los recursos renovables están distribuidos y caracterizados a lo largo del país, la información de regionalización de los potenciales tecnológicos, permitirá definir mecanismos para el apoyo diferenciado por tipo de fuente renovable, en relación a las zonas potenciales. De manera específica en el Capítulo 5, se indicará el tamaño del mercado potencial por región y por tecnología.

4.7 Análisis de la aplicabilidad de las Tecnologías

El presente capitulo tiene por objetivo, hacer una análisis objetivo respecto del uso de las tecnologías ERNC y cogeneración eficiente disponibles en el marco de la Ley N° 20.571. En efecto, es importante antes de estimar cualquier potencial de demanda por el uso de un instrumento para el fomento de la Ley (objeto de este trabajo), que las tecnologías a



98


utilizar sean, en primer lugar aplicables, y segundo lugar, utilizables tanto desde el punto de vista de la operatividad y seguridad así como otros aspectos que son relevantes de considerar. En este sentido, la Ley es clara indicando que cualquier tipo tecnología ERNC puedes ser utilizada, incluyendo también, la cogeneración eficiente. No obstante, la complejidad de algunas de las tecnologías ERNC y/o cogeneración eficiente, hace que el segmento al cual está dirigida la Ley39, no necesariamente cuente con las capacidades necesarias para el financiamiento, la instalación, operación y mantenimiento de los equipos de autogeneración. Una muestra clara de esto y que no es posible permitir a discreción es la utilización de tecnologías complejas de autogeneración, y esto lo demuestra el resultado de la experiencia internacional, como se apreció en el capitulo anterior, pues por su simplicidad, la mayoría de los incentivos al “Net Metering” o al “Net Billing”, apunta principalmente a la tecnología Fotovoltaica, luego esta es una primera conclusión a tener presente, desde la experiencia internacional. En este esquema, y considerando lo visto en la experiencia internacional, las características de las Tecnologías y en conjunto con la experiencia del Consultor, se realiza una etapa en la cual por medio de una matriz (Tabla 31), se desestimará el uso de ciertas tecnologías para alguno de los segmentos en los cuales es aplicable la Ley.

39 Todos los usuarios finales sujetos a fijación de precios, que dispongan para su propio consumo de

equipamiento de generación de energía y que la capacidad instalada de éstos no supere los 100 kW.



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Tabla 31: Matriz Complejidad Tecnologías ERNC

Fuente: Valgesta.

En la matriz anterior es posible observar en el eje de las ordenadas las distintas tecnologías aplicables y analizadas en el contexto de este estudio, y en el eje de las abscisas una serie de criterios que el Equipo Consultor analizó con el fin de establecer las complejidades que podría implicar para cada uno de los usuarios este tipo de tecnologías, de acuerdo a la experiencia del Consultor. Entre algunos de los criterios considerados y que destacan se pueden señalar: Diseño: En el caso del diseño, se considera un grado de dificultad principalmente medio alto, dado que se requiere de ciertas condiciones específicas que se deben analizar para instalar un equipo de autogeneración. Por el contario, en el caso fotovoltaico, esto no es una variable relevante, pues el diseño es relativamente sencillo. Madurez Tecnológica: Desde el punto de vista la madurez tecnológica, también se considera un bajo nivel complejidad aquellas tecnologías que se encuentran bien desarrolladas y no a nivel de prototipo. Profundidad de Mercado: Este criterio se relaciona directamente con la penetración de mercado. En efecto, la penetración de mercado corresponde principalmente a la oferta y demanda existente en Chile por este tipo de sistemas. Es importante mencionar que, para

Tecnologías DiseñoAnálisis de

Recurso

Operación y

Mantenimiento

Madurez

Tecnologica

Profundidad de

Mercado

PV Bajo Bajo Bajo Bajo Bajo

Hidro Alto Medio/Alto Medio Medio/Alto Medio/Alto

Biomasa Medio/Alto Medio/Bajo Medio/Alto Medio/Bajo Medio

Biogás Medio/Alto Medio/Alto Medio/Alto Medio/Alto Alto

Eólico Alto Medio/Alto Medio/Alto Medio/Alto Medio/Alto

Cogeneración Medio Medio Medio/Alto Medio/Bajo Medio

Bajo

Medio/Bajo

Medio

Medio/Alto

Alto

Nivel de Compejidad

Tecnológica



100


todos los efectos de este estudio, se analizan equipos de generación eléctrica con fuentes ERNC, incluida la generación eficiente, menores a 100 kW. En este sentido, se le asigna un bajo nivel de complejidad a aquellas tecnologías que tienen un mercado profundo. Como resultado del análisis, bajo todos los criterios analizados, la tecnología fotovoltaica, seguida por la biomasa/biogás y la Cogeneración son las tecnologías que representan los más bajos niveles de complejidad. Por este motivo se recomienda, como primer punto desarrollar el resto del trabajo apuntando principalmente a estas tecnologías. En una segunda mirada al análisis, se observa que sólo la tecnología fotovoltaica representa el más bajo nivel en todos los criterios, por tanto es esta tecnología la que debería ser utilizada transversalmente por todos los usuarios. Luego, la tecnologías biomasa/biogás y cogeneración, representan más bien niveles medios de complejidad, motivo por el cual su uso debe tener ciertas restricciones. Dicho lo anterior, el Consultor propone para el desarrollo del estudio y propuesta de mecanismos, que los usuarios residenciales, y los comerciales pequeños, sólo puedan hacer uso de la tecnología fotovoltaica, mientras que los usuarios comerciales más grandes e industriales sujetos a regulación tarifaria puedan hacer uso de la tecnología fotovoltaica, biomasa/biogás y cogeneración. Lo anterior se debe principalmente a que estos últimos usuarios por ser comerciales y/o industriales, pueden tener un mejor entendimiento y uso de estas tecnologías de generación. Específicamente se propone que el primer grupo se componga de todos los usuarios residenciales y comerciales pequeños con tarifa BT1, mientras que el segundo grupo se componga de todos los usuarios con el resto de las tarifas eléctricas. Independientemente de lo indicado, dado que no es el objetivo de este trabajo limitar las otras tecnologías en el marco de esta Ley, ya que es posible que ellas pueden tener un mayor desarrollo en el mediano y largo plazo, en la definición del mecanismo se debería considerar que los usuarios que deseen implementar otro tipo de tecnología para el uso del mecanismo objetivo de este trabajo, se dejará la posibilidad a que el ministerio o quien éste disponga sea quien evalué específicamente dicha situación.



101


4.8 Resumen Tecnologías propuestas a utilizar

Es importante destacar que todas las tecnologías aquí analizadas de Energías Renovables y de la Cogeneración eficiente, tienen como beneficio en menor o mayor medida para Chile, y en general para cualquier organización o país, los siguientes aspectos:

• Ahorro en energía primaria de combustibles. • Reducción de la importación de combustibles fósiles. • Disminución de las emisiones de CO2 a la atmósfera. • Nuevas inversiones, desarrollo regional y creación de empleos. • Liberación de la capacidad de las redes de transmisión de energía (Transmisión,

subtransmisión, distribución). • Reducción de pérdidas de transmisión, subtransmisión y distribución.

Por último, y dado lo analizado en las secciones anteriores en la Tabla 32 se presentan las tecnologías por tipo de cliente y región propuestas para ser consideradas en el diseño del mecanismo de incentivo que se propondrá al finalizar el Estudio, lo anterior, como se señaló no descarta la posibilidad que otras tecnologías se puedan incorporar en el futuro, en función al mecanismo que se propondrá, lo que deberá ser evaluado en cada caso, por el organismo pertinente.

Tabla 32: Tecnologías propuestas por región y tipo de cliente, para diseñar el mecanismo.

Nº Región

Tecnología Residencial – Comercial

Pequeño (Tarifa tipo BT1)

Tecnología Comercial – Industrial

(Resto Tarifas Reguladas)

XV Arica y Parinacota FV FV-CG

I Tarapacá FV FV-CG

II Antofagasta FV FV-CG

III Atacama FV FV-CG

IV Coquimbo FV FV-CG

V Valparaíso FV FV-CG

RM Metropolitana de Santiago FV FV-CG

VI Libertador Gral. Bernardo O'Higgins FV FV-BIO-CG

VII Maule FV FV-BIO-CG

VIII Biobío FV FV-BIO-CG

IX Araucanía FV FV-BIO-CG

XIV Los Ríos FV FV-BIO-CG

X Los Lagos FV FV-BIO-CG

XI Aysén del Gral. Carlos Ibáñez del Campo BIO-CG

XII Magallanes y de la Antártica Chilena

BIO-CG

Fuente: Valgesta. FV: Fotovoltaico, CG: Cogeneración, BIO: Biomasa-Biogás.



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5 TAMAÑO POTENCIAL DEL MERCADO REPRESENTATIVO40

Conforme a lo señalado en secciones anteriores, a continuación se estima en función de diferentes criterios y estudios anteriores potenciales de mercado de desarrollo de tecnologías ERNC susceptibles de aplicación de lo dispuesto por la Ley N° 20.571.

5.1 Energía solar fotovoltaica

5.1.1 Antecedentes

A continuación se presenta una breve descripción de dos metodologías para la estimación de potencial de mercado fotovoltaico, elaboradas por NREL. Posteriormente se presenta un cuadro comparativo entre dichas metodologías, de modo que permita establecer similitudes y diferencias entre las mismas.

5.1.1.1 Metodología NREL, estudio “Rooftop photovoltaics market pentration scenarios”41 (Metodología 1)

Para esta metodología se desarrolló una herramienta de cálculo Excel que realiza los siguientes procesos:

40 Las tablas asociadas a este capítulo se encuentran en forma editable en Anexo F, al igual que la información. 41 NREL. Rooftop photovoltaics market penetration scenarios. 2008.



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Figura 13. Esquema metodológico 1 de NREL

Fuente: NREL. Rooftop photovoltaics market penetration scenarios. 2008.

Potencial técnico Para calcular la penetración de mercado que tiene los sistemas fotovoltaicos, se estimó el tamaño del mercado disponible. Se estimó el espacio en techos, tanto actuales como proyectados entre el 2007 al 2015 por estado, considerando edificios residenciales y comerciales. Luego se aplicó un “factor de acceso” para estimar cuántos de los techos están actualmente disponibles para sistemas FV. Dicho factor consideró sombras, orientación de la construcción y las características estructurales de la edificación. Posteriormente se utilizaron datos sobre densidad de potencia FV para calcular la capacidad instalada potencial por cada estado. Para calcular el área total de techos, se extrajo la cantidad total de áreas construidas residenciales y comerciales por estado entre el 2007 y el 2011. A partir de estas se estimó la tendencia de crecimiento o decrecimiento entre dichos años, con la cual se realizó una proyección entre el 2012 al 2015. Para estimar cuánto del área edificada correspondía a techumbres, se consideró el número promedio de plantas por edificio en base a los datos de EIA (Energu Information Administration), RECS (Residential Energy



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Consumption Survey) y CBECS (Commercial Building Energy Consumption Survey), asumiendo que el 92% de los techos residenciales tenían inclinación. Para estimar cuánta superficie de techumbres está disponible para FV, se consideró el “factor de acceso FV” para áreas frías y cálidas, y luego se aplicó a los datos de áreas de techumbres a nivel estatal para obtener la superficie de techos disponible. El potencial técnico se estimó usando datos de densidad de potencia FV a partir de un estudio del DOE, donde el potencial técnico es definido como la cantidad de veces que un sistema FV cabe en el área de un techo dada. De modo que se desarrolló un porcentaje en base al promedio de eficiencia de un módulo (en base a las eficiencias de las tres tecnologías prevalentes en el mercado actual). La densidad de potencia de un módulo fue calculada sobre la base de pies cuadrados, y la densidad de potencia de un sistema FV se calculó aplicando un “packing factor” de 1,25 para sistemas residenciales y comerciales. El “packing factor” modifica la densidad de potencia FV tomando en cuenta el espacio necesario para un sistema como el acceso a los módulos, cableado e inversores. Potencial económico Después de calcular el potencial técnico para cada estado, se evaluó el potencial económico el cual corresponde a un porcentaje del potencial técnico, que posteriormente se multiplicó por la curva de adopción de tecnología. El dato de entrada para las curvas de penetración de mercado correspondió a la recuperación del capital, para lo cual se analizó la estructura tarifaria y las respectivas tarifas, reglas de net metering, incentivos, consumos y perfiles eléctricos FV. Se utilizaron dos curvas diferentes de penetración (teniendo la recuperación del capital como dato de entrada): uno para el mercado actual y otro para la nueva construcción, utilizando dos estudios: uno correspondió a Kastovich et al y el otro sería una curva basada en entrevistas, encuestas y datos de mercado sobre la eficiencia energética de la tecnología. Luego de calcular el porcentaje de penetración del mercado, se usaron curvas-S para modelar la adopción tecnológica. Una curva-S provee la tasa de adopción de tecnologías en función de las características de las mismas y las condiciones de mercado. En este caso se utilizó el modelo Fisher-Pry, el cual predice la adopción tecnológica en función de un mercado de tamaño conocido.



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Después de aplicar estas curvas, el mercado de penetración final correspondió a la instalación acumulada en un área determinada como un porcentaje del potencial técnico en dicha área. A continuación se desarrolló un conjunto de escenarios considerando políticas de interconexión, políticas de desarrollo solar como los Certificados Renovables, sistema de precios, políticas de net metering, legislación de carbono, políticas de estructuras tarifarias, escalabilidad de tasas eléctricas e incentivos federales. Para el primer escenario, se evaluó el nivel de dificultad que presentan los estándares de interconexión a la red (estudio del IREC), asignándole a cada uno un porcentaje de mercado alcanzable bajo dichas condiciones. De modo que el primer escenario asumió que todos los estados mejoran sus estándares de conexión al punto más alto (mercado alcanzable del 100%). Algunas redes tienen límites de penetración de net metering como un porcentaje de la punta de la demanda, el estudio utilizó estos datos para traspasar el límite net metering (en porcentaje) a megawatts. De esta manera para cada año de análisis, la penetración del mercado es el rango de instalaciones acumuladas hasta el límite de net metering. Los siguientes dos escenarios se refieren a los estándares de net metering. El primer escenario net metering asume que todos los límites son aumentados el 2007. El segundo se refiere a la disponibilidad de net metering, ya que algunos estados y redes de distribución aún no lo permiten, por lo tanto este escenario asume que el net metering se presenta en toda la nación desde el 2008. El siguiente escenario abarca los Certificados Renovables de tipo solar. Varios estados tienen planes de desarrollo solar o de generación distribuida como parte de su Cartera Estándar de Renovables. Para cada año de análisis, el modelo de penetración de mercado aseguró que dicha penetración alcance al menos el nivel requerido por los planes de desarrollo solar independientemente de los límites para net metering, economías o de los estándares de interconexión. Otro escenario asumió la introducción de una legislación de carbono, bajo la cual existiría un precio base a partir de un determinado año, luego del cual este aumenta anualmente hasta un tope definido. Para ver su efecto en el nivel de penetración de FV se usaron los datos de EIA sobre la intensidad de carbono asociada a un kWh y se modeló el precio del carbono como un sobrecargo en las cuentas eléctricas. El escenario siguiente consideró la introducción de tarifas TOU (time of use) en todas las redes de distribución (ya que aún no están disponibles totalmente), para lo cual se utilizó



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una tasa de aproximación multiplicativa. Se seleccionó un grupo de servicios de redes de distribución que contaban con tarifas TOU y para cada una de ellas se calculó el rango de tarifas en peak estándar y en peak no estándar, tanto para invierno como verano. A continuación se calcularon los promedios de dichos rangos, los que fueron tomados como puntos de referencia para estimar tarifas TOU en aquellas redes donde no las ofrecían. Otro componente del análisis del multiplicador involucró el cálculo del número promedio de horas peak y el momento de inicio de dichos períodos en cada región. Sabiendo que los precios eléctricos influyen en la recuperación de capital, se realizaron dos proyecciones de precios. La primera proyección usó datos de EIA, las que muestran un costo decreciente en el tiempo y la segunda proyección usó proyecciones desarrolladas por NCI (Navigant Consulting Inc). Los dos escenarios finales involucraron incentivos federales para FV respecto a la extensión temporal de los mismos en base a una legislación. De esta manera, el primer escenario asume que el incentivo a la zona comercial se extiende hasta el 2015 y el de la zona residencial hasta el 2010, mientras que el segundo escenario asume que los incentivos, para ambas zonas, son extendidos hasta el 2015.

5.1.1.2 Metodología NREL, estudio “The Solar Deployment System (SolarDS) Model: documentation and sample results”42 (Metodología 2)

Esta metodología se basa en el desarrollo de un modelo llamado Solar Deployment System o SolarDS Model, el cual simula la penetración de mercado según el potencial de adopción de la tecnología fotovoltaica en techos residenciales y comerciales en los Estados Unidos al 2030. El SolarDS se elaboró como una colección de modelos de aplicación en visual basic para interface Excel. Los componentes principales de este modelo son: un simulador de rendimiento FV, el cálculo anual de ingresos FV, un cálculo de rendimiento financiero FV, un cálculo de la penetración de mercado y una agregación regional de dichos cálculos.

42 NREL. The solar deployment system (Solar DS) model: documentation and smaple results. 2009.



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Figura 14. Esquema metodológico 2 de NREL

Fuente: NREL. The solar deployment system (Solar DS) model: documentation and smaple results.

2009.

El PV Performance Simulator estima la cantidad de electricidad que genera por hora un módulo FV de un tamaño y orientación determinada, abarcando una gran cantidad de locaciones en los Estados Unidos. Este cálculo se basa en el recurso solar y datos climáticos (Typical Metorological Year) de estaciones. El cálculo para múltiples orientaciones permite caracterizar los distintos tipos de techumbres. El PV Annual Revenue Calculator combina el rendimiento técnico con las tarifas eléctricas, estructuras tarifarias y simulación de consumos, con lo cual se obtienen los ahorros anuales esperados para múltiples sistemas FV en cada locación. Los ingresos de FV son definidos como los costos eléctricos evitados y se calculan como una combinación de la electricidad generada horaria y las tarifas eléctricas. Para edificios residenciales, los ingresos son calculados en tarifas planas y TOU y para edificios comerciales, los ingresos se calcularon en tarifas planas, TOU y por demanda base. El PV Financial Performance Calculator combina los ingresos anuales generados por un sistema FV con supuestos de financiamiento que permiten generar indicadores financieros para sistemas individuales. Los costos de sistemas FV se obtuvieron de precios actuales para los mismos y de proyecciones de precios de EIA y DOE. Los usuarios también pueden especificar sus propias proyecciones de costos o tasas de aprendizaje de FV. Se aplican además incentivos federales y estatales, reduciendo los costos de inversión de sistemas FV. Se analiza una distribución de parámetros financieros que incluyen pagos en efectivo, préstamos ajustados para el hogar y préstamos convencionales. Para sistemas residenciales, el modelo de rendimiento financiero calcula, como medida financiera, el flujo de caja hasta que se obtengan flujos positivos. Para edificios comerciales se considera la tasa interna de retorno (TIR) como medida financiera básica. El PV Market Share utiliza los rendimientos financieros para simular la probabilidad de venta de energía FV que es única para el recurso de cada región y estructura tarifaria, tipo de cliente, financiamiento, orientación de paneles, tamaños de edificios y edad de las construcciones. Los parámetros financieros son utilizados para calcular el mercado potencial de FV (utilizando curvas de penetración de mercado) y las tasas de adopción



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tecnológica (usando Modelo Bass). Se utilizan diferentes curvas de penetración de mercado FV para caracterizar a los clientes residenciales y comerciales en el mercado actual. Finalmente el Regional Aggregator, combina una gran cantidad de probabilidades de adopción de FV con el número de edificios asociados a un determinado tipo de sistema y agrega las estadísticas de adopción a nivel nacional y estatal. El número de edificios residenciales y comerciales adecuados para sistemas FV se genera usando un censo y una proyección (obtenida a partir de estimaciones del crecimiento poblacional). El número total de edificios que adoptan sistemas FV se calcula por la combinación de la probabilidad de venta de energía con el número total de edificaciones adecuadas para FV y luego según cada tipo de sistema y región se generan estadísticas estatales y nacionales de adopción tecnológica. Al finalizar, el modelo entrega la capacidad FV acumulada anual, el número de edificios con FV, la cuota del mercado correspondiente a FV y el periodo de recuperación del capital a nivel estatal y nacional.

5.1.1.3 Análisis comparativo

De acuerdo a lo presentado anteriormente, se evidencia un alto volumen de datos utilizados en ambas metodologías, así como diferentes fuentes y estudios previos para obtenerlos.

Tabla 33. Análisis comparativo de metodologías NREL

Ítem Metodología 1 Metodología 2

Datos de entrada y procesos similares

Tarifas de distribución eléctrica Estructuras tarifarias Incentivos Estudio de Kastovich et al. sobre penetración de mercado Proyecciones de precios eléctricos, obtenidas del Annual Energy Outlook de EIA Datos sobre el sistema de precios de tecnologías FV, obtenidos a partir del Solar America Initiative Program

Tarifas de distribución eléctrica (tarifas planas, TOU, tasa de demanda) Estructuras tarifarias Incentivos estatales y locales a nivel municipal y de servicios eléctricos. Créditos fiscales a la inversión Estudio de Kastovich et al. sobre penetración de mercado Proyecciones de precios eléctricos, obtenidas del Annual Energy Outlook



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(SAI) del DOE. Perfiles de consumo Datos sobre la cantidad de espacio disponible en edificaciones residenciales y comerciales por cada estado entre 2007 al 2011. Escalabilidad tarifaria para análisis de escenarios

de EIA Proyecciones de reducción de costos FV a partir de EIA y DOE. Cargas de consumo de los edificios Crecimiento inmobiliario Base de datos sobre cantidad de edificios, caracterizados por tipo residencial y comercial. Datos sobre el número de edificios comerciales, obtenidos a partir de CBECS. Datos sobre material predominante en las construcciones, obtenidos de CBECS Escalabilidad tarifaria a nivel residencial y comercial, obtenida a partir del Annual Energy Outlook 2009 de EIA

Datos de entrada diferentes para procesos similares

Perfiles de generación FV Estudio sobre penetración de mercado en base a entrevistas de consumidores, adopción de tecnología según eficiencia y recuperación de capital. Proyecciones de crecimiento de las cargas, obtenido a partir del Annual Energy Outlook de EIA. Modelo Fisher-Pry para obtener curvas-S de adopción tecnológica.

Modelo PVFORM/PVWATTS para calcular la electricidad en AC que genera una capacidad FV dada Modelo NEMS y NCI para curvas de penetración máxima de mercado. Estudio de Papidipati et al sobre penetración de mercado. Modelo Energy Plus sobre tipos de edificaciones comerciales, para estimar las cargas de dichos



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edificios. Modelo de difusión Bass para estimar curvas de adopción tecnológica

Datos de entrada diferentes

Base de datos sobre la densidad de potencia FV considerando eficiencia del panel, obtenida a partir del Solar America Initiative Technology Pathway Partnership del DOE (US Department of Energy). Base de datos sobre el número promedio de plantas por edificio, obtenidos a partir de EIA (Energy Information Administration), RECS (Residential Energy Consumption Survey) y CBECS (Commercial Building Energy Consumption Survey) Estudio sobre factores de acceso FV, ajustado según entrevistas con expertos. Recuperación del capital simple (residencial y comercial) obtenido a partir de una selección de empresas de distribución que representasen las economías FV en cada estado. Datos de valoración de los estándares de interconexión respecto a las facilidades para generación distribuida, obtenidos a partir de IREC (Interstate Renewable Energy Council) del DOE. Reglas de net metering Planes de desarrollo solar dentro de

Datos de radiación solar por región en el Typical Meteorological Year 3 (TMY3) del National Solar Radiation Database (NSRDB) Características de rendimiento FV Regiones de precios eléctricos Datos sobre ventas e ingresos totales para cada servicio eléctrico en los Estados Unidos, obtenido a partir del conjunto de datos 861de EIA. Costos y vida útil de inversores, obtenidos a partir de DOE y Wiser et al. Estudios empíricos sobre tiempo de recuperación Censo de Estados Unidos del 2000 Estado ocupacional (propios o arrendatarios) de las edificaciones, obtenidos a partir de RECS de EIA 2005. Proyecciones censales de población a nivel estatal Datos sobre casas adosadas, no adosadas y móviles, obtenidas a partir de RECS 2001.



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las RPS (Renewable Portfolio Standar) Datos sobre la intensidad de carbono por kWh, obtenido de EIA Datos sobre tarifas TOU, obtenidos de las 8 empresas que conforman el North America Electric Reliability Corporation (NERC). Proyecciones de precios eléctricos por estado, obtenidas del NCI (Navigant Consulting Inc.) a partir de reportes NERC, reportes ISO y otros datos.

Datos sobre situación fiscal de los edificios, obtenidos a partir de CBECS. Datos sobre propiedad, obtenidos de CBECS.

Fuente: Centro de Energía.

En términos de similitudes entre ambas metodologías, se observa en primer lugar, que utilizan casi las mismas fuentes de información para obtener las bases de datos, estas son: el Annual Energy Outlook de EIA (Energy Information Administration), RECS (Residential Energy Consumption Survey), CBECS (Commercial Building Energy Consumption Survey), DOE (US Department of Energy), NCI (Navigant Consulting Inc.), y el estudio de Kastovich et al. En cuanto al tipo de datos en ambas metodologías se utilizan la sombra, las orientaciones, nivel de inclinación de las techumbres y solidez estructural de las mismas, para estimar parte del potencial técnico, además de considerar el tipo de edificación y la cantidad (área) disponible para FV. En los análisis económicos utilizan las estructuras tarifarias y las respectivas tarifas eléctricas, evalúan los perfiles de carga (consumo) de las edificaciones, incluyen incentivos federales, tendencias sobre los costos de las tecnologías FV, así como proyecciones de los precios eléctricos y el crecimiento de las cargas o del mercado inmobiliario. Por otro lado, ambas utilizan estudios de penetración de mercado para estimar los límites máximos de penetración FV, así como también para obtener las curvas-S de adopción tecnológica. Respecto a cómo las metodologías analizadas abordan diferentes datos para procesos similares, se evidencia, en primer lugar, que la metodología 1 utiliza datos de EIA para la estimación de las cargas, mientras que la metodología 2 se basa en el Modelo EnergyPlus



112


para lograr el mismo objetivo. Luego, en cuanto a los niveles de penetración de mercado, si bien ambos estudios hacen referencia a Kastovich et al, la metodología 1 utiliza una segunda curva en base a entrevistas con los consumidores, y la metodología 2 utiliza tres referencias adicionales: de Pidipati et al., Modelo NEMS y modelo de NCI. Otro aspecto distintivo, es el modelo utilizado para estimar las curvas-S, donde en el caso de la metodología 1 se utiliza el Modelo Fisher-Pry y en la metodología 2 se usa el Modelo Bass, ambos son modelos de difusión y se utilizan en este tipo de estudios para evaluar cómo se expande el uso de una cierta tecnología que no requiere mayores cambios en el comportamiento del cliente, sin embargo el Modelo Bass requiere como inputs un análisis de los comportamientos de consumo del cliente para construir la curva-S en forma adicional a los aquellos datos de tipo económico que presentan otros modelos de difusión. También, cabe mencionar que si bien ambos estudios trabajan con la recuperación del capital, el primero lo utiliza como un inputs para filtrar el potencial de mercado, mientras que el segundo estudio lo trabaja como un producto del proceso metodológico, tanto a nivel residencial como comercial. En cuanto a la valorización asociada al carbono, se puede mencionar que la metodología 1 la considera explícitamente dentro del proceso asociado a una legislación, sin embargo la metodología 2 lo aborda sólo como una posibilidad de consideración en el proceso, dando las opciones al usuario para estimar dichas valorizaciones en función de distintos criterios. En cuanto a los datos de entrada disímiles en una u otra metodología, se extrae que la metodología 1 considera en el proceso de análisis el número de promedio de plantas por edificio, un factor de acceso para sistemas FV, una recuperación del capital residencial y comercial, reglas de net metering, perfiles de generación FV, valoración de los estándares de interconexión, planes de desarrollo de la energía solar, intensidad de carbono por kWh, tarifas TOU del NERC para extrapolar los datos a zonas que no las poseen, y proyecciones de precios eléctricos por estado del NCI. La metodología 2, por su parte, incluye una división por regiones de precios eléctricos, costos y vida útil de inversores para considerar su reinversión en el período de tiempo analizado, estudios empíricos sobre el tiempo de recuperación del capital, censo de Estados Unidos del 2000, proyecciones de población a nivel estatal, estado ocupacional (propios o arrendatarios) de las edificaciones, datos sobre casas adosadas, no adosadas y móviles, situación fiscal de los edificios y propiedad de los mismos. En general respecto a los procesos llevados a cabo por cada metodología, se observa que la metodología 1 consideró supuestos y datos fijos para lograr una estimación de potencial de mercado específica. Por su parte, la metodología 2 más bien trata la descripción de funcionamiento de un modelo, donde se explican las opciones que puede utilizar el usuario para realizar el análisis de potencial de mercado específico, pero no



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indica valores y supuestos fijos asumidos durante el proceso. Además, ambos estudios realizan el análisis sólo a nivel residencial y comercial. De acuerdo al análisis previo y la investigación realizada por el equipo consultor, es importante mencionar que no existen metodologías validadas internacionalmente que puedan ser aplicadas o adaptadas a nivel nacional, más bien se trata de propuestas metodológicas con mayor nivel de complejidad y con una mayor cantidad de datos disponibles para su análisis. A diferencia de ello, la metodología propuesta para Chile, se sustenta en información escasa y difusa lo que impide generar filtros más específicos, como se muestra en las metodologías analizadas de NREL. Para ejemplificar ello, se puede mencionar que los datos más específicos a nivel nacional sobre las superficies edificadas y sus características estructurales se encontrarían disponibles en las Municipalidades, por lo tanto el trabajo de recopilación, homogenización y ordenación de los datos es bastante extenso, requiriendo un estudio concreto para ello.



114


5.1.2 Metodología

La siguiente figura muestra la propuesta metodológica elaborada para estimar el potencial de desarrollo de tecnología solar fotovoltaica a nivel usuario final.

Figura 15: Propuesta metodológica para estimación de potencial PV


Como bien se menciona, la Figura 15 muestra la metodología propuesta para una estimación de potencial de mercado de tecnología solar PV. Dicha metodología considera a estimación del potencial en cuatro pasos (Potencial bruto, potencial explotable, potencial preliminar y potencial final), los que se describirán en detalle más adelante: Potencial bruto: la estimación de este potencial parte de un supuesto base que considera por defecto la existencia de potencial de desarrollo de proyectos solares PV para toda la región bajo análisis. Si bien este supuesto es más significativo para las

Capacidad de ingreso

(INE, estadísticas regionales)

Potencial técnología

Población

con

capacidad de

compra, Pob

Desarrollo

en toda la

región

Número de casas y edificios –

Ncas, Nedif

(INE, censo 2012)

Pob < Ncas

Desarrollo Bruto =

Ncas (ajustado)

+Nedif

Desarrollo Bruto =

Pob +Nedif

Superficie desarrollo

Factibilidad técnica

Panel tipo

Potencial preliminar [kW],

Pot pr

Demanda energía sector

residencial por región (INE)

Factor de carga

Sector residencial

Demanda mínima estimada

sector [kW]

Límite de

penetración teórico,

Lp

Pot pr < Lp

Potencial final = Pot pr [kW]Potencial final = Lp [kW]

Si

No

Si

No

Potencial Bruto

Filtro: capacidad de ingreso

Potencial explotable

Potencial preliminar

Filtro: nivel de penetración

en redes

Filtro: factibilidad técnica



115


regiones de la zona norte del país, no significa una total disminución del recurso hasta la última región bajo análisis que es la de Los Lagos. Pues a diferencia de otras fuentes ERNC, el recurso solar no es tan dependiente de la localización como si lo son el eólico y el micro hidráulico. Considerando entonces el acceso al recurso, el potencial bruto lo define el número de viviendas y edificios interconectados a la red eléctrica según información levantada en el Censo 2012. Potencial explotable: este potencial se obtiene a partir de la aplicación del primer filtro considerado en el análisis, el cual es la capacidad de ingreso de los habitantes. Se estima que pobladores con ingreso medio mensual superior a CLP $ 500.000 podrían contemplar la posibilidad de instalar un arreglo fotovoltaico.

1. Analizada la estadística se define como criterio de selección aquella población cuya actividad laboral se asocia a los siguientes segmentos:

• Miembros del poder ejecutivo y de los cuerpos legislativos y personal directivo

de la administración pública y de empresas • Profesionales Científicos e intelectuales • Técnicos y profesionales de nivel medio • Empleados de oficina • Operadores de instalaciones y máquinas y montadores43 • Otros No identificados44

Finalmente, es importante comentar que dado que los proyectos no se pueden asociar a un departamento en particular, se estima un número medio de edificios usando como criterio un tamaño medio de 60 departamentos por edificio. Obtenido el número de edificios y casas, se verifica su relación con la población con capacidad de compra, considerando que no pueden ser mayores a ésta última.

Potencial preliminar: a partir del potencial explotable se define este potencial mediante la aplicación de los siguientes criterios:

• Superficie máxima disponible para desarrollo de un proyecto: 9 m2 • Potencia de paneles PV: 250 W para las regiones del norte grande y 140 W

para las restantes. • Factibilidad técnica: no todas las viviendas son susceptibles de desarrollo de

proyecto por aspectos como: orientación techo y ángulos de inclinación, disponibilidad de superficie, condiciones técnicas de montaje. Por lo anterior,

43 Sólo asociados a las regiones del norte grande del país, para las demás no se consideran. 44 Ibid



116


se estima que sólo un 25% de las viviendas cuenta con las condiciones para ello. Dicho porcentaje se estima a partir de la siguiente información:

o El porcentaje de techumbre apta para edificación varía de un 37,1% a un 67,1%45.

o La orientación de las viviendas, y por naturaleza de construcción de edificios y unidades residenciales. Si se descarta la orientación sur como no factible, se vincula de manera parcial la orientación oriente-poniente y se acepta la orientación norte. Se estima una variación entre el 25% y el 50%.

o En consecuencia la factibilidad técnica puede variar entre un 9,3% y un 33,6%. Cuya media es 21,75%.

En función de lo anterior se obtiene el potencial preliminar de desarrollo de proyectos. Potencial final: a partir del potencial preliminar se aplica el límite de penetración considerando que la penetración masiva de este tipo de proyectos está asociada a redes de baja tensión y en función de lo que define la Ley. Se estima un límite para ello, el que se calcula como sigue: A partir de estadística disponible se estima el consumo de energía anual por sector y por región, se asocia un factor de carga al sector (0,4 en este caso) y partir de ello se calcula una curva de duración con la siguiente ecuación:

� = 1 − (1 − �� ) ∙ "#$ Donde:

d = demanda en el tiempo del consumo respectivo fc = factor de carga asociado t = tiempo

Luego, para t=1 (Demanda mínima), la demanda como función de la demanda máxima equivale a un 16%. Estimada la demanda mínima, se calcula como nivel de penetración un 80% de la misma. La siguiente tabla muestra los potenciales estimados para los paneles solares fotovoltaicos.

45Según anuario de la edificación INE (2011). El 37,1% de la techumbre equivale a fierro galvanizado liso

(20,1%) y loza de hormigón (17%), se podría incluir también fierro galvanizado en onda (30%).



117


Tabla 34: Potencial de desarrollo de solar fotovoltaico

Región

Potencial desarrollo inicial

PV [kW]

Potencial desarrollo final PV (Max-min) [kW]

Arica y Parinacota 2.352 7.594 451

Tarapacá 6.323 11.929 467

Antofagasta 13.170 24.383 800

Atacama 2.350 8.050 1.519

Coquimbo 5.360 15.071 3.123

Valparaiso 21.268 35.643 2.360

Metropolitana 145.002 125.526 -

O'Higgings 8.158 17.810 2.623

Maule 6.928 18.121 3.472

BioBio 18.306 43.100 7.188

Araucanía 5.939 21.103 5.288

Los Ríos 2.438 24.604 8.789

Los Lagos 6.282 25.063 6.732

Total 243.876 377.997 42.812


Potencial fotovoltaico sector comercio: las fuentes de información que permitan hacer una estimación del número de edificaciones comerciales susceptibles de desarrollo de proyectos eólicos son escasas. A partir de la información que se obtiene46, se estima un total de supermercados y centros comerciales en el país como sigue: Centros comerciales: a la fecha en Chile existen 43 centros comerciales (mall) y en proyecto 29, para un total de 72 Supermercados: actualmente en la Región Metropolitana de Santiago, existe un aproximado a 242, y para el resto del país 88 En total se estima un potencial de mercado de máximo 398 edificios comerciales con potencial de desarrollo fotovoltaico. Lo que puede oscilar según factibilidad técnica entre un 70 % y un 30% de dicho número. Es decir, del orden de 280 locales a 119.

46América Retail (www.america-retail.com) y Díaz, Sanhueza, Galetovic. “Entrada, concentración y

competencia: supermercados en Chile 1998-2006”.



118


5.2 Energía eólica

Como se menciona con anterioridad, el recurso eólico es mucho más localizado, lo que significa que no se puede suponer en una primera instancia que es de cobertura global. Como consecuencia de lo anterior, se utiliza como fuente de información el factor de potencia medio anual de la tecnología asociado al territorio y se cruza con la cobertura del sistema interconectado nacional, en particular lo asociado a las subestaciones primarias de energía. Este cruce se realiza utilizando la herramienta SIG Google Earth. También es importante mencionar que dado el nivel de ruido de la eólica de baja potencia y la superficie requerida se omiten del análisis las grandes ciudades regionales, y se consideran localidades rurales cuyo factor de planta sea superior a un 20%. El cruce realizado se muestra en las figuras incluidas en el Anexo B. Asimismo, la siguiente figura muestra la propuesta metodológica propuesta para la estimación del potencial.

Figura 16: Propuesta metodológica para estimación de potencial Eólico




119


Como se observa en la figura, la metodología en el caso eólico es bastante similar al fotovoltaico, salvo las siguientes particularidades: El potencial bruto sólo se asocia a aquellas comunas resultantes del cruce entre potencial eólico y la red eléctrica. Al no requerirse de una superficie significativa y como no se pretende (en todos los casos) de instalación sobre la edificación, el filtro de factibilidad técnica no se aplica en este caso. No obstante lo anterior, se recalca la necesidad de disponer de mediciones en terreno y evaluar el lugar escogido para la instalación de la tecnología considerando la alta variabilidad del recurso. Por lo tanto, para la estimación del potencial bruto, en función de los cruces realizados, se identifican las siguientes comunas para estimar el potencial de viento.

Tabla 35: Comunas con Potencial de Viento

Región Comuna

Antofagasta Calama

Coquimbo Los Vilos

Valparaiso Algarrobo

El Quisco

O’Higgings Navidad

Maule Constitución

Cauquenes

BioBio

Ñiquen

San Carlos

Tomé

Talcahuano

Lota

Cabrero

Laja

Los Ángeles

Lebu

Araucanía

Angol

Collipulli

Pitrufquén

Villarrica

Pucón



120


Los Ríos

Los Lagos

Río Bueno

Puyehue

Los Lagos

Purranque

Frutillar

Puerto Varas

Calbuco

Quemchi

Ancud

Castro

Queilen

Quellón Fuente: Centro de Energía.

Definidas las comunas de desarrollo de energía eólica, la metodología de estimación de potencial es aplicada obteniéndose el potencial estimado en este caso:

Tabla 36: Potencial de desarrollo eólico

Región

Potencial desarrollo

inicial eólico [kW]

Potencial desarrollo

final eólico [kW]

Arica y Parinacota

- -

Tarapacá - - Antofagasta 510 6.078 Atacama - -

Coquimbo 173 959

Valparaiso 42 234

Metropolitana - -

O'Higgings 9 41

Maule 122 467

BioBio 889 4.874

Araucanía 196 1.169

Los Ríos 359 2.075

Los Lagos 377 3.041

Total 2.676 18.939




121


5.3 Energía micro hidráulica

La estimación de potencial de tecnología micro hidráulica obedece en mayor parte a la consulta de estudios anteriores asociados a ello. Consultados los trabajos anteriores en potencial micro hidro, se identifica la categorización de los proyectos en función del recurso, es decir, si se vincula a obras de riego o si pertenece a un cauce natural.

1. Obras de riego: el potencial de desarrollo de proyectos cuya potencia es inferior a 2 MW se resume en la Tabla 37:

Tabla 37: Potencial micro hidráulico asociado a obras de riego

Región

Canales y unificación masiva de bocatomas

P [MW] Arica y Parinacota

15

Tarapacá 2

Antofagasta 0,2

Atacama 7

Coquimbo 30

Valparaiso 42

Metropolitana 33

O'Higgings 81

Maule 203

BioBio 94

Araucanía 17

Total 524,2

Fuente: Procivil Ingeniería Ltda. Generación hidroeléctricaen pequeñas centralesasociadas a obras

de riego, resumen de estudios sobre ERNC en periodo 2007 – 2009. Mayo de 2010.

2. Cauces naturales: el potencial asociado a proyectos con aprovechamiento de

cauces naturales se estima en función de los resultados obtenidos47. Para la

47 UNTEC. Metodologías para el cálculo de potencial de generación con ERNC en cauces naturales. 2010.



122


determinación de las cuencas hidrológicas con potencial de desarrollo, se consideraron los siguientes criterios: • Ubicación entre las regiones de O’Higgings y Los Lagos • Cuencas cordilleranas • Cuencas con bajo nivel de intervención • Existencia de control pluviométrico con contenido mínimo de registro

Sobre la base de estos criterios se identifican las cuencas que se muestran en la siguiente figura:



123


Figura 17: Estaciones de control fluviométrico asociadas a las cuencas preseleccionadas

Fuente: UNTEC. Metodologías para el cálculo de potencial de generación con ERNC en cauces

naturales. 2010.

La Tabla 38 muestra en detalle características de las cuencas incluidas en este análisis.



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Tabla 38: Detalle cuencas hidrológicas para desarrollo hidráulico

NOMBRE CUENCA Región Área z min z máx Q ∆h Ip Extensión

km² m.s.n.

m. m.s.n.m

. m³/

s m MW/km

² Q

RIO TRANCURA ANTES RIO LLAFENCO

Río Toltén IX 1215 386 3725 115,7

3339

3,12 oct/1970-ene/2010

RIO ANCOA EN EL MORRO Río Maule VII 194 430 3065 22,2 2635

2,95 jun/1952-ene/2010

RIO CAUNAHUE CAMINO A LLIFEN Río Bueno XIV 310 90 2401 39,2

2311 2,86

ene/1997-ene/2010

RIO NILAHUE EN MAYAY Río Bueno XIV 278 80 2099 36,6 2019

2,60 ago/1987-ene/2010

RIO COIHUECO ANTES JUNTA PICHICOPE

Río Bueno X 320 150 2649 31,5 2499

2,41 ago/1987-ene/2010

RIO SAN PEDRO EN DESAGUE LAGO RINIHUE Río Valdivia XIV 4228 115 2840

360,5

2725 2,28

ene/1929-dic/1932, mar/1985-ene/2010

RIO CAUTIN EN RARI-RUCA Río Imperial IX 1256 425 3124 105,

6 2699 2,22

mar/1929-ene/2010

RIO PERQUILAUQUEN EN SAN MANUEL

Río Maule VII 326 280 2075 39,4 1795

2,13 sep/1930-ene/2010

RIO LONGAVI EN LA QUIRIQUINA Río Maule VII 641 430 3160 47,7

2730 1,99

abr/1937-ene/2010

RIO LAJA EN TUCAPEL Río BíoBío VIII 2757 285 3497 150,6

3212

1,72 mar/1916-ene/2009

RIO LONTUE ANTES DE JUNTA Río Mataquito VII 5710 157 3833 111,3

3676

1,60 ene/1918-jun/1931

RIO TENO EN LOS QUEÑES Río Mataquito VII 833 900 3925 39,7 3025 1,41

abr/1938-ene/1985

RIO BIO BIO ANTE JUNTA PANGUE

Río BíoBío VIII 5444 420 2890 290,2

2470

1,29 dic/2002-ene/2010

RIO CLARO EN CAMARICO

Río Maule VII 684 220 3851 19,9 3631

1,04 mar/1936-ene/2010



125

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RIO CARAMAVIDA EN CARAMAVIDA Río Lebu VIII 94 15 1350 6,0

1335 0,84

feb/1953-ene/1992

RIO CLARO EN EL VALLE Río Rapel VI 358 476 2930 11,3 2454

0,76 may/1970-ene/2010

RIO ITATA EN TRILALEO Río Itata VIII 1440 155 2190 40,7 2035

0,56 nov/1957-ene/2010

RIO LARAQUETE EN EL CAJON

Costeras entre ríos BíoBío y

Carampangue

VIII 37 15 640 1,5 625 0,24 mar/1985-mar/1996

RIO LOANCO EN DESEMBOCADURA

Costeras Maule VII

222,6 20 570 4,4 550 0,11

jul/1987-ene/2010

Fuente: UNTEC. Metodologías para el cálculo de potencial de generación con ERNC en cauces naturales. 2010.



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De las cuencas reseñadas en la Tabla 38, algunas de ellas obedecen a proyectos de mayor envergadura, por lo que el aprovechamiento del potencial no sería del todo óptimo. Como consecuencia de lo anterior se seleccionan solamente aquellas cuencas cuyo caudal es menor a 10 m3/s (siendo una cota igual elevada para la magnitud de los proyectos). Asimismo, se considera que el desarrollo del proyecto involucra una diferencia de altura mínima de 60 m, por lo que de manera conservadora se discretiza en etapas de 100 m. En función de lo anterior, las cuencas seleccionadas corresponden a lo siguiente:

Tabla 39: Cuencas explotables a nivel micro hidráulico

NOMBRE

CUENCA Región Área km²

Q m³/s

∆h M

Ip MW/km²

Extensión Q

RIO CARAMAVIDA EN CARAMAVIDA

Río Lebu VIII 94 6,0 1335 0,84 feb/1953-ene/1992

RIO CLARO EN EL VALLE Río Rapel VI 358 11,3 2454 0,76 may/1970-ene/2010

RIO LARAQUETE EN EL CAJON

Costeras entre ríos BíoBío y

Carampangue

VIII 37 1,5 625 0,24 mar/1985-mar/1996

RIO LOANCO EN DESEMBOCADURA

Costeras Maule

VII 222,6 4,4 550 0,11 jul/1987-ene/2010


naturales. 2010.

Bajo el supuesto de cada proyecto sólo aprovecha del orden de 0,3 m3/s para generación y utilizando la variación de 100 m, los potenciales asociados a estas cuencas son del orden de:

Tabla 40: Potencial micro hidro asociado a cauces naturales

Región

Potencial cauces

naturales P [MW]

O'Higgings 2,4

Maule 0,5

BioBio 1,9


naturales. 2010.

Las fuentes hídricas anteriores, finalmente fueron cruzadas con la cercanía a subestaciones primarias para determinar su viabilidad de conexión. El potencial asociado a obras de riego (canales y unificaciones masivas de bocatomas) no fue posible filtrarlo



127

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por este factor debido a la dificultad para determinar las fuentes hídricas efectivamente consideradas para el cálculo de potencia, ya que el estudio de referencia no da claridad al respecto. De acuerdo a ello, el potencial total asociado a proyectos micro hidráulicos es el que se muestra en la Tabla 41 y que corresponde sólo a obras de riego con potencial menor a 2MW por proyecto:

Tabla 41: Potencial total micro hidro

Región Potencial

total P [MW]

Arica y Parinacota

15

Tarapacá 2

Antofagasta 0,2

Atacama 7

Coquimbo 30

Valparaiso 42

Metropolitana 33

O'Higgings 81

Maule 203

BioBio 94

Araucanía 17

Total 529

Fuente: Procivil Ingeniería Ltda. Generación hidroeléctricaen pequeñas centralesasociadas a obras

de riego, resumen de estudios sobre ERNC en periodo 2007 – 2009. Mayo de 2010.

UNTEC. Metodologías para el cálculo de potencial de generación con ERNC en cauces naturales.

2010.

Si bien no se tiene claridad completa sobre la estimación de potencial al recurso hidráulico (muestreo de cauces naturales y canales de riego con aprovechamiento micro, es decir, menores a 100 kW) y adicionalmente sobre la posibilidad factible de conexión a los sistemas interconectados, es importante mencionar que preliminarmente se identifica esta fuente energética como una alternativa válida para diseñar un futuro mecanismo de fomento, en función de dos elementos significativos: el alto potencial de explotación y su consideración como alternativa de suministro de energía, y las altas posibilidades que presenta como fomento al desarrollo tecnológico local. Siendo esto último, un elemento importante al momento de definir instrumentos de fomento.



128


5.4 Energía de la biomasa/biogás

El potencial de biomasa se centra en desarrollos asociados a biogás, el motivo de esto se relaciona a las dimensiones mínimas de turbinas de vapor ofrecidas por los fabricantes, las cuales, en mayoría, se fabrican a partir de los 250 kW. No obstante, se identifican algunos que si producen equipamiento con potencias menores a 100 kW, pero están mucho más asociados a pilotos, y también se estima que adolecen del suficiente soporte técnico en caso de falla o reparación. Por lo cual en el alcance de este estudio el potencial de la biomasa de baja escala se vincula exclusivamente a proyectos de biogás. Los resultados de potencial identificados se basan en lo definido en [3], acotando a las dimensiones de menor escala (potenciales menores a 100 kW), correspondiendo esto al potencial bruto. Luego de la primera selección se eliminaron del análisis todos aquellos datos cuya potencia era menor a 1 kW dado que el mercado de motores bajo dicha potencia es escaso. A continuación la ubicación de estos potenciales fue cruzada con el sistema de transmisión troncal, evaluando la cercanía a subestaciones primarias. Finalmente, una vez acotados los datos, se recalculó la potencia promedio por propietario anual, obteniéndose el potencial neto de biogás a nivel nacional, el cual se observa en las tablas a continuación.

Tabla 42. Potencial neto de biogás en base a cerdos

Región Cabezas de cerdo por

propietario No. Propietarios

Potencial eléctrico promedio Potencia media propietario

MWh/propietario/año kW

Metropolitana 50-500 3 21 2,41

Maule 50-500 4 9 1,02

BioBio 50-500 13 14 1,62

Araucanía 50-500 11 9 1,05

Los Ríos 50-500 96 119 13,62

>500 9 492 56,19

Los Lagos 50-500 8 10 1,09

Fuente: Gamma Ingenieros SA. Modelos de negocio que rentabilicen aplicaciones de biogás en Chile

y su fomento. 2011. Centro de Energía



129


Tabla 43. Potencial neto de biogás en base a bovinos

Región Cabezas de bovino por propietario

No. Propietarios Potencial eléctrico promedio Potencia media propietario


Metropolitana 50-500 103 101 11,6

>500 13 550 62,8

Valparaíso 50-500 59 102 11,6

>500 5 693 79,1

O’Higgins 50-500 35 122 14,0

>500 5 438 50,0

Maule 50-500 100 78 8,9

>500 5 437 49,9

BioBio 50-500 243 98 11,2

>500 27 722 82,5

Araucanía 50-500 33 83 9,5

>500 2 350 39,9

Los Ríos 50-500 99 119 13,6

>500 9 492 56,2

Los Lagos 50-500 375 108 12,3

>500 38 534 60,9


y su fomento.

Tabla 44. Potencial de biogás en base a pollos

Región No. Propietarios Potencial eléctrico promedio Potencia media propietario


Maule 21 446 50,90

BioBio 18 32 3,64

Araucanía 19 52 5,95


y su fomento.



130


Tabla 45, Potencial de biogás en base a peces

Región No. Propietarios Potencial eléctrico promedio Potencia media propietario


Metropolitana 5 22 2,51

BioBio 13 16 1,83

Araucanía 42 9 1,03

Los Lagos 54 63 7,19


y su fomento. El potencial acuícola no fue posible cruzarlo con subestaciones primarias, dado que no se contaba con la ubicación de geográfica de los datos. De modo que el potencial acuícola bruto es igual al potencial acuícola neto.

5.5 Cogeneración

Dado que el alcance de soluciones tipo cogeneración no es función de la localización, pues son independientes del energético, lo que si define el rango de soluciones energéticas de este tipo es el consumo, pues se requiere proveer suministro de electricidad y calor. En este contexto, se presenta un catastro de instalaciones susceptibles de desarrollo de proyectos de cogeneración de baja escala. En primer lugar se consideran las instalaciones sanitarias (Hospitales y Consultorios) con alta potencialidad de desarrollo de este tipo de proyectos, el desglose por región es como sigue:

Tabla 46: Potencial de cogeneración asociado a instalaciones sanitarias

Regiones Hospitales

Pe media

Total Hospitales [kW]

Consultorios

Pe media

Total Consultorios

[kW]

Postas Rurales

Pe media

Total Postas Rurales

[kW]

Total Potencial Región [kW]

[kW] [kW] [kW]

Arica y

Parinacota 1 40 40 9 5 45 8 2 16 101

Tarapacá 3 40 120 12 5 60 21 2 42 222

Antofagasta 5 40 200 23 5 115 12 2 24 339

Atacama 5 40 200 26 5 130 16 2 32 362

Coquimbo 9 40 360 38 5 190 99 2 198 748

Valparaíso 22 40 880 100 5 500 68 2 136 1.516

Metropolitana 32 40 1280 256 5 1280 53 2 106 2.666



131


Libertador

O´Higgins 15 40 600 0 5 0 79 2 158 758

Maule 13 40 520 60 5 300 159 2 318 1.138

BioBio 28 40 1120 117 5 585 175 2 350 2.055

Araucanía 22 40 880 52 5 260 199 2 398 1.538

Los Ríos 9 40 360 11 5 55 59 2 118 533

Los Lagos 31 40 1240 27 5 135 244 2 488 1.863

Aysén 5 40 200 7 5 35 30 2 60 295

Magallanes 6 40 240 11 5 55 9 2 18 313

Total

8240

3745

2462 14.447


Para estimar el total mostrado en la tabla anterior, se estima que los hospitales presentan una demanda eléctrica media de 40 kW, los consultorios de 5 kW, y las postas rurales de 2 kW. Adicionalmente se incorpora un análisis para el sector industrial que permita estimar los potenciales asociados a este sector. Para ello se consideró la base de datos la ENIA (Encuesta Nacional Industrial Anual48), a partir de la cual se tomaron los consumos medios anuales de energía por tipo de industria. El potencial fue filtrado para potencias entre 10 kW y 50 kW, en el primer caso se debe a que la micro cogeneración se vuelve muy costosa bajo este nivel lo que implica una barrera relevante al respecto; luego en el segundo caso, a pesar de que existe posibilidad de generación de mayor potencia, el tamaño máximo recomendable de empalme en baja tensión es de 50 kW, ya que quienes se conectan a alta tensión tienden a desarrollar proyectos PMGD (venta de energía al mercado spot). Por otro lado, en los datos utilizados no se diferenciaba entre alta o baja tensión por lo cual esta estimación es más bien conservadora. Los resultados del este análisis se presentan en la tabla a continuación.

Tabla 47. Potencial industrial de cogeneración49

Región

Actividad industrial

N° total industri

as

Total potenc

ial [kW]

N°

industrias

Elaboraci

ón de

producto

s

alimentic

ios [kW]

N°

industrias

Aserradu

ras y

cepillado

s de

madera

[kW]

N°

industrias

Fabricaci

ón de

papel y

product

os de

papel

[kW]

N°

industrias

Fabricaci

ón de

product

os de

caucho y

plástico

[kW]

Arica y Parinacota

1 43 - - - -

- 1 43

48 INE. Base de datos Encuesta Nacional Industrial Anual – ENIA. 2010. 49 Tabla en Anexo H.



132


Tarapacá 1 - - - - - 2 47 3 47

Antofagasta 1 15 - - - -

- 1 15

Atacama 10 28 - - - -

- 10 28

Coquimbo 18 267 - - - -

- 18 267

Valparaíso 46 404 - - 1 20 7 152 54 576

Metropolitana

20 1034 7 171 29 726 69 1493 125 3424

Ohiggins 18 450 2 25 - -

- 20 475

Maule 22 460 8 187 - -

- 30 647

BioBio 7 492 20 482 - - 5 109 32 1082

Araucanía 1 139 3 76 - - 1 28 5 243

Los Ríos 12 37 2 51 - -

- 14 88

Los Lagos 5 282 3 60 - - 1 17 9 359

Magallanes 0 132 - - - - 1 15 1 148

Fuente: INE. Base de datos Encuesta Nacional Industrial Anual – ENIA. 2010.

5.6 Resumen de Potencial de Mercado

A modo de resumen se entrega en la tabla siguiente el Potencial de Mercado por Región y Tecnologías revisadas.

Tabla 48: Resumen Potencial de Mercado50

Fuente: Valgesta.

50 Esta tabla se encuentra en Anexo F

N° Clientes Potencial Final

Max. [kW] N° Clientes

Potencial

Final Max.

[kW]

N° Clientes

Potencial

Final Max.

[kW]

N° Clientes

Potencial

Final Max.

[kW]

N° Clientes

Potencial

Final Max.

[kW]

Arica y Parinacota 7.957 7.594 - 0 - 15.000 - - 18 101

Tarapacá 14.602 11.929 - 0 - 2.000 - - 36 222

Antofagasta 30.042 24.383 3.294 6.078 - 200 - - 40 339

Atacama 8.320 8.050 - 0 - 7.000 - - 47 362

Coquimbo 18.242 15.071 566 959 - 30.000 - - 146 748

Valparaíso 50.814 35.643 1.380 234 - 42.000 3.573 5.498 190 1.516

Metropolitana 241.543 125.526 - 0 - 33.000 3.080 5.858 341 2.666

O´Higgingns 23.186 17.810 25 41 - 81.000 5.002 4.620 94 758

Maule 22.365 18.121 295 467 - 203.000 14.776 16.733 232 1.138

Bio Bio 54.828 43.100 2.882 4.874 - 94.000 39.906 28.263 320 2.055

Araucanía 24.144 21.103 683 1.169 - 17.000 60.423 33.856 273 1.538

Los Ríos 24.144 24.604 1.217 2.075 - - 11.549 30.266 79 533

Los Lagos 27.986 25.063 1.709 3.041 - - 22.986 54.347 302 1.863

Aysén - - - - - - 16 5 42 295

Magallanes - - - - - - - - 26 313

TOTAL 548.172 377.997 12.050 18.939 0 524.200 161.311 179.445 2.186 14.447

Nota: Se consideró para esta tabla el Potencial Máximo Final en kW.

Cogeneración

Región

Fotovoltaico Eólica Micro Hidraúlica Biogas



133


6 MODELOS DE NEGOCIOS

El presente capitulo corresponde a la definición y análisis cualitativo de los modelos de negocios que serán considerados para el resto de las etapas de este trabajo. Cabe indicar que el modelo de negocio, en cualquiera de los ámbitos productivos, corresponde a una herramienta fundamental para el entendimiento de una oportunidad de innovación, y para la gestión exitosa de los proyectos de innovación. Las empresas o personas que logran diseñar modelos de negocios exitosos, viables, repetibles y escalables, podrán obtener resultados que impacten positivamente en ellos. Los modelos de negocios identifican los atributos relevantes para crear valor de los productos frente al mercado y los clientes. En este sentido, sería posible realizar un desarrollo de una serie de modelos de negocios viables para la utilización de La Ley en estudio. No obstante, los objetivos del trabajo no apuntan a generar modelos de negocios, sino que más bien a la elaboración de mecanismos que permitan hacer un uso masivo de la Ley en estudio. Motivo de lo anterior, el presente trabajo se desarrolla únicamente cuatro modelos de negocios, los cuales no cumplen la función de entregar un producto innovador al mercado, sino que analizar el comportamiento de La Ley, bajo algunos modelos de negocios que el Consultor considera relevantes de analizar. A continuación se describen y analizan los modelos de negocios considerados para el presente trabajo.

6.1 Modelo de Negocios Individual

Este modelo de negocios consiste en la utilización de sistemas de autogeneración con ERNC o cogeneración eficiente en forma individual por parte de los usuarios. Es decir, que un usuario toma la decisión de invertir en un sistema de generación de energía para su autoconsumo. La decisión de invertir se realiza en condiciones que representa un beneficio económico y/o social individual. En este caso, se debe tomar la decisión de qué tecnología utilizar en función de los recursos disponibles, además de las capacidades de cada usuario para su posterior operación. A partir de la demanda o parte de ésta que se quiera cubrir, se debe determinar el tamaño a instalar. Cabe indicar que actualmente en el comercio existen equipos completos de generación para algunas tecnologías con un tamaño dado, y asegurando una cantidad de energía anual.



ALONSO DE CÓRDOV A #5

El modelo será estudiado considerando valores referenciales para sistemas de generaciónindividuales principalmente fotovoltaicos. Adicionalmente se consideraran los costos asociados a la inversión, instalación, mantención y operación del equipo. Como ingresos se considerarán los ahorros obtenidos por la autoconsumo los cuales son valorizados según se indica en el Reglamento, o de manera más específica se genera un ahorro producto del autoconsumo. Adicionalmente se consideran también los ingresos obtenidos por la valorización de los excedentes de energía en el periodo definido según se indica en el Reglamento. Una de las principales ventajas es que cada individuo sea este residencial, comercial o industrial, en función de sus necesidades podrá optar por satisfacer parte de sus consumos utilizando La Ley N° 20.571 (en adelante La Ley). Bajo mismo modelo podría ser “Rentable” para ciertos usuarios, mientras que para otros no. Lo anterior estará en función de las expectativas y costos de oportunidad de cada uno, e implica que los resultados que se obtengan de la evaluación de eno necesariamente representaran la totalidad de los consumidores. Una de las desventajas que tiene relación con los costos asociados a solicitudes de información, ya sea tanto a la empresa distribuidora respecto de los parámetros téy de capacidad del sistema de distribución respectivo, así como también a la entidad respectiva respecto de la solicitud y/o postulación al mecanismo de apoyo. A continuación se muestra un esquema en donde se pueden observar las distintas líneas de comunicación envueltas.

Figura 18: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Individual

: Solicitud de información de disponibilidad y respuesta de distribuidora.: Solicitud información y postulación del



ALONSO DE CÓRDOV A #5 900 P ISO 4 OF 402 / (+562 ) 224 9704 WWW. V ALGES TA. COM

El modelo será estudiado considerando valores referenciales para sistemas de generaciónindividuales principalmente fotovoltaicos. Adicionalmente se consideraran los costos asociados a la inversión, instalación, mantención y operación del equipo.

Como ingresos se considerarán los ahorros obtenidos por la autoconsumo los cuales son dos según se indica en el Reglamento, o de manera más específica se genera un

ahorro producto del autoconsumo. Adicionalmente se consideran también los ingresos obtenidos por la valorización de los excedentes de energía en el periodo definido según se

Una de las principales ventajas es que cada individuo sea este residencial, comercial o industrial, en función de sus necesidades podrá optar por satisfacer parte de sus consumos utilizando La Ley N° 20.571 (en adelante La Ley). Bajo este esquema, el mismo modelo podría ser “Rentable” para ciertos usuarios, mientras que para otros no. Lo anterior estará en función de las expectativas y costos de oportunidad de cada uno, e implica que los resultados que se obtengan de la evaluación de este modelo de negocios no necesariamente representaran la totalidad de los consumidores.

Una de las desventajas que tiene relación con los costos asociados a solicitudes de información, ya sea tanto a la empresa distribuidora respecto de los parámetros téy de capacidad del sistema de distribución respectivo, así como también a la entidad respectiva respecto de la solicitud y/o postulación al mecanismo de apoyo. A continuación se muestra un esquema en donde se pueden observar las distintas líneas de

: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Individual

: Solicitud de información de disponibilidad y respuesta de distribuidora. : Solicitud información y postulación del mecanismo de apoyo

Fuente: Valgesta.

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El modelo será estudiado considerando valores referenciales para sistemas de generación individuales principalmente fotovoltaicos. Adicionalmente se consideraran los costos

Como ingresos se considerarán los ahorros obtenidos por la autoconsumo los cuales son dos según se indica en el Reglamento, o de manera más específica se genera un

ahorro producto del autoconsumo. Adicionalmente se consideran también los ingresos obtenidos por la valorización de los excedentes de energía en el periodo definido según se

Una de las principales ventajas es que cada individuo sea este residencial, comercial o industrial, en función de sus necesidades podrá optar por satisfacer parte de sus

este esquema, el mismo modelo podría ser “Rentable” para ciertos usuarios, mientras que para otros no. Lo anterior estará en función de las expectativas y costos de oportunidad de cada uno, e

ste modelo de negocios

Una de las desventajas que tiene relación con los costos asociados a solicitudes de información, ya sea tanto a la empresa distribuidora respecto de los parámetros técnicos y de capacidad del sistema de distribución respectivo, así como también a la entidad respectiva respecto de la solicitud y/o postulación al mecanismo de apoyo. A continuación se muestra un esquema en donde se pueden observar las distintas líneas de

: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Individual



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Otra de las desventajas identificadas, es la complejidad de implementar un sistema de generación con fuentes renovables de manera individual, principalmente en el sector residencial, podría ser una barrera a la utilización de la Ley. La instalación operación y mantención de este tipo de sistemas requiere de un cierto nivel de conocimiento por parte de los usuarios. En este sentido, es importante que el mecanismo que se diseñe para el fomento de estos sistemas en el marco de la Ley deba necesariamente hacer estas diferencias, segmentando al menos las tecnologías según tipos de usuarios. Es decir, que una tecnología simple como la fotovoltaica pueda ser utilizada por los residenciales, mientras que los comerciales e industriales tengan acceso a desarrollar este tipo de sistemas con otro tipo de tecnologías disponibles también. Independientemente de lo anterior, los usuarios residenciales, bajo ciertas restricciones que se deberán definir junto con él mecanismo, podría de todas maneras desarrollar sistemas con otro tipo de tecnologías distintas a la fotovoltaica. Desde el punto de vista administrativo, es posible indicar que este modelo de negocios debería regirse por un contrato que tenga dos partes. En la primera, para ser sujeto de beneficio, el individuo deberá hacer un documento notarial, en donde se comprometa a en un plazo determinado (30 o 60 días), presentar todos los antecedentes del equipo de autogeneración que ya se encontraría instalado y en condiciones operativas. En la segunda parte, dicho documento (notarial con la entidad que entrega el beneficio) deberá tener una vigencia de al menos 5 a 10 años, en donde el usuario además se compromete a mantener el sistema en condiciones optimas de operación. Considerando el tipo de usuarios en este caso, preferentemente residenciales, el instrumento que más se adecua a dichas necesidades es el subsidio (de preferencia a la inversión o a la tarifa), o bien un crédito en condiciones blandas. Bajo este esquema los principales agentes en este caso serian el Estado (fondos para subsidio y/o créditos), los agentes intermediarios de estos créditos y/o asignación de subsidios, los proveedores de equipos de autogeneración (o soluciones de autogeneración) y los propios usuarios de los sistemas, siendo los principales beneficiarios los propios proveedores del sistema en el corto y en el mediano plazo, y en menor medida los usuarios de éstos en el mediano y largo plazo. El principal beneficio de los agentes (proveedores) es la posible masificación de sus productos, y la mayor penetración de éstos en el mercado.




6.2 Modelo Grupal Residencial

Este modelo, a diferencia del anterior considera que los usuarios del tipo residencial toman la decisión de invertir en forma grupal. Es decir, por medio de una agrupación o asociación, los usuarios deciden hacer una inversión ajustándose a los requerimientos conjuntos de demanda. La orientación de este modelo apunta principalmente a agrupaciones de viviendas tales como condominios o edificios de departamentos entre otros. El enfoque reqúnico representante, por ejemplo el administrador del edificio, presente las necesidades para la utilización de sistemas de autogeneración reduciendo los costos de transacción asociados a la solicitud en comparación con el primer modelo de neg Los ingresos asociados a este modelo de negocios serán medidos de igual manera que en el caso anterior, con la diferencia que acá será la sumatoria de los beneficios por reducción de consumo, y los ingresos por excedentes al final del periodo. Las ventajas que se observan en este caso, es en primer lugar la coordinación respecto de las solicitudes de información y postulación al mecanismo.

Figura 19: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Grupal

: Solicitud de información de disponibilidad y respuesta de distribuidora.: Solicitud información y postulación del mecanismo de apoyo.: Solicitud de información y requerimientos al intermediario.

Otra de las ventajas que se puede identificar está asociada a las economías de escala en inversión y operación al o a los sistemas de autogeneración. Las economías de escala en la operación y mantenimiento se encuentran dadas pues es un único agente quien

Requerimiento de

Autoconsumo Usuario 1

Requerimiento de


Requerimiento de


Requerimiento de

Autoconsumo Usuario N




Modelo Grupal Residencial

Este modelo, a diferencia del anterior considera que los usuarios del tipo residencial toman la decisión de invertir en forma grupal. Es decir, por medio de una agrupación o

os usuarios deciden hacer una inversión ajustándose a los requerimientos

La orientación de este modelo apunta principalmente a agrupaciones de viviendas tales como condominios o edificios de departamentos entre otros. El enfoque reqúnico representante, por ejemplo el administrador del edificio, presente las necesidades para la utilización de sistemas de autogeneración reduciendo los costos de transacción asociados a la solicitud en comparación con el primer modelo de negocios.

Los ingresos asociados a este modelo de negocios serán medidos de igual manera que en el caso anterior, con la diferencia que acá será la sumatoria de los beneficios por reducción de consumo, y los ingresos por excedentes al final del periodo.

ventajas que se observan en este caso, es en primer lugar la coordinación respecto de las solicitudes de información y postulación al mecanismo.

: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Grupal

: Solicitud de información de disponibilidad y respuesta de distribuidora. : Solicitud información y postulación del mecanismo de apoyo. : Solicitud de información y requerimientos al intermediario.

Fuente: Valgesta.

Otra de las ventajas que se puede identificar está asociada a las economías de escala en inversión y operación al o a los sistemas de autogeneración. Las economías de escala en la operación y mantenimiento se encuentran dadas pues es un único agente quien

Empresa Distribuidora

Solicitud de Mecanismo de Apoyo

Intermediario (Sociedad de

Administración

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Este modelo, a diferencia del anterior considera que los usuarios del tipo residencial toman la decisión de invertir en forma grupal. Es decir, por medio de una agrupación o

os usuarios deciden hacer una inversión ajustándose a los requerimientos

La orientación de este modelo apunta principalmente a agrupaciones de viviendas tales como condominios o edificios de departamentos entre otros. El enfoque requiere que un único representante, por ejemplo el administrador del edificio, presente las necesidades para la utilización de sistemas de autogeneración reduciendo los costos de transacción

ocios.

Los ingresos asociados a este modelo de negocios serán medidos de igual manera que en el caso anterior, con la diferencia que acá será la sumatoria de los beneficios por

ventajas que se observan en este caso, es en primer lugar la coordinación respecto

: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Grupal Residencial

Otra de las ventajas que se puede identificar está asociada a las economías de escala en inversión y operación al o a los sistemas de autogeneración. Las economías de escala en la operación y mantenimiento se encuentran dadas pues es un único agente quien se

Mecanismo de Apoyo



137


debería encargar de ello. En cuanto a los costos de inversión, también existirán escalas asociadas al tamaño del equipo. Anexo a lo anterior, es posible indicar como un beneficio el espacio físico para la instalación de este tipo de sistemas, pues en espacios comunes existirá una mayor probabilidad de disponer del espacio físico suficiente para la instalación del sistema. La desventaja que se observa en este caso es principalmente la coordinación de los usuarios. En efecto, dada la diversidad de interés de cada uno de los usuarios, existe la probabilidad de que el nivel de coordinación no sea el óptimo para ejecutar el proyecto. No obstante, este es un aspecto que debe necesariamente ser considerado en el diseño del instrumento o mecanismo de incentivo. Al igual que en el caso anterior, es posible indicar que este modelo de negocios debería regirse por contrato. Dicho contrato deberá tener además de las condiciones ya indicadas en el caso anterior, la designación de un responsable de las instalaciones y la presentación de la documentación frente a las instituciones respectivas. Considerando en este caso que el modelo de negocios hace referencia a un grupo de individuos, es necesario que el contrato además refleje el compromiso de todos los usuarios que formaran el grupo. Dado que los usuarios serán preferentemente residenciales, el instrumento que más se adecua a dichas necesidades es el subsidio (de preferencia a la inversión o a la tarifa), o bien un crédito en condiciones blandas. Bajo este esquema los principales agentes en este caso serian el Estado (fondos para subsidio y/o créditos), los agentes intermediarios de estos créditos y/o asignación de subsidios, los proveedores de equipos o de la solución de autogeneración y los propios usuarios de los sistemas, siendo igual que en el caso anterior los principales beneficiarios los propios proveedores del o los sistemas, y en menor medida los usuarios de éstos. El principal beneficio de los agentes (proveedores) es la posible masificación de sus productos, y la mayor penetración de éstos en el mercado.

6.3 Modelo Grupal Industrial/Comercial

Este modelo de negocios es de similares características al Modelo Grupal Residencial, con la diferencia que este está enfocado específicamente al sector comercial e industrial. El motivo de la diferenciación se debe principalmente a que en opinión del Consultor, es necesario hacer la diferenciación, ya sea esta por tecnologías (este sector puede usar tecnologías más complejas), por nivel de ingresos, o bien por el tipo de uso que se le dará a la energía autogenerada.




Tanto las ventajas como desventajas son similares al modelo grupal residencial. En efecto, al igual que en el caso anterior, todas las exigencias asociadas a niveles de consumos mínimos y máximos, así como taen el diseño del instrumento.

Figura 20: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo de Negocios Grupal

: Solicitud de información de disponibilidad y respues: Solicitud información y postulación del mecanismo de apoyo.: Solicitud de información y requerimientos al intermediario.

Por último, es importante mencionar inclusive que al definir los mecanismo de apoyo, estos deben identificar el sector, pues, por ejemplo, un mecanismo que apunte a exenciones de impuestos, el que específicamente aplicable a este sector, no puede ser aplicado al sector residencial. En cuanto a los aspectos administrativos y de los afectados, los indicados en el modelo grupal residencial. No obstante, dado los niveles de consumo asociados a este grupo, así como también el foco comercial de los mismos, es necesario hacer las diferencias en torno al profesionalismo dcompromiso por parte de los promotores de equipos a designar personal capacitado para el uso de los sistemas de autogeneración. Por su parte, si bien en este caso los instrumentos subsidiarios también son beneficiosos, dado el segmento, los instrumentos más adecuados podrían ser los relacionados con beneficios tributarios tales como exenciones y/o postergaciones impositivas. Bajo este esquema, el Estado podría verse menos impactado de manera inmediata, pues a diferencia de un subsidio, en donde el Estado debería aportar directamente y a su vez el

Requerimiento de


Requerimiento de


Requerimiento de


Requerimiento de





Tanto las ventajas como desventajas son similares al modelo grupal residencial. En efecto, al igual que en el caso anterior, todas las exigencias asociadas a niveles de consumos mínimos y máximos, así como también compromisos deberán ser incorporados en el diseño del instrumento.


Industrial/Comercial

: Solicitud de información de disponibilidad y respuesta de distribuidora. : Solicitud información y postulación del mecanismo de apoyo. : Solicitud de información y requerimientos al intermediario.

Fuente: Valgesta.

Por último, es importante mencionar inclusive que al definir los mecanismo de apoyo, deben identificar el sector, pues, por ejemplo, un mecanismo que apunte a

exenciones de impuestos, el que específicamente aplicable a este sector, no puede ser aplicado al sector residencial.

En cuanto a los aspectos administrativos y de los afectados, estos deberán ser similares a los indicados en el modelo grupal residencial. No obstante, dado los niveles de consumo asociados a este grupo, así como también el foco comercial de los mismos, es necesario hacer las diferencias en torno al profesionalismo de los encargados, exigiendo el compromiso por parte de los promotores de equipos a designar personal capacitado para el uso de los sistemas de autogeneración.

Por su parte, si bien en este caso los instrumentos subsidiarios también son beneficiosos, el segmento, los instrumentos más adecuados podrían ser los relacionados con

beneficios tributarios tales como exenciones y/o postergaciones impositivas. Bajo este esquema, el Estado podría verse menos impactado de manera inmediata, pues a

subsidio, en donde el Estado debería aportar directamente y a su vez el


Solicitud de Mecanismo de Apoyo

Intermediario (Sociedad de

Administración

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Tanto las ventajas como desventajas son similares al modelo grupal residencial. En efecto, al igual que en el caso anterior, todas las exigencias asociadas a niveles de

mbién compromisos deberán ser incorporados


Por último, es importante mencionar inclusive que al definir los mecanismo de apoyo, deben identificar el sector, pues, por ejemplo, un mecanismo que apunte a

exenciones de impuestos, el que específicamente aplicable a este sector, no puede ser

estos deberán ser similares a los indicados en el modelo grupal residencial. No obstante, dado los niveles de consumo asociados a este grupo, así como también el foco comercial de los mismos, es necesario

e los encargados, exigiendo el compromiso por parte de los promotores de equipos a designar personal capacitado para

Por su parte, si bien en este caso los instrumentos subsidiarios también son beneficiosos, el segmento, los instrumentos más adecuados podrían ser los relacionados con

beneficios tributarios tales como exenciones y/o postergaciones impositivas. Bajo este esquema, el Estado podría verse menos impactado de manera inmediata, pues a

subsidio, en donde el Estado debería aportar directamente y a su vez el

Mecanismo de Apoyo




Estado debe definir un monto y dejarlo a disposición de quienes quieran solicitarlo, en el caso de la exención el Estado podría aportar menos ingresos de manera inmediata, dado que a medida que estos van siendo utilizados se ve este efecto en el Estado.

6.4 Modelo Promotor

Este modelo es una mezcla de los anteriores pero recae en terceros, pudiendo ser estos proveedores de equipos o las propias empresas distribuidoras u otrosesquema, se tiene un intermediario, el cual además es el interesado en instalar, operar y mantener este tipo de sistemas, pues él puede rentabilizar el modelo de negocios, más allá de la valorización de los beneficios no pecuniarios (ahorro) que pueda obtusuario sea este residencial, industrial y/o comercial. En este caso no es el usuario quien presenta los requerimientos, si no es el Promotor quien debe juntar la demanda suficiente para hacer del modelo un negocio un modelo interesante. El esquemacaso es el siguiente.

Figura 21: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo Promotor

: Solicitud de información de disponibilidad y respuesta de distribuidora.: Solicitud información y postulación: Solicitud de información del Promotor a los posibles usuarios

En este modelo de negocios se mantiene la ventaja de tener un único intermediario obteniendo así los beneficios de los costos de transacción, y además reduciendo el riesgo

51 Por ejemplo, una Empresa de tipo comercializadora.

Requerimiento de


Requerimiento de


Requerimiento de


Requerimiento de





Estado debe definir un monto y dejarlo a disposición de quienes quieran solicitarlo, en el caso de la exención el Estado podría aportar menos ingresos de manera inmediata, dado

medida que estos van siendo utilizados se ve este efecto en el Estado.

Promotor

Este modelo es una mezcla de los anteriores pero recae en terceros, pudiendo ser estos proveedores de equipos o las propias empresas distribuidoras u otrosesquema, se tiene un intermediario, el cual además es el interesado en instalar, operar y mantener este tipo de sistemas, pues él puede rentabilizar el modelo de negocios, más allá de la valorización de los beneficios no pecuniarios (ahorro) que pueda obtusuario sea este residencial, industrial y/o comercial. En este caso no es el usuario quien presenta los requerimientos, si no es el Promotor quien debe juntar la demanda suficiente para hacer del modelo un negocio un modelo interesante. El esquema simplificado en este

: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo Promotor

: Solicitud de información de disponibilidad y respuesta de distribuidora.

información y postulación del mecanismo de apoyo. : Solicitud de información del Promotor a los posibles usuarios

Fuente: Valgesta.


Por ejemplo, una Empresa de tipo comercializadora.


Postulación al Mecanismo

TraderPromotor

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Estado debe definir un monto y dejarlo a disposición de quienes quieran solicitarlo, en el caso de la exención el Estado podría aportar menos ingresos de manera inmediata, dado

medida que estos van siendo utilizados se ve este efecto en el Estado.

Este modelo es una mezcla de los anteriores pero recae en terceros, pudiendo ser estos proveedores de equipos o las propias empresas distribuidoras u otros51. Bajo este esquema, se tiene un intermediario, el cual además es el interesado en instalar, operar y mantener este tipo de sistemas, pues él puede rentabilizar el modelo de negocios, más allá de la valorización de los beneficios no pecuniarios (ahorro) que pueda obtener un usuario sea este residencial, industrial y/o comercial. En este caso no es el usuario quien presenta los requerimientos, si no es el Promotor quien debe juntar la demanda suficiente

simplificado en este

: Esquema Simplificado Flujo de Información Modelo Promotor




140


de no coordinación, pues es el Promotor el que tiene los mayores incentivos para comercializar este modelo de manera óptima. Tal como se observa, todos los modelos de negocios identificados tienen ventajas y desventajas, siendo el modelo Promotor el que mejor se hace cargo de las fallas de coordinación e incentivos conjuntos. Independientemente de ello, existen desventajas y riesgos asociados a la calidad de los equipos, el compromiso de operación y mantenimiento, el que deberá ser considerado en el diseño del instrumento. Dado que este es el modelo de negocios que mejores perspectivas pudiese tener desde el punto de vista de los incentivos económicos, y tiene relación con todos los anteriores, a continuación se describen como puede constituirse un esquema de comercio bajo este modelo de negocio.

• Esquema de Distribución: la empresa proveedora (o intermediario) de sistemas se dedica únicamente a suministrar los equipos necesarios para la instalación (equipos, módulos, inversores, motores, etc.). Este esquema puede ser aplicado a todos los modelos de negocios anteriores.

• Proyecto Llave en Mano: la empresa proveedora (o intermediario) de equipos

realiza todos los trámites asociados a la instalación de los sistemas de autogeneración. En este esquema, el proveedor no profundiza mayormente en la relación con el Cliente.

• Proyecto de Leasing de Equipos: la empresa puede ofrecer un servicio integral

de llave en mano, incluyendo además los servicios de financiamiento, operación y mantenimiento. En este caso, a cambio de lo anterior podrá cobrar una cuota mensual por todo el servicio incorporado.

• Venta de Energía: en este caso la empresa puede ofrecer el mismo servicio que

en el leasing, pero en lugar de cobrar una cuota mensual, cobra por cada kWh de energía generado.

• ESCO: la empresa ofrece un servicio energético integral en donde puede

incorporar gestión energética, implementación de medidas de ahorro, y mantenimiento entre otras características.

Para todos los esquemas anteriores se deben desarrollar contratos tipo, los que deberán encargarse de que se cumplan todos los objetivos, tanto definidos por la Ley, como los que puedan definirse como acuerdos comerciales. Dentro de estos deben incorporarse los compromisos de instalación y de mantención de los equipos.



141


En este sentido, los afectados son todos los agentes del mercado pero con una mayor optimización del beneficio, pues la asignación de los incentivos económicos se encuentra en la línea correcta, enfatizando a la promoción de equipos a aquellos interesados (las empresas-intermediarios) para dejar solo la decisión de aceptar en las manos de los usuarios, lo cual maximizara todos los beneficios. Para este modelo de negocios, los instrumentos deben identificar dos líneas, en primer lugar los subsidios, lo cual debería apuntar única y exclusivamente a los usuarios residenciales, y las exenciones tributarias, las cuales apuntan directamente a los usuarios no residenciales. Finalmente, es importante mencionar nuevamente, que si bien se identifican acá una serie de modelos de negocios, la nueva regulación podría abrir la puerta a nuevos y novedosas actividades enfocadas al autoconsumo. En función de lo anterior las empresas deberán adaptarse a los cambios del sector modificando su gestión. Para ello deberán tener en cuenta una serie de factores tales como: Know How, Recursos disponibles, inversiones, servicios y productos ofrecidos, alianzas entre empresas, estructura de recursos humanos, y estrategias comerciales entre otros factores relevantes.

6.5 Resumen Modelos de Negocio

En la Tabla 49 se presenta un resumen de los modelos de negocio propuestos.



142


Tabla 49: Resumen Modelos de Negocio52

Fuente: Valgesta.

En el caso de los modelos industrial/comercial y promotor, se tiene como principal tipo de incentivo la exención tributaria, sin embargo se colocó entre paréntesis el subsidio dado que este incentivo también puede ser aplicado para estos modelos, sin embargo estimamos que dadas las características el tipo de cliente y de los modelos, el que mejor se ajusta es la exención tributaria. Cabe destacar que se consideró como actores con menores beneficios a la empresa distribuidora en caso que esta no sea el ente intermediario (modelo promotor) dado que vería reducido parte de sus ingresos.

52 Tabla en formato editable en Anexo G.

Modelo de Negocio Tipo de IncentivoActores Relevantes

del Mercado

Características del Contrato con

la Distribuidora

Características del

Contrato con el

Intermediario

Actores con Mayores

Beneficios

Actores con

Menores

Beneficios

Actores con

Mayores Riesgos

IndividualSubsidio

Crédito Blando

Usuario

Proveedor

Distribuidora

Estado

1.- Implicados: Usuario -

Distribuidora.

2.- Plazos 5 a 10 años,

renovables.

3.- Precios. Los que establece la

Ley.

4.- Cumplimiento del

Reglamento.

5.- Acuerdo de cumplimiento de

instalación.

6.- Acuerdo de la operación de la

instalación.

Proveedor (CP-MP)

Usuario (MP-LP)Distribuidora

Usuario

Estado

Grupal ResidencialSubsidio

Crédito Blando

Usuario

Sociedad de

Administración

Proveedor

Distribuidora

Estado

1.- Implicados: Sociedad de

Administración - Distribuidora.


renovables.


Ley.


Reglamento.


instalación.


instalación.

Proveedor (CP-MP)

Grupo Residencial (MP-

LP)

DistribuidoraUsuario

Estado

Grupal Comercial/IndustrialExención Trubutaria

Crédito Blando

(Subsidio)

Usuario

Sociedad de

Administración

Proveedor

Distribuidora

Estado

1.- Implicados: Sociedad de

Administración - Distribuidora.


renovables.


Ley.


Reglamento.


instalación.


instalación.

Proveedor (CP-MP)

Grupo


(MP-LP)

Distribuidora Usuario

PromotorExención Trubutaria

Crédito Blando

(Subsidio)

Usuario

Intermediario

(Proveedor,

Distribuidora,

Comercializador)

Distribuidora

Estado

1.- Implicados: Intermediario -

Distribuidora.

2.- Plazos 10 años, renovables.


Ley.


Reglamento.


instalación.


instalación.

1.- Implicados:

Intermediario - Usuario.

2.- Plazos 10 años,

renovables.

3.- Precios. Cobro por el

servicio de

Intermediación.

4.- Acuerdo de

cumplimiento de

instalación.

5.- Acuerdo de la

operación de la

instalación.

Intermediario (CP-MP)

Usuario (MR-LP)

Si la Distribuidora

no es el

Intermediario.

Usuario



143


Se considera como actores con mayores riesgos al usuario en general, dado su desconocimiento de este tipo de tecnologías y operación de estas, como así también en los modelos individual y grupal residencial potencialmente el Estado puede tener riesgos asociados a que el tipo de cliente en estos modelos son residenciales principalmente, y dependiendo el mecanismo podría verse con algún riesgo, sin embargo este punto se debe evitar teniendo en mente en el mecanismo situaciones tales como pagos, compromisos de operación, periodo de implementación, solución, certificación de instalaciones, calidad de instalaciones, etc.



144


7 VALORIZACIÓN DE LA INYECCIONES

El presente capítulo se orienta al análisis y estimación de la valorización de las inyecciones realizadas por sistemas renovables o sistemas de cogeneración eficiente, cuya potencia instalada no supera los 100 kW. Para ello se realiza una descripción del procedimiento y valorización de la energía en relación a la ley vigente y al reglamento en desarrollo.

7.1 Descripción del Mecanismo de Valorización Según Ley N° 20.571.

De acuerdo a la Ley N° 20.571, la cual regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales, comerciales e industriales, y con relación al Reglamento preliminar publicado el 11 de Octubre del 2012, las inyecciones de energía eléctrica que realicen los usuarios finales sujetos a fijación de precio (clientes regulados), se valorizarán de acuerdo al Artículo 45° del reglamento referente a la Ley, a precio de nudo de energía incorporando las menores pérdidas eléctricas de la concesionaria de servicio público de distribución asociadas a las inyecciones de energía. El Artículo 46° de dicho reglamento menciona que para los sistemas cuya capacidad instalada sea superior a 200 MW, el precio nudo de energía será el Precio de Nudo Promedio de energía que la concesionaria de distribución deberá traspasar a sus clientes regulados, vigente en el momento de la inyección de la energía al sistema. Para el caso de los Sistemas Medianos, cuya capacidad instalada se encuentra entre 1,5 MW y 200 MW, el precio de nudo con el cual se valorizará la inyección de energía eléctrica a dicho sistema corresponderá al precio establecido a nivel de generación – transporte por la CNE. Cabe mencionar que en esta valorización se incorporarán las menores pérdidas eléctricas de las concesionarias de distribución asociadas a las inyecciones de energía, por lo que de acuerdo a lo que menciona el Artículo 47° del reglamento preliminar de la Ley, el Precio de Nudo de la Energía Promedio, se deberá multiplicar por el factor de pérdida media de energía, asociado a la tarifa del cliente. De lo anterior y de acuerdo al Artículo 48° del reglamento, la valorización de las inyecciones de energía será descontada de la facturación correspondiente al mes en el



145


que se realizaron dichas inyecciones. Si una vez aplicado dichos descuentos existiera un remanente a favor del cliente (propietario del equipamiento de generación) que no haya podido ser descontado de la respectiva facturación, el mismo deberá ser imputado y descontado de la o las facturas subsiguientes, las cuales no podrán exceder de seis. El saldo correspondiente se ajustará mensualmente en función a la variación del Índice de Precios del Consumidor (IPC)53, u por otro tipo de instrumento de ajuste, según lo que indique la Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC). Para efectos de la simulación en esta etapa no se considerará en caso de remanentes los ajustes del IPC. Si el remanente de las inyecciones de energía eléctrica del generador residencial, comercial e industrial, no es descontado de las facturas emitidas en el plazo indicado por el Artículo 48° del reglamento referente, la empresa distribuidora, al mes siguiente de este, o sea, al mes séptimo, deberá emitir un pago al cliente, salvo que el cliente, al momento de realizar el contrato de conexión, haya optado por otro mecanismo de pago.

7.2 Valorización Excedentes de Energía

Para el desarrollo y valorización de las inyecciones, se considera el procedimiento de valorización indicado por la Ley, por medio del reglamento preliminar descrito anteriormente, considerando los precios de la energía de acuerdo a las tarifas de clientes regulados y precios de nudo promedios de la energía respectivos.

7.2.1 Precio Nudo Promedio de la Energía

Este precio, es utilizado para la valorización de los excedentes de energía inyectados a la red. La valorización de la inyección se efectuará de acuerdo a las inyecciones de energía eléctrica que realicen los clientes que dispongan de Equipamiento de Generación. En el caso de aquellos sistemas con capacidad instalada superior a 200 MW, el precio utilizado, corresponderán al precio de nudo promedio de la energía publicado en el decreto de precio nudo promedio vigente al momento que se producen las inyecciones de energía, en este caso se utilizará para el desarrollo de los modelos el publicado en el Diario Oficial el 21 de Febrero de 2013, para el caso de los sistemas con capacidad instalada entre 1,5 MW y 200 MW se consideraran sus respectivos decretos que fije los precios de nudo de a nivel de generación – transporte vigentes.

53 En el ejercicio de valorización de la energía no se incluyó este reajuste.



146


7.2.2 Tarifas Reguladas

Las tarifas reguladas, corresponden a los precios de energía y potencia cobrados a los clientes regulados por concepto de suministro eléctrico por parte de las empresas distribuidoras eléctricas. Estas tarifas son fijadas por la CNE mediante decreto, las cuales son publicadas mes a mes por cada distribuidora. Para efectos de las modelaciones intermedias se utilizarán generalmente los datos del mes de Marzo 2013, sin embargo, para la entrega final del Estudio se considerará actualizar los precios con la información del mes anterior a la entrega del Informe Final. Adicionalmente se indica que en caso de faltar algunos valores de precio sean estos Nudos o Regulados se indicarán con una P (Pendiente) en la planilla, los que se completaran a medida que se vayan obteniendo.

7.2.2.1 Precios Tarifas Reguladas

Los clientes regulados, corresponden a clientes cuya potencia instalada es inferior a 500 kW, en el caso de que existan clientes cuya potencia conectada sea mayor a 500 kW y menor a 2.000 kW, estos pueden optar a ser clientes regulados o libres (estos últimos no están sujetos a tarifas reguladas). El precio de energía y potencia que es cobrado por las empresas distribuidoras a usuarios o clientes ubicados en la zona concesionaria o de distribución, está dada principalmente por las siguientes componentes, las cuales son utilizadas por la CNE para definir las tarifas. Tarifa Regulada = Precio de Nudo (PN) + Valor Agregado de Distribución (VAD)

+ Cargo Único por uso del Sistema Troncal (Peaje Troncal).

• PN: Corresponde al precio de la energía contratada por la empresa distribuidora eléctrica.

• VAD: Corresponde al valor agregado por concepto de costos de distribución,

costos fijos de administración, pérdidas e inversiones en infraestructura, considerando las respectivas mantenciones y operación.

• Peaje Troncal: Corresponde a los costos asociados al transporte de energía

desde la unidad generadora, hasta la subestación de conexión de la empresa de distribución.



147


Las empresas de distribución eléctrica, según la ley, están obligadas a poner a disposición de los clientes los diferentes tipos de tarifas eléctricas reguladas existentes, las cuales se diferencian bajo dos categorías en función a su tensión, alta o media tensión (AT) y baja tensión (BT). El uso de en una u otra categoría, depende de si el usuario está conectado con su empalme a líneas de voltaje superiores o inferiores a 400 Volts. Así, las opciones tarifarias para los clientes son:

• BT1: Medición de energía cuya potencia conectada sea inferior a 10 kW.

• BT2 (AT2): Medición de energía y contratación de potencia.

• BT3 (AT3): Medición de energía y medición de demanda máxima.

• BT4.1 (AT4.1): Contratación de demanda máxima de potencia en horas de punta y de la demanda máxima de potencia.

• BT4.2 (AT4.2): Medición de demanda máxima de potencia en horas de punta y

contratación de la demanda máxima de potencia.

• BT4.3 (AT4.3): Medición de demanda máxima de potencia en horas de punta y de la demanda máxima de potencia suministrada.

Definidas las distintas tarifas disponibles para los clientes regulados como la composición general de las mismas, estas permitirán estimar la valorización de los ahorros generados por los pequeños sistemas de generación renovables de hasta 100 kW instalados para uso residencial, comercial e industrial. Para ello, se registraron los valores publicados por las empresas distribuidoras, abarcando todas las tarifas reguladas como las áreas típicas de distribución, las cuales contienen la mayoría de las comunas del país. Las empresas utilizadas se especifican en la Tabla 50.



148


Tabla 50: Total de empresas de distribución eléctricas.

Fuente: CNE, Valor Agregado de Distribución 2012-2016.

Definidas las empresas distribuidoras, se dispone en función de las distintas tarifas existentes54, los valores de la energía y potencia suministrada por cada empresa concesionaria, las cuales se grafican a continuación5556.

Gráfico 1: Tarifa regulada BT1.

Fuente: Distribuidoras, Marzo 2013.

54 Valores considerados de marzo 2013. 55 Para efecto de representación en los gráficos se consideró el promedio de las tarifas de los sectores de cada

distribuidora, según sea el caso. 56 Los gráficos de las demás tarifas reguladas se encuentran en Anexo D.

88

74

12

5

99

11

5

97 99

91

91 94

92

20

3

10

4 12

0 14

1

13

3

12

6

11

6 12

6

11

7

10

9

79

13

2

11

3 12

2

0

50

100

150

200

250

Precio de la Energía Tarifa BT1$/kWh



149


7.2.3 Determinación del Monto de la Valorización por Comuna

La presente sección determina el monto de la valorización de las inyecciones de energía que realicen las tecnologías asociadas a la Ley N° 20.571 y analizadas en este Estudio, lo anterior, para cada comuna del país57 según las tarifas reguladas de distribución existentes en cada zona de concesión. Adicionalmente a la valorización de las inyecciones de energía y considerando esta información como antecedente, se determinará un grupo de comunas para enfocar el Estudio de manera que considere las situaciones extremas e intermedias respecto a los ámbitos de análisis. Dado lo anterior, se determinó considerar el grupo de comunas de análisis y presentación las que cumplan con los criterios indicados en la sección 7.2.3.1.3.1 y con los siguientes ámbitos de análisis: “Ahorro del Usuario” en este contexto se definirá como la suma de: a) el Ahorro por concepto de la energía autoconsumida, y que no es cancelada a la Distribuidora, pero se valoriza a precio de energía y de cargo troncal de la tarifa regulada correspondiente al Usuario, y b) la valorización de la inyección de la energía excedentaria la que se valoriza a precio de nudo de acuerdo a lo indicado por la Ley. Nivel de radiación anual de las comunas. Este ámbito se utiliza dado que en función al análisis de la experiencia internacional y de la experiencia del Consultor la tecnología Fotovoltaica es una de las tecnologías que como ya se ha visto en el estudio será considerada para su análisis y evaluación económica posteriormente. Cabe destacar que la determinación de considerar dicho grupo de comunas no limita el análisis de las otras comunas, el cual está desarrollado en los anexos, sin embargo, dado que son las situaciones extremas, todas las otras comunas se encuentran incluidas en este análisis.

57 De acuerdo al Decreto que fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados

correspondiente al IT del 05 de Noviembre de 2012, publicado el 02 de Abril de 2013 en el Diario Oficial de la

República de Chile.



150


7.2.3.1 Determinación del Monto de la Valorización

Para determinar la valorización respectiva de las inyecciones de energía se consideraron los precios descritos en las secciones anteriores, correspondientes a: i) precios de las tarifas reguladas, ii) precios de nudo de la energía. Dado los precios indicados y con el objeto de determinar una valorización para cada comuna en base a consumos definidos por el Consultor, se modelo la valorización en función a un porcentaje de autoconsumo que el usuario pueda utilizar, por lo que se supuso que el usuario podía instalar un equipamiento, independientemente de la Tecnología, que podría cubrir como máximo el total de su consumo en un periodo mensual y con este supuesto se realizaron los cálculos de la valorización por comuna, por tipo de tarifa, que para efectos de esta valorización se consideraron las tarifas BT1, BT2 y AT2, principalmente dado que el “Ahorro del Usuario” al cual podría optar éste está asociado a la Energía, por lo que se supuso en este modelo que en la potencia no se considerarían potenciales ahorros, por lo que las tarifas BT2 y AT2, representan de mejor manera esta situación, dado que son tarifas con Potencia Contratada. La modelación realizada en esta sección tiene la finalidad de determinar para cada comuna la valorización de sus inyecciones de excedentes de energía y además poder determinar cuál sería el nivel de ahorro por concepto de autoconsumo, con lo que se obtendrá el “Ahorro del Usuario”.

7.2.3.1.1 Supuestos Considerados

Respecto a los supuestos considerados para efectos de realizar la valorización se consideran los siguientes de tipo general y posteriormente se indica cual es el caso base. Supuestos generales utilizados para esta modelación fueron:

• El equipamiento de generación puede generar de manera excedentaria, exacta y deficitaria respecto al consumo de energía del Usuario.

• Se considerarán 3 tarifas a analizar BT1, BT2 y AT2. Supuestos para el caso base:

• El equipamiento de generación puede generar y cubrir hasta el máximo del consumo del Usuario.



151


• Para los Usuarios con tarifa BT1 se determinó utilizar como Factor de Carga58 un 25%, entendiendo que este factor nos indica el porcentaje de utilización de la potencia contratada durante un mes o un año. Con este factor de carga la potencia utilizada sería de 2 kW.

• Para los Usuarios con tarifa BT2 o AT2 se determinó utilizar como Factor de Carga un 65%. En este caso la potencia requerida sería de 50 kW.

• Se utilizará como consumo del Usuario con tarifa BT1, y dado que son principalmente residenciales, la cantidad de 200 [kWh/mes].

• Se utilizará como consumo del Usuario con tarifa BT2 o AT2, la cantidad de 23.00057 [kWh/mes].

• Se considerará como porcentaje de autoconsumo de un Usuario con tarifa BT1 un 10%.

• Se considerará como porcentaje de autoconsumo de un Usuario con tarifa BT2 o AT2 un 40%.

7.2.3.1.2 Valorización por Comuna caso Base

En esta sección se efectúa la valorización por comunas, con respecto al Caso Base, para las tarifas BT1, BT2 y AT2. Dado lo expuesto en las secciones anteriores en las tablas siguientes se presenta un ejemplo de los precios de valorización para un grupo de comunas, en dicha tabla se muestra los precios nudos promedios de energía (precio nudo), el factor de expansión de pérdida medias de energía (factor de pérdidas), según corresponda, además se muestran los precios de energía de las diferentes tarifas por la combinación de Distribuidora/Comuna (precio tarifa). Cabe destacar en el punto anterior, que respecto a los precios de la energía en las diferentes tarifas se consideraron los precios de energía de las tarifas BT1, BT2, BT3, BT4.X59, AT2, AT3, AT4.X, sin embargo, dado que las tarifas de energía BT2 a BT4.X por Distribuidora-Comuna son los mismos, al igual que la tarifa de energía AT2 a AT4.X, se utilizará para efectos de esta modelación inicial tres tarifas de energía y de potencia, correspondientes a las tarifas reguladas BT1, BT2 y AT2.

58 El Factor de Carga es el cuociente entre la energía consumida en un periodo de tiempo y la máxima energía

posible de consumir en dicho periodo de tiempo, habitualmente en un mes o en año. 59 Las tarifas BT4.X, indica que corresponden a las tarifas BT4.1, BT4.2 y BT4.3, lo mismo sucede para el caso

de las tarifas AT4.X.



152


Adicionalmente, se tomo como convención que en caso de existir 2 valores para una misma comuna, tarifa o condición, por ejemplo, instalación aérea o subterránea se consideró como valor el menor de estas alternativas, en este caso la tarifa aérea.

Tabla 51: Precio Nudo de Energía y Factor de Expansión de Pérdidas por Distribuidora-Comuna60

Fuente: Propia - Decreto N°1T (5 de noviembre de 2012)61 ,

Decreto N°1 (17 de enero de 2013), Decretos Sistemas Medianos.

Las fórmulas tarifarias utilizadas para calcular el Precio Nudo BT y Precio Nudo AT, para el caso de los sistemas Interconectados son las siguientes62:

%&'�()*+�),- = %.,- × %.0- × %'

%&'�()*+�)0- = %.0- × %' PEBT : Pérdida de energía BT63.

60 Listado de todas las comunas en Anexo E Excel. 61 Decreto N°IT (5 de noviembre de 2012), fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a los

precios regulados que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que indica. 62 Decreto N°1T (5 de noviembre de 2012), fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a los

precios regulados que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que indica. 63 Decreto N°1T (5 de noviembre de 2012), fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a los

precios regulados que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que indica.


Nudo Pe [$/kWh] PEAT PEBT

Precio Nudo BT

[$/kWh]

Precio Nudo AT

[$/kWh]

1 Emelari Arica y Parinacota Arica 3 1 45,321$ 1,0188 1,0584 48,87$ 46,17$

2 Emelari Arica y Parinacota Camarones 3 1 45,321$ 1,0188 1,0584 48,87$ 46,17$

3 Eliqsa Tarapaca Iquique 3 1 41,864$ 1,0188 1,0584 45,14$ 42,65$

4 Eliqsa Tarapaca Huara 3 1 41,864$ 1,0188 1,0584 45,14$ 42,65$

5 Eliqsa Tarapaca Pica 3 1 41,864$ 1,0188 1,0584 45,14$ 42,65$

6 Eliqsa Tarapaca Pozo Almonte 3 1 41,864$ 1,0188 1,0584 45,14$ 42,65$

7 Eliqsa Tarapaca Alto Hospicio 3 1 41,864$ 1,0188 1,0584 45,14$ 42,65$

8 Elecda Antofagasta Antofagasta 2 1 41,800$ 1,0188 1,0598 45,13$ 42,59$

9 Elecda Antofagasta Mejillones 2 1 41,800$ 1,0188 1,0598 45,13$ 42,59$

10 Elecda Antofagasta Sierra Gorda 2 1 41,800$ 1,0188 1,0598 45,13$ 42,59$

11 Elecda Antofagasta Calama 2 1 41,800$ 1,0188 1,0598 45,13$ 42,59$

12 Elecda Antofagasta Tocopilla 2 1 41,800$ 1,0188 1,0598 45,13$ 42,59$

13 Elecda Antofagasta Taltal 2 2 61,947$ 1,0188 1,0598 66,89$ 63,11$

14 Emelat Atacama Copiapó 2 1 48,986$ 1,0188 1,0598 52,89$ 49,91$

15 Emelat Atacama Caldera 2 1 48,986$ 1,0188 1,0598 52,89$ 49,91$

16 Emelat Atacama Tierra Amarilla 2 1 48,986$ 1,0188 1,0598 52,89$ 49,91$

17 Emelat Atacama Chañaral 2 1 48,986$ 1,0188 1,0598 52,89$ 49,91$

18 Emelat Atacama Diego de Almagro 2 1 48,986$ 1,0188 1,0598 52,89$ 49,91$

19 Emelat Atacama Vallenar 2 1 48,986$ 1,0188 1,0598 52,89$ 49,91$

20 Emelat Atacama Alto del Carmen 2 1 48,986$ 1,0188 1,0598 52,89$ 49,91$

21 Emelat Atacama Freirina 2 1 48,986$ 1,0188 1,0598 52,89$ 49,91$

22 Emelat Atacama Huasco 2 1 48,986$ 1,0188 1,0598 52,89$ 49,91$

23 Chilquinta Valparaiso Valparaíso 3 1 45,060$ 1,0188 1,0584 48,59$ 45,91$

24 Chilquinta Valparaiso Quilpué 3 1 45,060$ 1,0188 1,0584 48,59$ 45,91$

25 Chilquinta Valparaiso Viña del Mar 3 1 45,060$ 1,0188 1,0584 48,59$ 45,91$

Pérdidas 2013 (p.u) Precio Nudo Energía (Promedio) - Abril 2013

(S/IVA)



153


PEAT : Pérdida de energía AT64. Pe : Precio de nudo de la energía correspondiente al sector nudo en que éste se

ubica65. Para el caso de los sistemas medianos, el precio de nudo de la energía correspondiente al sector nudo en que éste se ubica se calcula de la siguiente manera:

%' =1*( ∗ %*.(2

345

Pe : Precio de nudo de la energía correspondiente al cliente de acuerdo al sector

en que este se ubica66, [$/kWh]. Ni

: Proporción del aporte de electricidad para la barra de retiro i 67.

PNEi Precio de nudo de la energía para la barra de retito i, [$/kWh]

64 Decreto N°1T (5 de noviembre de 2012), fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a los

precios regulados que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que indica. 65 Decreto N°1 (17 de enero de 2013), fija precios de nudo promedio en el SIC y SING, con motivo de las fijaciones de precios señaladas en el artículo 158° de la Ley General de Servicios Eléctricos. 66 Decreto N°296, fija precios a niveles de generación y transmisión en sistemas medianos de Punta Arenas,

Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, y establece planes de expansión en los sistemas señalados.

Decreto N°338, fija precios a niveles de generación y transmisión en sistemas Aysen, Palena y General Carrera,

y establece planes de expansión en los sistemas señalados. 67 Decreto N°296, fija precios a niveles de generación y transmisión en sistemas medianos de Punta Arenas,

Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, y establece planes de expansión en los sistemas señalados.

Decreto N°338, fija precios a niveles de generación y transmisión en sistemas Aysen, Palena y General Carrera,

y establece planes de expansión en los sistemas señalados.



154


Tabla 52: Precio Tarifas de Energía por Distribuidora-Comuna68


Dado los precios anteriores (Nudos y Regulados-Tarifa), en la Tabla 53 se presenta un ejemplo de valorización por comuna para la tarifa regulada BT1, en la Tabla 54, para la tarifa BT2 y en la Tabla 55 para la tarifa AT2, todos estos ejemplos consideran el caso base indicado en la sección 7.2.3.1.1. Como se señaló anteriormente en Tabla 53, se presenta de manera simplificada la “Facturación Normal” (ver fórmula 1), correspondiente a la facturación que efectuaría la Distribuidora sin considerar autoconsumo e inyección de excedente de energía, valorización de la energía autoconsumida (ver fórmula 2), la valorización de las inyecciones de excedente (ver fórmula 3), la facturación final para el Usuario, la que considera la energía autoconsumida y la inyección de excedente de energía (ver fórmula 4) y en la última columna se presenta el “Ahorro del Usuario” (ver fórmula 5), lo anterior se presenta para cada comuna y en las Tabla 53 y Tabla 54, para las tarifas BT2 y AT2, respectivamente. El detalle de todas las comunas asociadas a Distribuidoras y al Decreto, se encuentra en Anexo E en Excel. Es importante señalar que el listado de Distribuidora asociado a Comunas fue basado de acuerdo a la fijación de formulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados, publicado el 2 de abril de 2013.

68 Listado de todas las comunas y de todos los precios del pliego tarifario en Anexo E Excel.


Nudo

BT1

[$/kWh]

BT2

[$/kWh]

BT3

[$/kWh]

BT4

[$/kWh]

AT2

[$/kWh]

AT3

[$/kWh]

AT4

[$/kWh]

1 Emelari Arica y Parinacota Arica 3 1 93,64 48,93 48,93 48,93 45,95 45,95 45,95

2 Emelari Arica y Parinacota Camarones 3 1 93,64 48,93 48,93 48,93 45,95 45,95 45,95

3 Eliqsa Tarapaca Iquique 3 1 85,66 45,20 45,20 45,20 42,44 42,44 42,44

4 Eliqsa Tarapaca Huara 3 1 98,12 45,20 45,20 45,20 42,44 42,44 42,44

5 Eliqsa Tarapaca Pica 3 1 98,12 45,20 45,20 45,20 42,44 42,44 42,44

6 Eliqsa Tarapaca Pozo Almonte 3 1 98,12 45,20 45,20 45,20 42,44 42,44 42,44

7 Eliqsa Tarapaca Alto Hospicio 3 1 85,66 45,20 45,20 45,20 42,44 42,44 42,44

8 Elecda Antofagasta Antofagasta 2 1 79,79 45,15 45,15 45,15 42,46 42,46 42,46

9 Elecda Antofagasta Mejillones 2 1 88,43 45,15 45,15 45,15 42,46 42,46 42,46

10 Elecda Antofagasta Sierra Gorda 2 1 88,43 45,15 45,15 45,15 42,46 42,46 42,46

11 Elecda Antofagasta Calama 2 1 79,79 45,15 45,15 45,15 42,46 42,46 42,46

12 Elecda Antofagasta Tocopilla 2 1 88,43 45,15 45,15 45,15 42,46 42,46 42,46

13 Elecda Antofagasta Taltal 2 2 125,24 66,92 66,92 66,92 62,93 62,93 62,93

14 Emelat Atacama Copiapó 2 1 87,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77

15 Emelat Atacama Caldera 2 1 87,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77

16 Emelat Atacama Tierra Amarilla 2 1 87,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77

17 Emelat Atacama Chañaral 2 1 87,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77

18 Emelat Atacama Diego de Almagro 2 1 87,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77

19 Emelat Atacama Vallenar 2 1 87,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77

20 Emelat Atacama Alto del Carmen 2 1 87,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77

21 Emelat Atacama Freirina 2 1 87,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77

22 Emelat Atacama Huasco 2 1 87,43 52,92 52,92 52,92 49,77 49,77 49,77

23 Chilquinta Valparaiso Valparaíso 3 1 86,50 48,65 48,65 48,65 45,68 45,68 45,68

24 Chilquinta Valparaiso Quilpué 3 1 86,50 48,65 48,65 48,65 45,68 45,68 45,68

25 Chilquinta Valparaiso Viña del Mar 3 1 86,50 48,65 48,65 48,65 45,68 45,68 45,68

Precio Energía Tarifa (Marzo 2013*) (S/IVA)



155


Tabla 53: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa BT1


(1) FN = (BT1�.+((BT1 + UST) ∗ CN)) ∗ 1,19

(2) AA = �(BT1 + UST) ∗ 1,19� ∗ (CN − IE)

(3) MIE = PNBT ∗ IE

(4) FF = FN − (AA +MIE)

(5) AF = FN − FF Donde, FN : Facturación Normal ($/mes) BT1�. : Cargo Fijo BT1 ($/mes) BT1 : Tarifa de Energía BT1 ($/kWh)

UST : Cargo por Uso Sistema Troncal ($/kWh) CN : Consumo Energía Normal (kWh/mes) AA : Ahorro Autoconsumo ($/mes) IE : Inyección Energía Excedente (kWh) MIE : Monto por Inyección de Excedente ($/mes) PNBT : Precio de Nudo Promedio Tarifa BT ($/kWh) FF : Facturación Final BT1 ($/mes) AF : Ahorro del Usuario BT1 ($/mes)


Nudo

Facturación Normal

[$/mes] BT1

Ahorro

Autoconsumo

[$/mes] BT1

Monto por Inyección

de Excedente

[$/mes] BT1

Facturación Final

(Energía) [$/mes] BT1

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] BT1

1 Emelari Arica y Parinacota Arica 3 1 23.496$ 2.231$ 8.797$ 12.468$ 11.028$

2 Emelari Arica y Parinacota Camarones 3 1 23.496$ 2.231$ 8.797$ 12.468$ 11.028$

3 Eliqsa Tarapaca Iquique 3 1 21.451$ 2.041$ 8.126$ 11.284$ 10.167$

4 Eliqsa Tarapaca Huara 3 1 24.426$ 2.338$ 8.126$ 13.962$ 10.463$

5 Eliqsa Tarapaca Pica 3 1 24.426$ 2.338$ 8.126$ 13.962$ 10.463$

6 Eliqsa Tarapaca Pozo Almonte 3 1 24.426$ 2.338$ 8.126$ 13.962$ 10.463$

7 Eliqsa Tarapaca Alto Hospicio 3 1 21.451$ 2.041$ 8.126$ 11.284$ 10.167$

8 Elecda Antofagasta Antofagasta 2 1 20.284$ 1.902$ 8.124$ 10.259$ 10.025$

9 Elecda Antofagasta Mejillones 2 1 22.141$ 2.107$ 8.124$ 11.910$ 10.231$

10 Elecda Antofagasta Sierra Gorda 2 1 22.141$ 2.107$ 8.124$ 11.910$ 10.231$

11 Elecda Antofagasta Calama 2 1 20.284$ 1.902$ 8.124$ 10.259$ 10.025$

12 Elecda Antofagasta Tocopilla 2 1 22.141$ 2.107$ 8.124$ 11.910$ 10.231$

13 Elecda Antofagasta Taltal 2 2 30.902$ 2.983$ 12.039$ 15.879$ 15.023$

14 Emelat Atacama Copiapó 2 1 21.714$ 2.083$ 9.520$ 10.110$ 11.604$

15 Emelat Atacama Caldera 2 1 21.719$ 2.083$ 9.520$ 10.115$ 11.604$

16 Emelat Atacama Tierra Amarilla 2 1 21.719$ 2.083$ 9.520$ 10.115$ 11.604$

17 Emelat Atacama Chañaral 2 1 21.719$ 2.083$ 9.520$ 10.115$ 11.604$

18 Emelat Atacama Diego de Almagro 2 1 21.719$ 2.083$ 9.520$ 10.115$ 11.604$

19 Emelat Atacama Vallenar 2 1 21.719$ 2.083$ 9.520$ 10.115$ 11.604$

20 Emelat Atacama Alto del Carmen 2 1 21.733$ 2.083$ 9.520$ 10.130$ 11.604$

21 Emelat Atacama Freirina 2 1 21.719$ 2.083$ 9.520$ 10.115$ 11.604$

22 Emelat Atacama Huasco 2 1 21.733$ 2.083$ 9.520$ 10.130$ 11.604$

23 Chilquinta Valparaiso Valparaíso 3 1 21.693$ 2.061$ 8.746$ 10.886$ 10.807$

24 Chilquinta Valparaiso Quilpué 3 1 21.693$ 2.061$ 8.746$ 10.886$ 10.807$

25 Chilquinta Valparaiso Viña del Mar 3 1 21.693$ 2.061$ 8.746$ 10.886$ 10.807$



156


Tabla 54: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa BT2


(6) FN67 = ((BT2 + UST) ∗ CN) + ((BT29 + UST) ∗ PR + BT2�.) ∗ 1,19

(7) AA67 = �(BT2 + UST) ∗ 1.19� ∗ (CN − IE)

(8) MIE67 = BT2 ∗ IE

(9) FF67 = FN67 − (AA67 + MIE67 )

(10) AF = FN67 − FF67

Donde, FN67 : Facturación Normal ($/mes) BT2�. : Cargo Fijo BT2 ($/mes) BT2 : Tarifa de Energía BT2 ($/kWh)

UST : Cargo por Uso Sistema Troncal ($/kWh) CN : Consumo Energía Normal (kWh/mes) BT29 : Precio de Potencia BT2.

PR : Potencia Requerida. 00;< : Ahorro Autoconsumo ($/mes)

IE : Inyección Energía Excedente (kWh) =>.;< : Monto por Inyección de Excedente ($/mes) ??;< : Facturación Final BT2 ($/mes)

AF : Ahorro del Usuario BT2 ($/mes)


Nudo

Facturación

Normal

[$/mes] BT2

Ahorro Autoconsumo

[$/mes] BT2

Monto por

Inyección de

Excedente [$/mes]

BT

Facturación Final

[$/mes] BT2

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] BT2

1 Emelari Arica y Parinacota Arica 3 1 1.846.216$ 536.898$ 674.400$ 634.918$ 1.211.298$

2 Emelari Arica y Parinacota Camarones 3 1 1.846.218$ 536.899$ 674.400$ 634.919$ 1.211.299$

3 Eliqsa Tarapaca Iquique 3 1 1.937.094$ 496.042$ 622.958$ 818.094$ 1.119.000$

4 Eliqsa Tarapaca Huara 3 1 2.170.721$ 496.042$ 622.958$ 1.051.721$ 1.119.000$

5 Eliqsa Tarapaca Pica 3 1 2.170.721$ 496.042$ 622.958$ 1.051.721$ 1.119.000$

6 Eliqsa Tarapaca Pozo Almonte 3 1 2.170.721$ 496.042$ 622.958$ 1.051.721$ 1.119.000$

7 Eliqsa Tarapaca Alto Hospicio 3 1 1.937.094$ 496.042$ 622.958$ 818.094$ 1.119.000$

8 Elecda Antofagasta Antofagasta 2 1 1.939.924$ 495.518$ 622.828$ 821.578$ 1.118.346$

9 Elecda Antofagasta Mejillones 2 1 2.135.141$ 495.518$ 622.828$ 1.016.795$ 1.118.346$

10 Elecda Antofagasta Sierra Gorda 2 1 2.135.141$ 495.518$ 622.828$ 1.016.795$ 1.118.346$

11 Elecda Antofagasta Calama 2 1 1.939.924$ 495.518$ 622.828$ 821.578$ 1.118.346$

12 Elecda Antofagasta Tocopilla 2 1 2.135.141$ 495.518$ 622.828$ 1.016.795$ 1.118.346$

13 Elecda Antofagasta Taltal 2 2 2.999.429$ 733.778$ 923.022$ 1.342.628$ 1.656.801$

14 Emelat Atacama Copiapó 2 1 2.103.275$ 580.496$ 729.901$ 792.879$ 1.310.397$

15 Emelat Atacama Caldera 2 1 2.210.675$ 580.496$ 729.901$ 900.278$ 1.310.397$

16 Emelat Atacama Tierra Amarilla 2 1 2.210.675$ 580.496$ 729.901$ 900.278$ 1.310.397$

17 Emelat Atacama Chañaral 2 1 2.210.675$ 580.496$ 729.901$ 900.278$ 1.310.397$

18 Emelat Atacama Diego de Almagro 2 1 2.210.675$ 580.496$ 729.901$ 900.278$ 1.310.397$

19 Emelat Atacama Vallenar 2 1 2.210.675$ 580.496$ 729.901$ 900.278$ 1.310.397$

20 Emelat Atacama Alto del Carmen 2 1 2.409.929$ 580.496$ 729.901$ 1.099.532$ 1.310.397$

21 Emelat Atacama Freirina 2 1 2.210.675$ 580.496$ 729.901$ 900.278$ 1.310.397$

22 Emelat Atacama Huasco 2 1 2.409.929$ 580.496$ 729.901$ 1.099.532$ 1.310.397$

23 Chilquinta Valparaiso Valparaíso 3 1 1.937.236$ 533.816$ 670.516$ 732.903$ 1.204.332$

24 Chilquinta Valparaiso Quilpué 3 1 1.937.236$ 533.816$ 670.516$ 732.903$ 1.204.332$

25 Chilquinta Valparaiso Viña del Mar 3 1 1.937.236$ 533.816$ 670.516$ 732.903$ 1.204.332$



157


Tabla 55: Ejemplo de Valorización por Comuna Tarifa AT2


(11) FN@7 = ((AT2 + UST) ∗ CN) + ((AT29 + UST) ∗ PR + AT2�.) ∗ 1,19

(12) AA@7 = �(AT2 + UST) ∗ 1.19� ∗ (CN − IE)

(13) MIE@7 = AT2 ∗ IE

(14) FF@7 = FN@7 − (AA@7 + MIE@7 )

(15) AF = FN@7 − FF@7

Donde, FN@7 : Facturación Normal ($/mes) AT2�. : Cargo Fijo AT2 ($/mes) AT2 : Tarifa de Energía AT2 ($/kWh)

UST : Cargo por Uso Sistema Troncal ($/kWh) CN : Consumo Energía Normal (kWh/mes) AT29 : Precio de Potencia AT2.

PR : Potencia Requerida. 00A< : Ahorro Autoconsumo ($/mes)

IE : Inyección Energía Excedente (kWh) =>.A< : Monto por Inyección de Excedente ($/mes) ??A< : Facturación Final AT2 ($/mes)

AF : Ahorro del Usuario BT2 ($/mes)


Nudo

Facturación Normal

[$/mes] AT2

Ahorro

Autoconsumo

[$/mes] AT2

Monto por

Inyección de

Excedente [$/mes]

AT

Facturación Final

[$/mes] AT2

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] AT2

1 Emelari Arica y Parinacota Arica 3 1 1.681.161$ 504.202$ 637.188$ 539.772$ 1.141.390$

2 Emelari Arica y Parinacota Camarones 3 1 1.681.164$ 504.203$ 637.188$ 539.773$ 1.141.391$

3 Eliqsa Tarapaca Iquique 3 1 1.536.936$ 465.839$ 588.584$ 482.513$ 1.054.423$

4 Eliqsa Tarapaca Huara 3 1 1.588.298$ 465.839$ 588.584$ 533.875$ 1.054.423$

5 Eliqsa Tarapaca Pica 3 1 1.588.298$ 465.839$ 588.584$ 533.875$ 1.054.423$

6 Eliqsa Tarapaca Pozo Almonte 3 1 1.588.298$ 465.839$ 588.584$ 533.875$ 1.054.423$

7 Eliqsa Tarapaca Alto Hospicio 3 1 1.536.936$ 465.839$ 588.584$ 482.513$ 1.054.423$

8 Elecda Antofagasta Antofagasta 2 1 1.543.333$ 466.087$ 587.685$ 489.561$ 1.053.772$

9 Elecda Antofagasta Mejillones 2 1 1.575.255$ 466.087$ 587.685$ 521.483$ 1.053.772$

10 Elecda Antofagasta Sierra Gorda 2 1 1.575.255$ 466.087$ 587.685$ 521.483$ 1.053.772$

11 Elecda Antofagasta Calama 2 1 1.543.333$ 466.087$ 587.685$ 489.561$ 1.053.772$

12 Elecda Antofagasta Tocopilla 2 1 1.575.255$ 466.087$ 587.685$ 521.483$ 1.053.772$

13 Elecda Antofagasta Taltal 2 2 2.404.826$ 690.161$ 870.940$ 843.725$ 1.561.101$

14 Emelat Atacama Copiapó 2 1 1.785.080$ 546.010$ 688.716$ 550.354$ 1.234.725$

15 Emelat Atacama Caldera 2 1 1.816.657$ 546.010$ 688.716$ 581.932$ 1.234.725$

16 Emelat Atacama Tierra Amarilla 2 1 1.816.657$ 546.010$ 688.716$ 581.932$ 1.234.725$

17 Emelat Atacama Chañaral 2 1 1.816.657$ 546.010$ 688.716$ 581.932$ 1.234.725$

18 Emelat Atacama Diego de Almagro 2 1 1.816.657$ 546.010$ 688.716$ 581.932$ 1.234.725$

19 Emelat Atacama Vallenar 2 1 1.816.657$ 546.010$ 688.716$ 581.932$ 1.234.725$

20 Emelat Atacama Alto del Carmen 2 1 1.875.245$ 546.010$ 688.716$ 640.520$ 1.234.725$

21 Emelat Atacama Freirina 2 1 1.816.657$ 546.010$ 688.716$ 581.932$ 1.234.725$

22 Emelat Atacama Huasco 2 1 1.875.245$ 546.010$ 688.716$ 640.520$ 1.234.725$

23 Chilquinta Valparaiso Valparaíso 3 1 1.704.958$ 501.313$ 633.518$ 570.127$ 1.134.831$

24 Chilquinta Valparaiso Quilpué 3 1 1.704.958$ 501.313$ 633.518$ 570.127$ 1.134.831$

25 Chilquinta Valparaiso Viña del Mar 3 1 1.704.958$ 501.313$ 633.518$ 570.127$ 1.134.831$



158


7.2.3.1.3 Determinación de Grupo Comunas de Análisis

En esta sección se determina el grupo de comunas en análisis de acuerdo a los criterios de selección de comunas.

7.2.3.1.3.1 Criterios de selección de comunas

Para la determinación de los Criterios de selección de comunas, primeramente es importante destacar que en esta etapa no se ha limitando la solución al monto de inversión de la generación, sino al autoconsumo, de acuerdo a la Ley. Dada esta modelación se pretende determinar que potenciales comunas serían las que se encontrarían en los escenarios extremos, es decir, más favorables, menos favorables y en una situación intermedia. De esta forma se tomará una comuna para cada uno de estos escenarios. Los criterios para determinar las Comunas extremas serán en función a dos ámbitos, con lo que se obtendrán las comunas en análisis:

• Ámbito asociado al “Ahorro del Usuario” la valorización de las inyecciones y de los ahorros por autoconsumo.

� Comuna 1: Situación más desfavorable respecto al “Ahorro del Usuario”, es

decir, la comuna que tenga el menor nivel de “Ahorro del Usuario”. En caso que existan más de una comuna en este escenario se considerará como segundo criterio el nivel de radiación69 anual de la comuna, en este caso será la comuna que tenga menor nivel de radiación anual, y en caso de existir más comunas en esta situación se considerará una comuna a juicio del Consultor.

� Comuna 2: Situación intermedia respecto al “Ahorro del Usuario”, es decir,

corresponde a la comuna que se encuentre en materia de “Ahorro del Usuario” más cercana al promedio del “Ahorro del Usuario” de todas las Comunas. En caso que existan más de una comuna en este escenario se considerará como segundo criterio el nivel de radiación anual de la comuna, en este caso será la comuna que tenga menor nivel de radiación anual, y en caso de existir más comunas en esta situación se considerará una comuna a juicio del Consultor.

� Comuna 3: Situación más favorable respecto al “Ahorro del Usuario”, es decir,

la comuna que tenga mayor nivel de “Ahorro del Usuario”. En caso que existan más de una comuna en este escenario se considerará como segundo criterio el

69 Fuente de la información Meteonorm.



159


nivel de radiación anual de la comuna, en este caso será la comuna que tenga menor nivel de radiación anual, y en caso de existir más comunas en esta situación se considerará una comuna a juicio del Consultor.

• Ámbito asociado al potencial de Radiación anual70 de las comunas. Este criterio se

utiliza dado que en función al análisis de la experiencia internacional y de la experiencia del Consultor la tecnología Fotovoltaica es una de las tecnologías que como ya se ha visto en el estudio se debería considerar para su análisis y evaluación económica posteriormente.

� Comuna 4: Situación más desfavorable, es decir, la comuna que tenga menor

nivel de radiación anual. En caso que existan más de una comuna en este escenario se considerará como segundo criterio la comuna con menor “Ahorro del Usuario” y en caso de existir más comunas en esta situación se considerará una comuna a juicio del Consultor.

� Comuna 5: Situación intermedia, es decir, corresponde a la comuna que se

encuentre en materia de nivel de radiación anual más cercana al promedio del nivel de radiación de todas las Comunas. En caso que existan más de una comuna en este escenario se considerará como segundo criterio el menor “Ahorro del Usuario” y en caso de existir más comunas en esta situación se considerará una comuna a juicio del Consultor.

� Comuna 6: Situación más desfavorable, es decir, la comuna que tenga mayor

nivel de radiación anual. En caso que exista más de una comuna en este escenario se considerará como segundo criterio el menor “Ahorro del Usuario” y en caso de existir más comunas en esta situación se considerará una comuna a juicio del Consultor.

Para cada una de las tarifas determinadas para analizar (BT1, BT2 y AT2), se determinaran las comunas donde se enfocará el análisis, de acuerdo al punto anterior, sin embargo, el desarrollo de las otras comunas, sus respectivas valorizaciones de inyección de energía, de “Ahorros del Usuario” y sensibilizaciones se encuentra en Anexo E.

70 Fuente de la información Meteonorm.



160


7.2.3.1.3.2 Selección de Comunas

De acuerdo a los criterios indicados las comunas seleccionadas fueron:

Tabla 56: Comunas Seleccionadas por Ámbito


El motivo de determinar estas comunas es poder considerarlas como referencias en las evaluaciones posteriores.

7.2.3.1.4 Escenarios de sensibilización

Dado todo lo analizado, se determinó efectuar un grupo de sensibilizaciones con el objeto de poder tener una visión de cómo se comportarían las valorizaciones de acuerdo a las siguientes sensibilizaciones y combinaciones de ellas. Las variables a sensibilizar son:

1) Sensibilización por nivel de autoconsumo: En este caso se sensibilizará por el nivel de autoconsumo que podría alcanzar el Usuario, los que varían entre 0% y 100% para cada Usuario.

2) Sensibilización por niveles de Consumo Normal de los Usuarios:

a) Para los Usuarios con tarifa BT1 se sensibilizarán para los consumos que se encuentran en el rango de 100 [kWh/mes] a 1.400 [kWh/mes]. Considerando el Factor de Carga para los usuarios BT1 se tiene para este grupo de Usuarios las potencias conectadas están comprendidas entre 1 [kW] y 8 [kW]. Adicionalmente, a la determinación de los valores para este parámetro se consideró para validar estos valores los consumos calculados con el “Calculador

Tipo

ClienteÁmbito Escenario DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREA

Sector de

Nudo

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] BT1

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] BT2

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] AT2

Radiación

Solar Anual

BT1 Ahorro del Usuario Desfavorable Chilectra Metropolitana Maipú 1 1 9.194$ 1.034.157$ 984.853$ 1.788

BT1 Ahorro del Usuario Intermedio Copelec del BioBio Coelemu 6 1 11.445$ 1.149.972$ 1.066.215$ 1.512

BT1 Ahorro del Usuario Favorable Emelca Valparaiso Casablanca 5 1 15.039$ 1.577.822$ 1.453.103$ 1.484

BT2 Ahorro del Usuario Desfavorable Chilectra Metropolitana Lo Barnechea 1 1 9.478$ 1.034.157$ 984.853$ 1.752

BT2 Ahorro del Usuario Intermedio Frontel de la Araucania Villarrica 5 1 12.128$ 1.228.516$ 1.136.561$ 1.384

BT2 Ahorro del Usuario Favorable Edelaysén

Aysén del Gral.

Carlos Ibáñez del

Campo

Aysen 6 1 14.841$ 1.683.216$ 1.560.638$

1.126

AT2 Ahorro del Usuario Desfavorable Chilectra Metropolitana Lo Barnechea 1 1 9.478$ 1.034.157$ 984.853$ 1.752

AT2 Ahorro del Usuario Intermedio Luz Linares del Maule Yerbas Buenas 5 1 12.429$ 1.242.359$ 1.149.367$ 1.496

AT2 Ahorro del Usuario Favorable Elecda Antofagasta Taltal 2 2 15.023$ 1.656.801$ 1.561.101$ 2.345

Todos Radiación Desfavorable Edelmag Magallanes Cabo de Hornos 3 1 10.075$ 1.115.280$ 1.053.830$ 848

Todos Radiación Intermedio Emelectric del BioBio Cobquecura 3 3 11.884$ 1.284.138$ 1.210.021$ 1.562

Todos Radiación Favorable Elecda Antofagasta Calama 2 1 10.025$ 1.118.346$ 1.053.772$ 2.506



161


Energético Estándar71” de Chilectra. En la siguiente tabla se muestran los resultados.

Tabla 57: Ejemplo de cálculo con Calculador Energético Estándar de Chilectra

Tamaño Vivienda (m2)

N° de Personas que viven

en la vivienda

Consumo Anual

[kWh/año]

Gasto Anual [$/año]

Consumo Mensual

[kWh/mes]

Gasto Mensual [$/mes]

30 m2 o menos 1 1.564 $ 140.068 130 $ 11.672

31 a 50 m2 2 1.955 $ 175.059 163 $ 14.588

31 a 50 m2 3 2.378 $ 212.945 198 $ 17.745

51 a 80 m2 4 2.940 $ 263.192 245 $ 21.933

81 a 120 m2 5 3.577 $ 320.172 298 $ 26.681

81 a 120 m2 6 4.034 $ 361.138 336 $ 30.095

121 a 150 m2 6 5.080 $ 454.635 423 $ 37.886

Mayor a 150 m2 6 5.698 $ 509.824 475 $ 42.485 Fuente: www.chilectra.cl

b) Para los Usuarios con tarifa BT2 o AT2 se sensibilizarán los consumos que se

encuentran en el rango de 1.400 [kWh/mes] a 46.800 [kWh/mes]. Considerando el Factor de Carga de este tipo de instalaciones se tiene para este grupo de Usuarios las potencias conectadas están comprendidas entre 3 [kW] y 100 [kW].

3) Sensibilización % nivel de Generación: Se sensibilizará en función a la

capacidad de generación del equipamiento de generación, el que podrá cubrir de manera deficitaria el 75%, 50% y 25% del consumo del Usuario y de manera excedentaria el 125%, 150% y 175% del consumo del Usuario.

Dada estas sensibilizaciones, a manera de resumen se presentan dos casos de las comunas más favorables para Tarifas BT1, en el ámbito de “Ahorro del Usuario” y de “Radiación”. Cabe señalar que en las tablas siguientes se destacó en color amarillo el ahorro del usuario anual en el caso base y en color verde se destacó las alternativas en que el ahorro del usuario anual es mayor que el del caso base.

71http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/NGCHL/chilectracl/hogar/eficiencia+energetica/calcula+tu+consum

o+energetico



162


Ámbito “Ahorro del Usuario”: CASABLANCA

Tabla 58: Ejemplo de Sensibilización del Consumo Mensual Normal v/s % de Autoconsumo

(Casablanca)


Tabla 59: Ejemplo de Sensibilización del % Nivel de Generación v/s % de Autoconsumo

(Casablanca)


100 200 250 300 350 430 500 750 1.000 1.250 1.400

0% 58.306$ 116.611$ 145.764$ 174.917$ 204.070$ 250.715$ 291.529$ 437.293$ 583.057$ 728.822$ 816.280$

5% 61.574$ 123.148$ 153.935$ 184.722$ 215.509$ 264.768$ 307.870$ 461.805$ 615.740$ 769.674$ 862.035$

10% 64.842$ 129.684$ 162.105$ 194.527$ 226.948$ 278.821$ 324.211$ 486.316$ 648.422$ 810.527$ 907.790$

15% 68.110$ 136.221$ 170.276$ 204.331$ 238.386$ 292.875$ 340.552$ 510.828$ 681.104$ 851.380$ 953.546$

20% 71.379$ 142.757$ 178.447$ 214.136$ 249.825$ 306.928$ 356.893$ 535.340$ 713.786$ 892.233$ 999.301$

25% 74.647$ 149.294$ 186.617$ 223.941$ 261.264$ 320.981$ 373.234$ 559.851$ 746.468$ 933.086$ 1.045.056$

30% 77.915$ 155.830$ 194.788$ 233.745$ 272.703$ 335.035$ 389.575$ 584.363$ 779.151$ 973.938$ 1.090.811$

35% 81.183$ 162.367$ 202.958$ 243.550$ 284.142$ 349.088$ 405.916$ 608.875$ 811.833$ 1.014.791$ 1.136.566$

40% 84.452$ 168.903$ 211.129$ 253.355$ 295.580$ 363.142$ 422.258$ 633.386$ 844.515$ 1.055.644$ 1.182.321$

45% 87.720$ 175.439$ 219.299$ 263.159$ 307.019$ 377.195$ 438.599$ 657.898$ 877.197$ 1.096.497$ 1.228.076$

50% 90.988$ 181.976$ 227.470$ 272.964$ 318.458$ 391.248$ 454.940$ 682.410$ 909.880$ 1.137.350$ 1.273.832$

55% 94.256$ 188.512$ 235.640$ 282.769$ 329.897$ 405.302$ 471.281$ 706.921$ 942.562$ 1.178.202$ 1.319.587$

60% 97.524$ 195.049$ 243.811$ 292.573$ 341.335$ 419.355$ 487.622$ 731.433$ 975.244$ 1.219.055$ 1.365.342$

65% 100.793$ 201.585$ 251.982$ 302.378$ 352.774$ 433.408$ 503.963$ 755.945$ 1.007.926$ 1.259.908$ 1.411.097$

70% 104.061$ 208.122$ 260.152$ 312.183$ 364.213$ 447.462$ 520.304$ 780.457$ 1.040.609$ 1.300.761$ 1.456.852$

75% 107.329$ 214.658$ 268.323$ 321.987$ 375.652$ 461.515$ 536.645$ 804.968$ 1.073.291$ 1.341.614$ 1.502.607$

80% 110.597$ 221.195$ 276.493$ 331.792$ 387.091$ 475.568$ 552.987$ 829.480$ 1.105.973$ 1.382.467$ 1.548.363$

85% 113.866$ 227.731$ 284.664$ 341.597$ 398.529$ 489.622$ 569.328$ 853.992$ 1.138.655$ 1.423.319$ 1.594.118$

90% 117.134$ 234.268$ 292.834$ 351.401$ 409.968$ 503.675$ 585.669$ 878.503$ 1.171.338$ 1.464.172$ 1.639.873$

95% 120.402$ 240.804$ 301.005$ 361.206$ 421.407$ 517.729$ 602.010$ 903.015$ 1.204.020$ 1.505.025$ 1.685.628$

100% 123.670$ 247.340$ 309.176$ 371.011$ 432.846$ 531.782$ 618.351$ 927.527$ 1.236.702$ 1.545.878$ 1.731.383$

CONSUMO MENSUAL NORMAL (kWh)

% D

E A

UTO

CO

NSU

MO

AHORRO USUARIO

ANUAL ($/año)

BT1 Consumo Normal 200 kWh/mes

25% 50% 75% 100% 125% 150% 175%

0% 29.153$ 58.306$ 87.459$ 116.611$ 145.764$ 174.917$ 204.070$

5% 30.787$ 61.574$ 92.361$ 123.148$ 153.935$ 184.722$ 215.509$

10% 32.421$ 64.842$ 97.263$ 129.684$ 162.105$ 194.527$ 226.948$

15% 34.055$ 68.110$ 102.166$ 136.221$ 170.276$ 204.331$ 238.386$

20% 35.689$ 71.379$ 107.068$ 142.757$ 178.447$ 214.136$ 249.825$

25% 37.323$ 74.647$ 111.970$ 149.294$ 186.617$ 223.941$ 261.264$

30% 38.958$ 77.915$ 116.873$ 155.830$ 194.788$ 233.745$ 272.703$

35% 40.592$ 81.183$ 121.775$ 162.367$ 202.958$ 243.550$ 284.142$

40% 42.226$ 84.452$ 126.677$ 168.903$ 211.129$ 253.355$ 295.580$

45% 43.860$ 87.720$ 131.580$ 175.439$ 219.299$ 263.159$ 307.019$

50% 45.494$ 90.988$ 136.482$ 181.976$ 227.470$ 272.964$ 318.458$

55% 47.128$ 94.256$ 141.384$ 188.512$ 235.640$ 282.769$ 329.897$

60% 48.762$ 97.524$ 146.287$ 195.049$ 243.811$ 292.573$ 341.335$

65% 50.396$ 100.793$ 151.189$ 201.585$ 251.982$ 302.378$ 352.774$

70% 52.030$ 104.061$ 156.091$ 208.122$ 260.152$ 312.183$ 364.213$

75% 53.665$ 107.329$ 160.994$ 214.658$ 268.323$ 321.987$ 375.652$

80% 55.299$ 110.597$ 165.896$ 221.195$ 276.493$ 331.792$ 387.091$

85% 56.933$ 113.866$ 170.798$ 227.731$ 284.664$ 341.597$ 398.529$

90% 58.567$ 117.134$ 175.701$ 234.268$ 292.834$ 351.401$ 409.968$

95% 60.201$ 120.402$ 180.603$ 240.804$ 301.005$ 361.206$ 421.407$

100% 61.835$ 123.670$ 185.505$ 247.340$ 309.176$ 371.011$ 432.846$

% NIVEL DE GENERACIÓN

AHORRO USUARIO

ANUAL ($/año)

% D

E A

UTO

CO

NSU

MO



163


Ámbito “Radiación”: CALAMA

Tabla 60: Ejemplo de Sensibilización del Consumo Mensual Normal v/s % de Autoconsumo (Calama)


Tabla 61: Ejemplo de Sensibilización del % Nivel de Generación v/s % de Autoconsumo (Calama)


Cabe destacar que para todas las comunas y tarifas analizadas se encuentran las respectivas sensibilizaciones, en el Anexo E.

100 200 250 300 350 430 500 750 1.000 1.250 1.400

0% 54.159$ 108.318$ 135.397$ 162.477$ 189.556$ 232.884$ 270.795$ 406.192$ 541.590$ 676.987$ 758.226$

5% 57.156$ 114.311$ 142.889$ 171.467$ 200.045$ 245.769$ 285.778$ 428.668$ 571.557$ 714.446$ 800.179$

10% 60.152$ 120.305$ 150.381$ 180.457$ 210.533$ 258.655$ 300.762$ 451.143$ 601.524$ 751.905$ 842.133$

15% 63.149$ 126.298$ 157.873$ 189.447$ 221.022$ 271.541$ 315.745$ 473.618$ 631.491$ 789.364$ 884.087$

20% 66.146$ 132.292$ 165.365$ 198.437$ 231.510$ 284.427$ 330.729$ 496.094$ 661.458$ 826.823$ 926.041$

25% 69.143$ 138.285$ 172.856$ 207.428$ 241.999$ 297.313$ 345.713$ 518.569$ 691.425$ 864.281$ 967.995$

30% 72.139$ 144.278$ 180.348$ 216.418$ 252.487$ 310.199$ 360.696$ 541.044$ 721.392$ 901.740$ 1.009.949$

35% 75.136$ 150.272$ 187.840$ 225.408$ 262.976$ 323.085$ 375.680$ 563.520$ 751.359$ 939.199$ 1.051.903$

40% 78.133$ 156.265$ 195.332$ 234.398$ 273.464$ 335.970$ 390.663$ 585.995$ 781.326$ 976.658$ 1.093.857$

45% 81.129$ 162.259$ 202.823$ 243.388$ 283.953$ 348.856$ 405.647$ 608.470$ 811.294$ 1.014.117$ 1.135.811$

50% 84.126$ 168.252$ 210.315$ 252.378$ 294.441$ 361.742$ 420.630$ 630.946$ 841.261$ 1.051.576$ 1.177.765$

55% 87.123$ 174.246$ 217.807$ 261.368$ 304.930$ 374.628$ 435.614$ 653.421$ 871.228$ 1.089.035$ 1.219.719$

60% 90.119$ 180.239$ 225.299$ 270.358$ 315.418$ 387.514$ 450.597$ 675.896$ 901.195$ 1.126.494$ 1.261.673$

65% 93.116$ 186.232$ 232.790$ 279.349$ 325.907$ 400.400$ 465.581$ 698.371$ 931.162$ 1.163.952$ 1.303.627$

70% 96.113$ 192.226$ 240.282$ 288.339$ 336.395$ 413.286$ 480.565$ 720.847$ 961.129$ 1.201.411$ 1.345.581$

75% 99.110$ 198.219$ 247.774$ 297.329$ 346.884$ 426.171$ 495.548$ 743.322$ 991.096$ 1.238.870$ 1.387.535$

80% 102.106$ 204.213$ 255.266$ 306.319$ 357.372$ 439.057$ 510.532$ 765.797$ 1.021.063$ 1.276.329$ 1.429.489$

85% 105.103$ 210.206$ 262.758$ 315.309$ 367.861$ 451.943$ 525.515$ 788.273$ 1.051.030$ 1.313.788$ 1.471.443$

90% 108.100$ 216.199$ 270.249$ 324.299$ 378.349$ 464.829$ 540.499$ 810.748$ 1.080.997$ 1.351.247$ 1.513.396$

95% 111.096$ 222.193$ 277.741$ 333.289$ 388.838$ 477.715$ 555.482$ 833.223$ 1.110.965$ 1.388.706$ 1.555.350$

100% 114.093$ 228.186$ 285.233$ 342.280$ 399.326$ 490.601$ 570.466$ 855.699$ 1.140.932$ 1.426.165$ 1.597.304$

CONSUMO MENSUAL NORMAL (kWh)

% D

E A

UTO

CO

NSU

MO

AHORRO USUARIO

ANUAL ($/año)

BT1 Consumo Normal 200 kWh/mes

25% 50% 75% 100% 125% 150% 175%

0% 27.079$ 54.159$ 81.238$ 108.318$ 135.397$ 162.477$ 189.556$

5% 28.578$ 57.156$ 85.734$ 114.311$ 142.889$ 171.467$ 200.045$

10% 30.076$ 60.152$ 90.229$ 120.305$ 150.381$ 180.457$ 210.533$

15% 31.575$ 63.149$ 94.724$ 126.298$ 157.873$ 189.447$ 221.022$

20% 33.073$ 66.146$ 99.219$ 132.292$ 165.365$ 198.437$ 231.510$

25% 34.571$ 69.143$ 103.714$ 138.285$ 172.856$ 207.428$ 241.999$

30% 36.070$ 72.139$ 108.209$ 144.278$ 180.348$ 216.418$ 252.487$

35% 37.568$ 75.136$ 112.704$ 150.272$ 187.840$ 225.408$ 262.976$

40% 39.066$ 78.133$ 117.199$ 156.265$ 195.332$ 234.398$ 273.464$

45% 40.565$ 81.129$ 121.694$ 162.259$ 202.823$ 243.388$ 283.953$

50% 42.063$ 84.126$ 126.189$ 168.252$ 210.315$ 252.378$ 294.441$

55% 43.561$ 87.123$ 130.684$ 174.246$ 217.807$ 261.368$ 304.930$

60% 45.060$ 90.119$ 135.179$ 180.239$ 225.299$ 270.358$ 315.418$

65% 46.558$ 93.116$ 139.674$ 186.232$ 232.790$ 279.349$ 325.907$

70% 48.056$ 96.113$ 144.169$ 192.226$ 240.282$ 288.339$ 336.395$

75% 49.555$ 99.110$ 148.664$ 198.219$ 247.774$ 297.329$ 346.884$

80% 51.053$ 102.106$ 153.159$ 204.213$ 255.266$ 306.319$ 357.372$

85% 52.552$ 105.103$ 157.655$ 210.206$ 262.758$ 315.309$ 367.861$

90% 54.050$ 108.100$ 162.150$ 216.199$ 270.249$ 324.299$ 378.349$

95% 55.548$ 111.096$ 166.645$ 222.193$ 277.741$ 333.289$ 388.838$

100% 57.047$ 114.093$ 171.140$ 228.186$ 285.233$ 342.280$ 399.326$

% NIVEL DE GENERACIÓN

AHORRO USUARIO

ANUAL ($/año)

% D

E A

UTO

CO

NSU

MO



164


El motivo de estas sensibilizaciones es poder independizar la tecnología a utilizar y principalmente el requerimiento de inyección de energía de manera instantánea, dado que al considerar que el equipamiento instalado es capaz de cubrir la totalidad o una parcialidad de la energía requerida en cada instante y el ajuste es en función al autoconsumo se puede determinar cuáles son los niveles máximos de ahorro y venta de inyecciones de excedente de energía que se podrían alcanzar.

7.2.4 Resumen Valorización de las Inyecciones

Considerando los antecedentes anteriores respecto a los precios asociados a la valorización de las inyecciones se realizó ahora un modelo considerando la tecnología Fotovoltaica de manera específica, y en el que la valorización se efectúa de manera horaria durante un mes.

7.2.4.1 Modelo de Estimación de Consumo Residencial

7.2.4.1.1 Generalidades del Modelo

El modelo utilizado cuenta con un conjunto de artefactos presentes en diferentes hogares. Los artefactos son agrupados en clases de acuerdo al uso que tienen dentro del hogar. A cada hogar que se desea simular se le asigna un conjunto de artefactos que producirán el consumo energético. Los artefactos son objetos con una descripción, un consumo en kWh, tienen asignado un número máximo de horas de uso al mes, un rango de horas en el que puede ser utilizado y una variable binaria para identificarlo como un consumo plano dentro del rango de uso o un consumo concentrado a ciertas horas especificas dentro de éste intervalo.



165


Figura 22: Esquema de la Construcción del Modelo

Fuente: Gonzalo Paredes, U de Chile.

En el caso de un aparato que tiene un consumo concentrado, se escoge la hora de utilización del artefacto en forma aleatoria respetando el intervalo o rango horario del artefacto. Los artefactos de consumo distribuido dividen la energía diaria estimada en partes iguales durante las horas en que está definido el uso del artefacto. Artefactos como la aspiradora, el equipo de música y el horno microondas poseen un consumo concentrado. Por su parte artefactos como las luminarias, el refrigerador y algunos artefactos configurables como el aire acondicionado y eventualmente una estufa son ejemplos de consumos distribuidos. Al seleccionar en forma aleatoria las horas de uso de los consumos concentrados se pueden simular diferentes instancias de un mismo hogar. Los resultados que entrega el modelo se pueden interpretar como hogares de similares características que se diferencian por los momentos en que se realizan las distintas actividades de consumo. La Figura 23 muestra los resultados del modelo para 100 instancias en las estaciones Primavera-Verano y Otoño-Invierno.




Figura 23: Resultados del Consumo Eléctrico Residencial Modelado

El modelo utilizado en este trabajo fue desarrollado para el proyecto “RiskHabitatMegacity” en el trabajo “Modeling Future Energy System swith Focus on Sustainable Development” donde además del consumo eléctrico de los hogares se estudió el consumo de combustibles (gas licuado, gas natural y parafina) de los hogares de Santiago72.

7.2.4.1.2 El consumidor Modelado y Perfil Implementado

En este hogar se encuentran la mayoría de los artefactos eléctricos definidos, microonda, horno eléctrico, aspiradora, lavadora de ropa, secadora de ropa, lava vajillas, portero eléctrico, alarma, dos computadores portátiles y uno de escritorio, minicompontelevisores, video juegos, licuadora, aire acondicionado en dos puntos y tres estufas. Este hogar corresponde al de una familia de un estrato socioeconómico alto, que vive en una casa de aproximadamente 180 metros cuadrados construidos, con alpersona realizando las labores domésticas de lunes a sábado.

72 http://www.ufz.de/risk-habitat-megacity/




: Resultados del Consumo Eléctrico Residencial Modelado


El modelo utilizado en este trabajo fue desarrollado para el proyecto “RiskHabitatMegacity” en el trabajo “Modeling Future Energy System swith Focus on

lopment” donde además del consumo eléctrico de los hogares se estudió el consumo de combustibles (gas licuado, gas natural y parafina) de los hogares de

El consumidor Modelado y Perfil Implementado

En este hogar se encuentran la mayoría de los artefactos eléctricos definidos, microonda, horno eléctrico, aspiradora, lavadora de ropa, secadora de ropa, lava vajillas, portero eléctrico, alarma, dos computadores portátiles y uno de escritorio, minicompontelevisores, video juegos, licuadora, aire acondicionado en dos puntos y tres estufas.

Este hogar corresponde al de una familia de un estrato socioeconómico alto, que vive en una casa de aproximadamente 180 metros cuadrados construidos, con alpersona realizando las labores domésticas de lunes a sábado.

megacity/

166

: Resultados del Consumo Eléctrico Residencial Modelado

El modelo utilizado en este trabajo fue desarrollado para el proyecto “RiskHabitatMegacity” en el trabajo “Modeling Future Energy System swith Focus on

lopment” donde además del consumo eléctrico de los hogares se estudió el consumo de combustibles (gas licuado, gas natural y parafina) de los hogares de

En este hogar se encuentran la mayoría de los artefactos eléctricos definidos, microonda, horno eléctrico, aspiradora, lavadora de ropa, secadora de ropa, lava vajillas, portero eléctrico, alarma, dos computadores portátiles y uno de escritorio, minicomponente, tres televisores, video juegos, licuadora, aire acondicionado en dos puntos y tres estufas.

Este hogar corresponde al de una familia de un estrato socioeconómico alto, que vive en una casa de aproximadamente 180 metros cuadrados construidos, con al menos una



167


En las mañanas se encienden las luces desde las 06:00 hasta las 08:30 horas, en ese periodo los artefactos de la cocina funcionan durante una hora y el calefón se prende durante dos horas. Tanto la cocina como el calefón son alimentados con gas de cañería y hay calefacción eléctrica en todas las habitaciones. Entre las 11:00 y las 16:00 la aspiradora funciona 1,5 horas y el minicomponente se encuentra encendido gran parte del día acompañando las labores domésticas. En otoño e invierno el consumo de calefacción es intensivo, se ha supuesto el uso de una estufa las 24 horas del día y la calefacción de las piezas con tres estufas que funcionan de 20:00 a 7:00 horas. En primavera y verano se prenden los dos aire acondicionado de la casa. Estos funcionan durante el día (9:00 a 21:00) y un máximo de 180 horas al mes. La casa consta de 30 ampolletas eficientes de 10 W que se utilizan mientras la familia se encuentra despierta y 7 ampolletas eficientes de 20 W que iluminan la casa toda la noche. Se lava ropa y se plancha dos veces a la semana este proceso dura tres hora cada uno, la casa tiene riego automático, durante el verano funciona todos los días durante 10 minutos, en invierno es solo lunes, miércoles y viernes durante cinco minutos. El hervidor se utiliza en las mañana durante el desayuno y en las tardes. El microondas se utiliza en las tardes para calentar la comida. En general todos los artefactos de aseo se planifican para las primeras horas del día, junto con la preparación de la comida. Los tres televisores y los computadores portátiles se encienden con la llegada de los integrantes del hogar. No obstante, para efectos de la implementación en el marco de este estudio, el consumo fue normalizado con el propósito de poder escalar el perfil obtenido y reflejar patrones de conducta similares pero con menor consumo de energía asociado. En consecuencia, en la sección 7.2.4.2 se presenta el consumo residencial modificado de tal manera que responda a un patrón de comportamiento de agentes (al interior de un domicilio) que se refleja en términos generales por el perfil del consumidor modelado que describe la dinámica de la casa. Si bien, este es un patrón general, el comportamiento de los agentes varía en función de la naturaleza de uso del artefacto (distribuido o concentrado en el tiempo), lo que permite una variación aleatoria del consumo y busca reflejar de mejor manera el uso de la energía eléctrica al interior de un hogar.



168


El modelamiento se realiza a una frecuencia de muestreo de una hora, para poderlo sobreponer a las inyecciones de la fuente de generación (igual tasa temporal).

7.2.4.2 Ejemplo de Valorización de inyección Horaria Tecnología Fotovoltaico

En el Anexo F en la planilla Excel Balance Neto V3, se entrega el modelo para el caso de la valorización horaria y por comuna en este caso solamente se presentará como ejemplo Comuna de Casablanca y la Comuna de Calama, en ambos casos con una instalación fotovoltaica con potencia de 1 kW, y se analizaron los Ahorros del Usuario para las 4 tarifas analizadas, respecto a la curva de generación se ajustó en función a la Radiación anual de las comunas, respecto al consumo del cliente se consideró una curva y perfil de de consumo de acuerdo al modelamiento de la sección anterior. Cabe destacar que las otras tecnologías propuestas para el diseño del mecanismo (Biogás/Biomasa y Cogeneración) son más estables su comportamiento y los tipos de clientes que utilizarían estas tecnologías también lo son en su comportamiento de consumo, por lo que para efectos de este análisis se consideró solamente la Tecnología Fotovoltaica, con el objeto de ver los efectos de este análisis. En resumen en los gráficos siguientes que presentan las curvas de generación y de consumo mensual en un año, como así también la curva de generación y consumo horario del día 15 del mes 9, en este caso se presenta la curva neta en color verde, lo que representa la diferencia entre las dos curvas, para un ejercicio de una potencia instalada para generación de 1 kW, en la comuna de Casablanca y Calama.



169


Tecnología Fotovoltaica: CASABLANCA

Figura 24: Casablanca: Curva de Consumo y Generación mensual (kWh)


Figura 25: Casablanca: Curva de Consumo, Generación y Neta de un día73 (kWh) (15 del 9)


73 Día 15 del mes 9.

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

Ene

rgía

[kW

h/m

es]

kWh Consumidos kWh Generados

-0,80

-0,60

-0,40

-0,20

-

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324Po

ten

cia

[kW

]

Consumo Hora (kWh) Generación (kWh) Neto



170


Considerando la información anterior y las tarifas BT1, BT2, BT3 y BT4.3, en la Tabla 62 se presenta el ahorro anual que un Cliente de Casablanca con las características indicadas debería tener.

Tabla 62: Casablanca: Ejemplo de Ahorro Anual con Tecnología FV

Opción tarifaria

BT1* BT2 BT3 BT43

Saldo contable ($) 0 0 0 0

Pago anual (Net Billing) ($) 108.916 219.481 199.058 200.557

Pago anual sin Net Billing ($) 240.208 307.741 296.986 288.817

Ahorro anual ($) 131.292 88.260 97.928 88.260

Ahorro anual (%) 55% 29% 33% 31% Fuente: Elaboración Propia

Tecnología Fotovoltaica: CALAMA

Figura 26: Calama: Curva de Consumo y Generación mensual (kWh)


0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

Ene

rgía

[kW

h/m

es]

kWh Consumidos kWh Generados



171


Figura 27: Calama: Curva de Consumo, Generación y Neta de un día74 (kWh) (15 del 9)


Considerando la información anterior y las tarifas BT1, BT2, BT3 y BT4.3, en la Tabla 63 se presenta el ahorro anual que un Cliente de Casablanca con las características indicadas debería tener.

Tabla 63: Calama: Ejemplo de Ahorro Anual con Tecnología FV

Opción tarifaria

BT1* BT2 BT3 BT43

Saldo contable ($) 0 0 0 0

Pago anual (Net Billing) ($) 54.822 160.170 141.597 142.498

Pago anual sin Net Billing ($) 222.892 283.725 273.944 266.053

Ahorro anual ($) 168.070 123.555 132.347 123.555

Ahorro anual (%) 75% 44% 48% 46% Fuente: Elaboración Propia

Para cada comuna se puede realizar el mismo ejercicio anterior, utilizando las planillas Excel que se entregaran en anexo E. Por último, la evaluación económica del modelo considerando la valorización de las inyecciones de excedentes y el autoconsumo se realizará en los siguientes informes.

74 Día 15 del mes 9.

-1,00

-0,80

-0,60

-0,40

-0,20

-

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324Po

ten

cia

[kW

]

Consumo Hora (kWh) Generación (kWh) Neto



172


8 EVALUACIÓN ECONÓMICA Y SOCIAL

En este capítulo se desarrollan las evaluaciones económicas de los proyectos de autogeneración e inyección a la red. Cabe destacar que las evaluaciones consideran los modelos de negocios identificados y definidos en el Capítulo 6 así como también, las tecnologías propuestas en el Capítulo 4.

Respecto a las tecnologías a evaluar económicamente se consideraron las tecnologías Fotovoltaica, Biomasa/Biogás y Cogeneración Eficiente.

Dado lo anterior, se efectúo la evaluación privada y social de los proyectos de autogeneración. En este sentido, se consideran sólo los beneficios privados y sociales de los proyectos que puedan ser efectivamente medibles.

A modo de Resumen las evaluaciones que realizaron se muestran en los siguientes Esquemas.

Figura 28: Modelos de Negocios Individual a Evaluar Privada y Socialmente


Modelo de Negocios Individual

Segmento Tecnologías Aplicables

Comercial

Industrial

Residencial FV

FV

FV – Biogás – Cogeneración



173


Figura 29: Modelos de Negocios Grupal a Evaluar Privada y Socialmente


Figura 30: Modelos de Negocios Promotor que no se Evaluara Privada y Socialmente, pero que son

complementarios a los Evaluados


8.1 Definición de los Costos y Parámetros Técnicos

Para los costos de inversión y parámetros técnicos de los sistemas de autogeneración se consideraron las cotizaciones75 y antecedentes obtenidos de los propios proveedores de sistemas, así como también, en función a lo señalado en el “Focus Group76” llevado a cabo durante el día 5 de junio de 2013.

75 Se adjuntan cotizaciones formales, entregadas por proveedores. 76 La minuta del Focus Group se encuentra en Anexo N.

Modelo de Negocios Grupal


Comercial

Industrial

Residencial FV

FV


Modelo de Negocios Promotor


Comercial

Industrial

Residencial




174


En cuanto a los costos de operación, mantención y administración de estos sistemas, se considera como referencia un 0,01% de la Inversión.

Para el caso de los costos sociales, se utilizan los costos del proyecto valorizados a precios sociales según se indica en la metodología señalada por el Ministerio de Desarrollo Social, en su documento “Precios Sociales Vigentes”, Diciembre 2012.

8.2 Definición de los Beneficios

Los beneficios económicos privados se calcularán, para efectos de este trabajo, considerando tanto los ahorros obtenidos por el autoconsumo, así como también la venta de los excedentes horarios de producción a la red.

Para proyectos de autogeneración (modelo distinto al individual), es necesario incluir dentro del análisis una estructura de administración y de intercambio de beneficios, que permita reflejar y beneficiar a la comunidad de las bondades que el proyecto entrega, incentivar a su vez la participación de privados en su administración, operación y mantención, garantizando también la sustentabilidad de la generación, distribución, y del adecuado nivel de suministro de energía en el tiempo.

Respecto de los beneficios sociales cuantificables, estos se indican en la siguiente sección.

8.2.1 Beneficios Sociales

8.2.1.1 Beneficio Social Reducción de Emisiones CO2

La reducción de emisiones asociada a la autogeneración con ERNC. Este beneficio por reducción de Emisiones de CO2 se calcula de la siguiente manera:

,B.CD = ?B. ∗ EF ∗ %G

Donde:

BRECO2 : Beneficio por Reducción de Emisión de CO2 [US$] FRE : Factor de Reducción de Emisión [Ton/MWh/año] Gx : Generación [MWh/año] Ps : Precio Social del Carbono [US$/Ton]



175


Donde el factor de reducción de emisión para el SIC corresponde a 0,391 [tCO2eq /MWh], y para el SING corresponde a 0,806 [tCO2eq /MWh]. Estos valores fueron obtenidos de la página del Ministerio de Energía77. En el caso de los sistemas de Magallanes y Aysén se determinó efectuar un cálculo referencial considerando los factores de emisión del Gas Natural Licuado y Diesel (ver Tabla 64) y el consumo específico promedio de las centrales generadoras a Gas Natural para Magallanes y Diesel en el caso de Aysén, de acuerdo a este cálculo se estimo un factor de reducción de emisión correspondiente a 0,759 [tCO2eq /MWh], y para Aysén de 0,860 [tCO2eq /MWh], al igual que este último factor se consideró para los otros sistemas, no considerados en los cuatro previamente mencionados.

Tabla 64: Factores de emisión para los combustibles utilizados en la generación eléctrica Combustible Factor de Emisión Unidad de medida Diesel Ciclo Abierto 3,253 tCO2e/ton Diesel Ciclo Combinado 3,253 tCO2e/ton Gas Natural Licuado Ciclo Abierto 0,0020 tCO2e/m3 Gas Natural Licuado Ciclo Combinado 0,0020 tCO2e/m3

Fuente: Informe Determinación de los factores de emisión para los Alcances 1 y 2 de la estimación de la huella de carbono, Instituto de asuntos públicos Universidad de Chile.

El precio social del carbono por tonelada, de acuerdo al Informe de Precios Sociales de la División Evaluación Social de Inversiones del Ministerio de Desarrollo Social, de diciembre de 2012 corresponde a 4,05 [US$/Ton].

8.2.1.2 Beneficio Atributo ERNC

El atributo ERNC se consideró como beneficio para los sistemas interconectados, de esta forma el cálculo es el siguiente:

,.B*C = EF ∗ %0.B*C

Donde:

BERNC : Beneficio por Atributo [US$] Gx : Generación [MWh/año] PAERNC : Precio Atributo ERNC [US$/MWh]. Se consideró 10 [US$/MWh]

77 http://huelladecarbono.minenergia.cl/descargas.html



176


8.2.1.3 Beneficio por menor Generación

Se consideró como beneficio la menor generación de las Centrales del sistema, dado que al generar los puntos de consumo, las Centrales no generarían específicamente para dicho punto de consumo.

8.2.1.4 Otros Beneficios

Adicionalmente a los beneficios sociales indicados, existen otros beneficios sociales no cuantificables para efectos de la evaluación, estos beneficios se refieren a la liberación de recursos usados por las personas o entidades. Lo anterior puede ser considerado como un beneficio, pues dichos recursos pueden ser destinados a la satisfacción de otras necesidades de los usuarios.

8.3 Antecedentes de los Equipos de Autogeneración

En la siguiente sección se presenta la Tabla 65 la que contiene, en función de la información recopilada de los proveedores, los principales parámetros utilizados para la evaluación económica. En esta etapa del trabajo, y de acuerdo a los antecedentes entregados por los proveedores de tecnologías de Biogás y Cogeneración, las evaluaciones realizadas entregaron resultados poco razonables para las variables económicas analizadas, es decir, VAN, TIR y Payback, por ejemplo, el caso del Payback eran valores sobre 40 años78. Sin embargo lo anterior, y dado lo descrito en capítulos anteriores y la experiencia del equipo consultor, se debe destacar que la tecnología fotovoltaica es la más utilizada para fines de autogeneración y la que entregaría actualmente una mejor relación costo/beneficio, por tanto, se piensa que es representativa en esta evaluación y objetivos de este análisis. Por otro lado, en función de los antecedentes presentados, esta tecnología aplica a la mayoría de los usuarios, lo que no ocurre con otros sistemas de autogeneración, como por ejemplo, biomasa/biogás o cogeneración, los cuales sólo podrían ser utilizados a nivel industrial, dada sus características técnicas, operativas, de costos y de requerimiento de emplazamiento (superficie a utilizar).

8.3.1 Valor Equipos de Autogeneración Fotovoltaicos

A modo de referencia, a continuación se presenta una curva de costo de instalación de pequeños sistemas fotovoltaicos menores a 100 kW, para Europa, Estados Unidos y Japón.

78 Periodo definido por el consultor como parámetro de aceptación de la evaluación



177


Figura 31: Costo de instalación79 de pequeños sistemas FV menores a 100 kW

Fuente: Evolución de costos ERNC, Costo solar fotovoltaico. PUC80.

En la figura anterior, se observa que los costos de instalación de sistemas fotovoltaicos en distinto países han tenido a reducir sus valores con el correr de los años, es así que el año 2010 éstos se encontraban debajo de los USD 5.000 por kW, para países como USA y Japón, y también para Europa.

En el caso de Chile, y con el objeto de poder disponer de presupuestos de soluciones Fotovoltaicas, se solicitaron cotizaciones a diversos proveedores de esta tecnología, las que se encuentran en el Anexo I, cabe destacar que estas cotizaciones son de proveedores de Santiago (Región Metropolitana) y Viña del Mar (V Región), sin embargo, en conversaciones con ellos comentaron que los precios para otras regiones podrían verse afectados entre un 5% y un 15%, pero esto en función principalmente a la instalación y el traslado de los kits. Dado lo señalado, a continuación se presenta en la Tabla 65 los valores correspondientes a las cotizaciones recibidas por potenciales proveedores de ésta tecnología. Con estas cotizaciones y con el objeto de tener valores referenciales promedios, se calculo el costo promedio por kW generado con los sistemas fotovoltaicos.

79 Incluye equipamiento e instalación 80 http://web.ing.puc.cl/~power/alumno12/costosernc/C._Foto.html



178


Tabla 65: Resumen81 Cotizaciones Tecnología82838485

Fuente: Proveedores Tecnologías

Como en la adquisición de kits de autogeneración fotovoltaicos no hay economías de escala, lo anterior dado, por ejemplo, puesto que los inversores que se deban colocar, como así también las estructuras, u otros elementos, dependerán de la solución o el kits a colocar, dado lo anterior, se procedió a promediar los costos de los distintos kits cotizados de manera de obtener un costo único por kW para cada uno de los tipos de clientes analizados (Residencial, Comercial e Industrial), los cuales se muestran en la Tabla 66.

Tabla 66: Costo promedio por kW para tecnología fotovoltaica

Tipo de Cliente Promedio (US$/kW)

Residencial - Comercial86 US$ 3.290

Comercial – Industrial US$ 3.109

Industrial US$ 2.534


81 Esta tabla se encuentra en las planillas de las Evaluaciones Económicas de los Modelos. 82 Costos de inversión no incluyen IVA. 83 En el costo total de inversión se incluye el costo del medidor y el costo de instalación. 84 Cotizaciones proveedores en Anexo I. 85 El costo del medidor es un costo estimado asemejado al costo de instalar un nuevo empalme con un medidor

que cumpla el requerimiento del Net Billing 86 Comercial pequeño asociado a una tarifa BT1.

Tipo de Cliente Proveedor KitPotencia

Panel Solar (W)

Cantidad Paneles

Dimesión Panel (m2)

Superficie Requerida

(m2)

Potencia por Total Paneles

(kW)

Costo Kit ($)Costo

Medidor ($)

% Instalación

(%)

Costo Instalación ($)

Costo Total Inversión ($) (Valores sin

IVA)

Residencial - Comercial Solar Solutions Kit 0.4 100 4 1,00 4,0 0,4 584.800$ 200.000$ 300.000$ 1.084.800$ Residencial - Comercial Solar Solutions Kit 1 100 10 1,00 10,0 1,0 1.756.800$ 200.000$ 300.000$ 2.256.800$ Residencial - Comercial Punto Solar Kit 1.5 250 6 1,62 9,7 1,5 1.351.000$ 200.000$ 25% 337.750$ 1.888.750$ Residencial - Comercial Esol Kit 1.56 195 8 1,28 10,2 1,6 1.936.200$ 100.000$ 25% 484.050$ 2.520.250$ Residencial - Comercial Solar Solutions Kit 1.6 100 16 1,00 16,0 1,6 2.796.000$ 200.000$ 400.000$ 3.396.000$ Residencial - Comercial Solar Solutions Kit 1.8 100 18 1,00 18,0 1,8 3.564.000$ 200.000$ 600.000$ 4.364.000$ Residencial - Comercial Heliplast Kit 2.1 265 8 2,43 19,5 2,1 2.679.680$ 200.000$ 25% 669.920$ 3.549.600$ Residencial - Comercial Punto Solar Kit 2.3 250 9 1,62 14,6 2,3 1.848.740$ 200.000$ 25% 462.185$ 2.510.925$ Residencial - Comercial Solar Solutions Kit 21 100 42 1,00 42,1 4,2 7.716.000$ 200.000$ 800.000$ 8.716.000$ Residencial - Comercial Punto Solar Kit 3 250 11 1,62 17,9 2,8 2.268.908$ 200.000$ 25% 567.227$ 3.036.135$ Residencial - Comercial Esol Kit 3.12 195 16 1,28 20,4 3,1 3.508.400$ 100.000$ 25% 877.100$ 4.485.500$ Residencial - Comercial Punto Solar Kit 4.5 250 18 1,62 29,2 4,5 3.277.311$ 200.000$ 25% 819.328$ 4.296.639$ Residencial - Comercial Heliplast Kit 5 265 19 2,43 46,2 5,0 5.841.740$ 200.000$ 25% 1.460.435$ 7.502.175$ Residencial - Comercial Esol Kit 5.265 195 27 1,28 34,5 5,3 5.514.800$ 100.000$ 25% 1.378.700$ 6.993.500$ Residencial - Comercial Esol Kit 6.24 195 32 1,28 40,9 6,2 6.836.800$ 100.000$ 25% 1.709.200$ 8.646.000$ Residencial - Comercial Heliplast Kit 8 265 30 2,43 73,0 8,0 8.522.000$ 200.000$ 25% 2.130.500$ 10.852.500$ Comercial - Industrial Esol Kit 10.53 195 54 1,28 68,9 10,5 11.029.600$ 100.000$ 25% 4.000.000$ 15.129.600$ Comercial - Industrial Solar Solutions Kit 15 100 150 1,00 150,3 15,0 25.692.000$ 200.000$ 1.100.000$ 26.992.000$ Comercial - Industrial Heliplast Kit 20 265 76 2,43 185,0 20,1 18.309.860$ 200.000$ 25% 4.627.465$ 23.137.325$ Comercial - Industrial Esol Kit 21.06 195 108 1,28 137,9 21,1 22.059.200$ 100.000$ 25% 7.560.000$ 29.719.200$ Comercial - Industrial Solar Solutions Kit 48 100 96 1,00 96,2 9,6 16.536.000$ 200.000$ 1.000.000$ 17.736.000$ Comercial - Industrial Heliplast Kit 9 265 34 2,43 82,7 9,0 9.596.540$ 200.000$ 25% 2.449.135$ 12.245.675$ Comercial - Industrial Solar Solutions Kit 96 100 192 1,00 192,4 19,2 34.740.000$ 200.000$ 1.100.000$ 36.040.000$ Industrial Heliplast Kit 100 265 378 2,43 919,9 100,2 97.094.880$ 200.000$ 25% 24.323.720$ 121.618.600$ Industrial Heliplast Kit 45 265 170 2,43 413,7 45,1 46.473.000$ 200.000$ 25% 11.668.250$ 58.341.250$ Industrial Heliplast Kit 75 265 284 2,43 691,1 75,3 77.593.640$ 200.000$ 25% 19.448.410$ 97.242.050$



179


De esta manera se obtiene en promedio un valor de US$ 3.154 por kW, para todos los tipos de clientes, cabe destacar que, los valores máximos y mínimos a nivel general son 5.424 US$/kW y 1.910 US$/kW, respectivamente.

Para efectos de las evaluaciones se consideró utilizar los valores por tipo de Cliente que se indican en la Tabla 67.

Tabla 67: Valores Proyecto Tipo por kW para tecnología fotovoltaica

Cliente Tipo Valores (US$/kW)

Residencial US$ 3.300

Comercial US$ 3.100

Industrial US$ 2.500


Independientemente de los valores indicados, la evaluación económica y social se realiza considerando cada uno de los modelos de negocios planteados y los Kit cotizados, dependiendo del tipo de Cliente.

8.3.2 Valor de Equipos de Autogeneración Biogás y Cogeneración

En función de los antecedentes presentados por los proveedores de este tipo de equipos, se tiene que, los valores de inversión para equipos de 100 kW, se encuentran cercanos a los valores de equipos de 1.000 kW (indicado por los proveedores), luego, actualmente es más razonable para este tipo de tecnologías y dado los valores invertir en soluciones de mayor tamaño que 100 kW. En la Tabla 68 se muestran los antecedentes presentados por los proveedores e incorpora lo señalado por ellos en el Focus Group.

Tabla 68: Antecedentes costos Tecnología Biogás y Cogeneración

Capacidad

Instalada (kW) Rango Valores Inversión

(US$) Factor de Planta

Biogás

50 540.000 1.080.000

86% - 92% 75 891.000 1.782.000

100 1.134.000 2.268.000

Cogeneración

50 648.000 1.296.000 86% - 92%

(Rendimiento Eléctrico 35%)

(Rendimiento Térmico 50%)

75 1.069.200 2.138.400

100 1.360.800 2.721.600

Fuente: Empresa GreenWatt87 - Valgesta

87 GreenWatt está presente en Benelux, Chile, Francia, Italia, Marruecos y Reino Unido.



180


De estas tecnologías no se logró obtener una cotización formal ya que los proveedores indican que estas varían dependiendo del proyecto y no hay una cotización estándar, dado esto se efectuaron estimaciones de costos para este estudio.

De acuerdo con la información revisada, la estimación para una planta de 50 kWe se detalla en la Tabla 69.

Tabla 69: Información para una planta de biogás de 50 kWe

Planta artesanal Planta CSTR full

contenedor

Planta 2 etapas full

contenedor

Capacidad instalada 50 kWe 50 kWe 50 kWe

Rango valores inversión88

9.000 – 10.000

US$/kWe instalado

14.000 – 15.000

US$/kWe instalado

16.500 – 18.000

US$/kWe instalado

Fuente: Empresa GreenWatt89

En la estimación de los valores de inversión, se consideró solamente la producción de energía eléctrica (valor por kWe). Además se debe tener presente que los costos por mantención y operación de este tipo de tecnologías (cogeneración – biogás) son más altos comparados con otras tecnologías de generación ERNC. Adicionalmente al tratarse de biogás o biomasa, en caso que no se disponga de la materia prima en el lugar de operación, se debe considerar el traslado de ésta y su costo de traslado, además del tratamiento de la misma, puesto que hoy sólo existiría comercialmente como combustible la biomasa forestal.

En función de estos datos, las evaluaciones arrojan valores que no presentan sentido económico, pues la inexistencia de economías de escala para estos tamaños de equipo, y la no disponibilidad de un equipo “Tipo”, no permite tener productos estándar para este tipo de proyectos a precios competitivos actualmente.

Esta situación se agrava más aún si se piensa en la disponibilidad de combustible necesaria para hacer funcionar este tipo de equipos (Diesel, Biogás, Gas, etc.). En efecto, el alto costo de los combustibles de este tipo, empeora aún más la condición económica de éstos, en caso de no disponer de la materia prima.

88 Valores estimados en dólares en base a proyectos realizados en Europa. 89 GreenWatt está presente en Benelux, Chile, Francia, Italia, Marruecos y Reino Unido.



181


Motivo de lo anterior, se descarta el análisis de estas tecnologías, focalizando así los esfuerzos tanto de las evaluaciones, como el posterior diseño de instrumentos, en equipos de autogeneración fotovoltaicos.

8.4 Determinación del Proyecto Tipo a Evaluar

En esta sección se indicará cuales serán los proyectos tipos a evaluar.

El análisis efectuado para determinar los proyectos tipos se desarrollo considerando en primer lugar el costo de la tecnología para los tipos de Clientes Residenciales, Comerciales e Industriales.

En segundo lugar se determinó el porcentaje de autogeneración, es decir, el cuociente entre el autoconsumo y el consumo total del suministro. La metodología utilizada para determinar el valor del porcentaje de autogeneración, fue mediante una tabla de 2 entradas: consumo (fila) y potencia de los equipos de generación (columna), como se presenta en el ejemplo de la Tabla 70, este es el caso del Cliente tipo Residencial de la comuna-distribuidora Maipú-Chilectra, destacado en color verde se presentan los porcentajes comprendidos para este tipo de cliente entre el 40% y 60%, ambos valores incluidos, de esta tabla se obtuvieron los porcentajes de autogeneración para la comuna-distribuidora mínimos, promedio y máximo, como así también el porcentaje para el caso base, de igual forma esto se realizó para las restantes 10 comunas seleccionadas (ver Tabla 71), luego, para las 11 comunas seleccionadas, se determinó el valor de autogeneración mínima que se requiere (autoconsumo/consumo), en este caso la autogeneración debe ser a lo menos un 40%. De la misma manera se obtuvieron los porcentajes de autogeneración para los clientes tipo Comercial e Industrial, en estos casos los valores de autogeneración son 30% y 25%, respectivamente.



182


Tabla 70: Análisis Porcentaje de Autogeneración (Autoconsumo/Consumo Total) (Parte 1)


Tabla 71: Análisis Porcentaje de Autogeneración (Autoconsumo/Consumo Total) (Parte 2)

Comuna-Distribuidora Caso Base Residencial Mín Promedio Máx

Maipú-Chilectra 44% 3% 47% 61%

Coelemu-Copelec 41% 2% 45% 61%

Casablanca-Emelca 42% 2% 45% 61%

Lo Barnechea-Chilectra 45% 3% 47% 61%

Villarrica-Frontel 40% 2% 44% 61%

Aysen-Edelaysén 35% 2% 41% 60%

Yerbas Buenas-Luz Linares 41% 2% 45% 61%

Taltal-Elecda 50% 3% 51% 61%

Cabo de Hornos-Edelmag 28% 1% 36% 58%

Cobquecura-Emelectric 42% 2% 46% 61%

Calama-Elecda 51% 4% 52% 61%

PROMEDIO 42% 2% 45% 61% Fuente: Elaboración Propia

(Autoconsumo/Consumo) kWh/mes 100 200 250 300 350 430 500 750 1000 1250 1400

44% 0,14 0,28 0,35 0,42 0,49 0,60 0,69 1,04 1,39 1,73 1,94

0,3 31% 17% 14% 12% 10% 8% 7% 5% 4% 3% 3%0,5 44% 31% 26% 23% 20% 16% 14% 10% 7% 6% 5%0,8 50% 39% 35% 31% 28% 24% 21% 14% 11% 9% 8%1,0 53% 44% 41% 37% 34% 30% 26% 19% 14% 11% 10%1,3 54% 48% 44% 41% 38% 34% 31% 23% 17% 14% 13%1,5 55% 50% 47% 44% 42% 38% 35% 26% 21% 17% 15%1,8 56% 51% 49% 47% 44% 41% 38% 30% 24% 19% 17%2,0 57% 53% 51% 48% 46% 43% 41% 32% 26% 22% 20%2,3 58% 54% 52% 50% 48% 45% 43% 35% 29% 24% 22%2,5 58% 54% 53% 51% 49% 47% 44% 37% 31% 26% 24%2,8 59% 55% 53% 52% 50% 48% 46% 39% 33% 28% 26%3,0 59% 55% 54% 53% 51% 49% 47% 41% 35% 30% 28%3,3 59% 56% 55% 53% 52% 50% 48% 42% 37% 32% 29%3,5 60% 56% 55% 54% 53% 51% 49% 43% 38% 34% 31%3,8 60% 57% 55% 54% 53% 51% 50% 44% 39% 35% 33%4,0 60% 57% 56% 55% 54% 52% 51% 45% 41% 36% 34%

4,3 60% 57% 56% 55% 54% 52% 51% 46% 42% 37% 35%

4,5 60% 58% 57% 55% 54% 53% 52% 47% 43% 39% 36%4,8 60% 58% 57% 56% 55% 53% 52% 48% 44% 40% 37%5,0 61% 58% 57% 56% 55% 54% 53% 48% 44% 41% 38%5,3 61% 58% 57% 56% 55% 54% 53% 49% 45% 42% 39%5,5 61% 59% 58% 57% 56% 54% 53% 50% 46% 42% 40%5,8 61% 59% 58% 57% 56% 55% 54% 50% 47% 43% 41%6,0 61% 59% 58% 57% 56% 55% 54% 51% 47% 44% 42%6,3 61% 59% 58% 57% 56% 55% 54% 51% 48% 44% 43%6,5 61% 59% 58% 58% 57% 55% 55% 51% 48% 45% 43%6,8 61% 59% 59% 58% 57% 56% 55% 52% 49% 46% 44%7,0 61% 60% 59% 58% 57% 56% 55% 52% 49% 46% 44%

7,3 61% 60% 59% 58% 57% 56% 55% 52% 49% 47% 45%

7,5 61% 60% 59% 58% 57% 56% 55% 53% 50% 47% 45%7,8 61% 60% 59% 58% 58% 57% 56% 53% 50% 48% 46%8,0 61% 60% 59% 58% 58% 57% 56% 53% 51% 48% 46%8,3 61% 60% 59% 59% 58% 57% 56% 53% 51% 48% 47%8,5 61% 60% 59% 59% 58% 57% 56% 54% 51% 49% 47%8,8 61% 60% 60% 59% 58% 57% 56% 54% 51% 49% 48%9,0 61% 60% 60% 59% 58% 57% 57% 54% 52% 49% 48%9,3 61% 60% 60% 59% 58% 57% 57% 54% 52% 50% 48%

9,5 61% 60% 60% 59% 59% 58% 57% 54% 52% 50% 49%

9,8 61% 60% 60% 59% 59% 58% 57% 55% 52% 50% 49%10,0 61% 61% 60% 59% 59% 58% 57% 55% 53% 51% 49%



183


Posteriormente y utilizando entre otros parámetros el porcentaje de autogeneración, el consumo base para cada tipo de clientes, los perfiles de demandas y el perfil de la oferta, se determinó la potencia a utilizar para el consumo base, por último dada esta potencia del kit se determinó la superficie requerida para cada Proyecto Tipo.

En la Tabla 72 se presenta el resumen de los proyectos tipos Base para la tecnología Fotovoltaica.

Tabla 72: Proyectos Tipo Base - Fotovoltaico

Proyecto Tipo Base FV Residencial Comercial Industrial

Costo Equipo de Generación FV (US$/kW) 3300 3100 2500

Consumo Base mes (kWh/mes) 200 1400 1400

Autogeneración Mínima (%) 40% 30% 25%



De igual forma para el análisis anterior se desarrollaron dos casos más para cada tipo de cliente, estos casos son el Medio y Máximo, primeramente se determinó el nivel de consumo para los casos Medio y Máximo y luego para determinar la potencia a utilizar se utilizó el porcentaje de autogeneración y que a lo menos un 75% de las comunas-distribuidoras cumpliera con el requisito de autogeneración asignado. Dado lo anterior, en la Tabla 73 se presentan los datos para los casos Base, Medio y Máximo.

Tabla 73: Casos Proyectos Tipos: Base, Medio y Máximo

Caso Ítem FV Residencial Comercial Industrial

Base Consumo Base mes (kWh/mes) 200 1400 1400



Medio

Consumo Medio mes (kWh/mes) 1400 22761 44000

Potencia Kit Medio (kW) 4 65 100


Máximo

Consumo Máximo mes (kWh/mes) 1400 23000 45000

Potencia Kit Máximo (kW) 7 60 100


En el caso de la tecnología Biogás y Cogeneración Eficiente se procedió de manera similar, solamente para el caso de los Clientes Tipo Industrial, dado los valores de la



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tecnología y la superficie requerida, dado esto en la Tabla 74 se presentan los proyectos tipos para el caso base.

Tabla 74: Proyectos Tipo Base Tecnologías Biogás y Cogeneración – Cliente Tipo Industrial

Proyecto Tipo Base - Industrial Biogás Cogeneración

Costo Equipo de Generación (US$/kW) 10800 12960

Consumo Base mes (kWh/mes) 23000 23000

Autogeneración Mínima (%) 50% 50%

Potencia Kit Base (kW) 50 50

Superficie (m2) 1000 1000 Fuente: Elaboración Propia

Por último, los proyectos tipos se evaluarán considerando como caso base respecto a la combinación comuna-distribuidora a la combinación Maipú-Chilectra, lo anterior dado que de las comunas seleccionadas esta sería una comuna tipo desfavorable, por lo que si los resultados de esta son positivos lo más probable es que las restantes comunas también lo sean. Sin embargo, lo anterior, para ciertos análisis también se emplearan las 11 comunas-distribuidoras seleccionadas y si es requerido según el análisis también se efectuará para la totalidad de las comunas-distribuidoras.

8.5 Evaluación modelo de negocio Individual

La metodología utilizada para este análisis fue valorizar las inyecciones de acuerdo a lo señalado en la Ley, es decir, valorizar los excedentes de energía a precios de nudo promedio o a precios de nudo a nivel de generación – transporte, dependiendo del sistema que se analiza, en ambos casos se consideran las menores perdidas, y valorizar la componente de autoconsumo a tarifa regulada de acuerdo al pliego tarifario, según corresponda, es decir, al mismo precio que los retiros por parte del Cliente. La manera de valorizar se indicó en el Capítulo 7. Cabe indicar que en este caso, se considera de manera horaria tanto el perfil de consumo de los clientes, como la disponibilidad de recurso según comuna. En la siguiente gráfica se muestra un perfil de consumo horario utilizado, y la disponibilidad de recurso para tecnología fotovoltaica, en este caso radiación solar90 para Santiago91.

90 Fuente de la información Meteonorm. 91 Este ejercicio es factible efectuarlo para las comunas en que se dispone de la información de radiación solar.



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Figura 32: Perfil Horario Diario Base Mensual92


Dada la concepción de la Ley y el Reglamento asociados a este trabajo, para el cálculo de los ingresos se consideran tanto los ahorros como las ventas de energía hacia la red. La metodología consiste en un análisis horario, midiendo ahorros y excedentes, valorizando los primeros a precio de tarifa y los segundos a precio de nudo promedio.

8.5.1 Resultados de la Evaluación Privada Modelo Individual

Dado que para estos efectos no es aplicable la determinación de una tasa de descuento particular, se considera como referencia el 8%, asociado básicamente a la obtención de un crédito en condiciones blandas. El plazo considerado para la evaluación es de un periodo de 20 años. Se realizaron evaluaciones para las 11 comunas seleccionadas, obteniendo los siguientes resultados.

8.5.1.1 Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Residencial – Tecnología Fotovoltaica.

En la Tabla 75 se presentan los resultados de las 11 combinaciones comuna-distribuidora para el Cliente Tipo Residencial y para el Proyecto Tipo Base, definido en la Tabla 72.

92 Radiación disponible para Santiago en base a 1 m2.

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

Perfil Demanda Horaria Diario en Base Mensual(kWh/día - kWh/m2)

Dem_ene Dem_feb Dem_mar Dem_abr Dem_may Dem_jun Dem_jul Dem_ago

Dem_oct Dem_nov Dem_dic Rad_ene Rad_feb Rad_mar Rad_abr Rad_may

Rad_jun Rad_jul Rad_ago Rad_sep Rad_oct Rad_nov Rad_dic



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Tabla 75: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Residencial - FV

VAN TIR PayBack Ingresos Anuales93 Maipú-Chilectra -$ 485.257 4,47% 13 $ 152.526

Maipú-Chilectra -$ 485.257 4,47% 13 $ 152.526 Coelemu-Copelec $ 724.005 12,65% 7 $ 275.692

Casablanca-Emelca $ 1.097.437 14,89% 6 $ 313.727 Lo Barnechea-Chilectra -$ 193.915 6,64% 10 $ 182.200

Villarrica-Frontel $ 636.621 12,12% 7 $ 266.792 Aysen-Edelaysén $ 420.423 10,77% 8 $ 244.771

Yerbas Buenas-Luz Linares $ 936.515 13,94% 6 $ 297.336 Taltal-Elecda $ 1.316.788 16,17% 5 $ 336.068

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 713.440 2,61% 15 $ 129.285 Cobquecura-Emelectric $ 208.535 9,40% 8 $ 223.190

Calama-Elecda -$ 1.457.651 -5,49% 38 $ 53.485 Fuente: Elaboración Propia

Como es posible observar, el VAN obtenido de cada proyecto, considerando una tasa privada del 8%, y un horizonte de evaluación de 20 años, es en algunos casos positivo y en otros negativos, pero el caso base Maipú-Chilectra es negativo.

8.5.1.2 Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Comercial - Tecnología Fotovoltaica

En la Tabla 76 se presentan los resultados de las 11 combinaciones comuna-distribuidora para el Cliente Tipo Comercial y para el Proyecto Tipo Base.

Tabla 76: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Comercial - FV

VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ 5.220.044 -1,33% 23 $ 435.788

Maipú-Chilectra -$ 5.220.044 -1,33% 23 $ 435.788 Coelemu-Copelec -$ 5.455.991 -1,88% 25 $ 411.123

Casablanca-Emelca -$ 4.096.247 1,07% 17 $ 553.261 Lo Barnechea-Chilectra -$ 5.303.172 -1,52% 24 $ 427.098

Villarrica-Frontel -$ 5.560.007 -2,13% 25 $ 400.250 Aysen-Edelaysén -$ 4.883.980 -0,57% 21 $ 470.917

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 5.204.433 -1,29% 23 $ 437.419 Taltal-Elecda -$ 1.148.620 6,25% 10 $ 911.966

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 7.203.441 #¡NUM! 40 $ 228.458 Cobquecura-Emelectric -$ 4.851.470 -0,50% 21 $ 474.315

93 Los ingresos anuales corresponde al Ahorro del Usuario, es decir, a la suma de la valorización de la energía

autoconsumida y la inyección de excedentes.



187


Calama-Elecda -$ 3.158.910 2,85% 14 $ 656.025 Fuente: Elaboración Propia

Como es posible observar, el VAN obtenido de cada proyecto, considerando una tasa privada del 8%, y un horizonte de evaluación de 20 años, es negativo.

8.5.1.3 Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Industrial – Tecnología Fotovoltaica

En la Tabla 77 se presentan los resultados de las 11 combinaciones comuna-distribuidora para el Cliente Tipo Industrial y para el Proyecto Tipo Base.

Tabla 77: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Cliente Tipo Industrial

VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ 3.596.898 0,33% 19 $ 415.501

Maipú-Chilectra -$ 3.596.898 0,33% 19 $ 415.501 Coelemu-Copelec -$ 3.925.922 -0,54% 21 $ 381.107

Casablanca-Emelca -$ 2.701.283 2,50% 14 $ 509.475 Lo Barnechea-Chilectra -$ 3.675.949 0,12% 19 $ 407.237

Villarrica-Frontel -$ 4.015.678 -0,78% 21 $ 371.724 Aysen-Edelaysén -$ 3.429.809 0,75% 18 $ 432.967

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 3.686.751 0,10% 19 $ 406.108 Taltal-Elecda $ 41.951 8,08% 9 $ 858.730

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 5.511.091 -5,65% 40 $ 215.405 Cobquecura-Emelectric -$ 3.303.821 1,07% 17 $ 446.137


Como es posible observar, el VAN obtenido de cada proyecto, considerando una tasa privada del 8%, y un horizonte de evaluación de 20 años, es negativo, a excepción de Taltal-Elecda.

8.5.1.4 Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Industrial – Tecnología Biogas y Cogeneración

En la Tabla 78 se presentan los resultados de las comunas seleccionadas considerando el Proyecto Tipo para un Cliente Tipo Industrial para la tecnología de Biogás, en el caso de la tecnología de Cogeneración, no se efectúo la evaluación, producto que los costos al igual que el factor de Planta y la Eficiencias son similares y se estima que los resultados serán similares.



188


Tabla 78: Resultados Evaluación Privada Modelo Individual Tipo Cliente Industrial – Biogás

VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ 215.045.114 #¡NUM! 40 $ 17.417.895

Maipú-Chilectra -$ 215.045.114 #¡NUM! 40 $ 17.417.895 Coelemu-Copelec -$ 201.064.042 -5,95% 40 $ 18.879.370

Casablanca-Emelca -$ 135.557.986 -0,11% 20 $ 25.726.874 Lo Barnechea-Chilectra -$ 215.045.114 #¡NUM! 40 $ 17.417.895

Villarrica-Frontel -$ 189.191.724 -4,67% 36 $ 20.120.411 Aysen-Edelaysén -$ 111.152.716 1,59% 16 $ 28.278.015

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 187.024.512 -4,46% 35 $ 20.346.955 Taltal-Elecda -$ 117.420.519 1,17% 17 $ 27.622.826

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 201.528.459 -6,00% 40 $ 18.830.823 Cobquecura-Emelectric -$ 176.912.166 -3,49% 30 $ 21.404.023

Calama-Elecda -$ 203.268.328 -6,20% 40 $ 18.648.951 Fuente: Elaboración Propia

8.5.2 Resultados de la Evaluación Social Modelo Individual

A continuación se presentan los resultados de la evaluación social, cabe destacar que a diferencia de la evaluación privada, acá se considera un factor de 0,894 aplicado a los costos de operación, así como también los costos de instalación.

8.5.2.1 Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Residencial – Tecnología Fotovoltaica

En la Tabla 79 se presentan los resultados de las 11 combinaciones comuna-distribuidora para el Cliente Tipo Residencial y para el Proyecto Tipo Base.

Tabla 79: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Residencial - FV



Casablanca-Emelca $ 472.791 9,45% 8 $ 173.238 Lo Barnechea-Chilectra -$ 134.698 4,94% 12 $ 118.760

Villarrica-Frontel $ 136.089 7,03% 10 $ 144.444 Aysen-Edelaysén -$ 75.964 5,41% 12 $ 131.856

Yerbas Buenas-Luz Linares $ 312.810 8,32% 9 $ 159.224 Taltal-Elecda $ 679.012 10,85% 8 $ 186.446

94 De acuerdo a la metodología señalada en el documento “Precios Sociales Vigentes”, Diciembre 2012



189


Cabo de Hornos-Edelmag -$ 759.334 -0,86% 21 $ 72.918 Cobquecura-Emelectric $ 23.918 6,18% 11 $ 133.661

Calama-Elecda $ 352.852 8,61% 9 $ 155.117 Fuente: Elaboración Propia

Al observar los resultados obtenidos en la evaluación social, es posible observar en general una mejora en los indicadores. Esto es debido básicamente a la menor tasa utilizada (6%), y a los factores para reducir los costos asociados a montaje, operación y mantenimiento, además del nivel de beneficios considerados.

8.5.2.2 Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Comercial – Tecnología Fotovoltaica

En la Tabla 80 se presentan los resultados de las 11 combinaciones comuna-distribuidora para el Cliente Tipo Comercial y para el Proyecto Tipo Base.

Tabla 80: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Comercial - FV




Villarrica-Frontel -$ 4.211.402 -0,95% 22 $ 390.648 Aysen-Edelaysén -$ 3.719.433 0,01% 19 $ 470.294

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 3.827.143 -0,20% 20 $ 421.441 Taltal-Elecda -$ 141.374 5,80% 11 $ 766.248


Calama-Elecda -$ 880.861 4,73% 12 $ 668.296 Fuente: Elaboración Propia

Al observar los resultados obtenidos en la evaluación social, es posible observar que existen en general mejorías en los indicadores, pero en todos los casos seleccionados el VAN es negativo.

8.5.2.3 Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Industrial – Tecnología Fotovoltaica

En la Tabla 81 se presentan los resultados de las 11 combinaciones comuna-distribuidora para el Cliente Tipo Industrial y para el Proyecto Tipo Base.



190


Tabla 81: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Industrial - FV


Maipú-Chilectra -$ 1.689.711 2,84% 14 $ 450.190 Coelemu-Copelec -$ 2.492.488 1,16% 17 $ 383.763


Villarrica-Frontel -$ 2.739.504 0,61% 18 $ 365.886 Aysen-Edelaysén -$ 2.328.755 1,51% 16 $ 438.227




Al observar los resultados obtenidos en la evaluación social, es posible observar que existen en general mejorías en los indicadores, pero en casi todos los casos seleccionados el VAN es negativo, a excepción de las combinaciones Taltal-Elecda y Calama-Elecda.

8.5.2.4 Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Industrial – Tecnología Biogas y Cogeneración

En la Tabla 82 se presentan los resultados de las comunas seleccionadas considerando el Proyecto Tipo para un Cliente Tipo Industrial para la tecnología de Biogás. En el caso de la tecnología de Cogeneración, no se efectúo la evaluación, producto que los costos al igual que el factor de Planta y la Eficiencias son similares y se estima que los resultados serán similares.

Tabla 82: Resultados Evaluación Social Modelo Individual Tipo Cliente Industrial – Biogás

VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ 147.435.694 -2,99% 29 $ 18.887.869

Maipú-Chilectra -$ 147.435.694 -2,99% 29 $ 18.887.869 Coelemu-Copelec -$ 145.777.443 -2,86% 28 $ 19.037.014

Casablanca-Emelca -$ 87.259.737 1,21% 17 $ 24.300.161 Lo Barnechea-Chilectra -$ 147.435.694 -2,99% 29 $ 18.887.869





191


Cabo de Hornos-Edelmag -$ 100.655.807 0,36% 19 $ 24.958.907 Cobquecura-Emelectric -$ 120.412.070 -0,97% 22 $ 21.318.404


8.6 Evaluación Modelo de Negocio Grupal Residencial y Modelo de Negocio Grupal Industrial/Comercial

La metodología utilizada para este análisis es similar a la anterior, con la diferencia que en este caso es un conjunto de viviendas, comercios o industrias las que se agrupan para desarrollar un proyecto de autogeneración. Es importante indicar que el ejercicio, tal como ya se indicó, valoriza la generación que es considerada como ahorro, por tanto es aplicable a todo tipo de usuarios, siendo estos residenciales, comerciales o industriales. El beneficio cuantitativo de este tipo de modelo respecto del anterior tiene relación principalmente con las economías de escala tanto en los costos de inversión, como en los costos operativos y de inversión.

Se considera para este ejercicio, un grupo de 10 viviendas instalando un total de 5 sistemas, con un límite de 100 kW instalados para los residenciales. En el caso del segmento comercial al igual que el Industrial se consideran 5 negocios y 3 sistemas.

8.6.1 Resultados de la Evaluación Privada Modelo Grupal

8.6.1.1 Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Residencial – Tecnología Fotovoltaica.

Se realizaron evaluaciones para las 11 combinaciones seleccionadas, obteniendo los siguientes resultados

Tabla 83: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Residencial – FV


Maipú-Chilectra -$ 1.056.257 6,52% 11 $ 902.169 Coelemu-Copelec $ 6.628.721 16,22% 5 $ 1.684.901

Casablanca-Emelca $ 8.497.201 18,35% 5 $ 1.875.210 Lo Barnechea-Chilectra $ 881.713 9,19% 9 $ 1.099.556

Villarrica-Frontel $ 5.730.576 15,17% 6 $ 1.593.423 Aysen-Edelaysén $ 3.863.072 12,95% 7 $ 1.403.214

Yerbas Buenas-Luz Linares $ 7.907.857 17,68% 5 $ 1.815.184



192


Taltal-Elecda $ 10.865.272 20,98% 4 $ 2.116.404 Cabo de Hornos-Edelmag -$ 2.880.139 3,75% 13 $ 716.403 Cobquecura-Emelectric $ 3.217.171 12,16% 7 $ 1.337.427

Calama-Elecda -$ 8.661.367 #¡DIV/0! 40 $ 127.572 Fuente: Elaboración Propia

Al igual que en el caso individual, es posible observar que en varios los resultados son positivos. Independientemente de ello, al hacer la comparación respecto de los montos de inversión asociados, y los resultados obtenidos, es posible indicar que este modelo de negocio, presentando indicadores negativos, es mejor que el caso individual pues acá se considera un total de 5 proyectos de autogeneración beneficiando un total de 10 viviendas, siendo en este sentido el VAN individual correspondiente a 1/10 de lo indicado en la Tabla 83, lo que comparado con el caso individual mejora en parte la evaluación.

8.6.1.2 Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Comercial – Tecnología Fotovoltaica.


Tabla 84: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Comercial – FV


Maipú-Chilectra -$ 15.671.280 -1,33% 23 $ 1.306.197 Coelemu-Copelec -$ 16.364.787 -1,88% 25 $ 1.233.703

Casablanca-Emelca -$ 12.285.989 1,07% 17 $ 1.660.070 Lo Barnechea-Chilectra -$ 15.919.833 -1,53% 24 $ 1.280.215

Villarrica-Frontel -$ 16.690.032 -2,14% 26 $ 1.199.705 Aysen-Edelaysén -$ 14.563.289 -0,51% 21 $ 1.422.018


Cabo de Hornos-Edelmag -$ 21.600.521 #¡NUM! 40 $ 686.400 Cobquecura-Emelectric -$ 14.548.864 -0,50% 21 $ 1.423.526

Calama-Elecda -$ 9.469.030 2,86% 14 $ 1.969.056 Fuente: Elaboración Propia



193


8.6.1.3 Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Industrial – Tecnología Fotovoltaica.


Tabla 85: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Industrial – FV

VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ 10.795.741 0,32% 19 $ 1.245.974

Maipú-Chilectra -$ 10.795.741 0,32% 19 $ 1.245.974 Coelemu-Copelec -$ 11.774.646 -0,54% 21 $ 1.143.647

Casablanca-Emelca -$ 8.101.344 2,50% 14 $ 1.528.743 Lo Barnechea-Chilectra -$ 11.032.865 0,12% 19 $ 1.221.187


Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 11.058.565 0,10% 19 $ 1.218.500 Taltal-Elecda $ 122.699 8,07% 9 $ 2.575.789

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 16.507.921 -5,61% 40 $ 648.866 Cobquecura-Emelectric -$ 9.915.539 1,06% 17 $ 1.337.984


8.6.1.4 Resultados de la Evaluación Privada Cliente Tipo Industrial – Tecnología Biogás y Cogeneración


Tabla 86: Resultados Evaluación Privada Modelo Grupal Tipo Cliente Industrial – Biogás

VAN TIR PayBack Ingresos Anuales Maipú-Chilectra -$ 430.244.901 #¡NUM! 40 $ 34.819.622

Maipú-Chilectra -$ 430.244.901 #¡NUM! 40 $ 34.819.622 Coelemu-Copelec -$ 402.015.315 -5,94% 40 $ 37.770.528

Casablanca-Emelca -$ 271.000.586 -0,11% 20 $ 51.465.809 Lo Barnechea-Chilectra -$ 430.244.901 #¡NUM! 40 $ 34.819.622


Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 373.986.780 -4,45% 35 $ 40.700.417



194


Taltal-Elecda -$ 234.917.783 1,17% 17 $ 55.237.631 Cabo de Hornos-Edelmag -$ 400.821.062 -5,87% 40 $ 37.895.366 Cobquecura-Emelectric -$ 353.966.273 -3,49% 30 $ 42.793.208

Calama-Elecda -$ 406.550.614 -6,20% 40 $ 37.296.442


Maipú-Chilectra -$ 1.689.711 2,84% 14 $ 450.190 Coelemu-Copelec -$ 2.492.488 1,16% 17 $ 383.763


Villarrica-Frontel -$ 2.739.504 0,61% 18 $ 365.886 Aysen-Edelaysén -$ 2.328.755 1,51% 16 $ 438.227




8.6.2 Resultados de la Evaluación Social Grupal Modelo Grupal

8.6.2.1 Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Residencial – Tecnología Fotovoltaica.

A continuación se presentan los resultados de la evaluación social del modelo de negocio Grupal Residencial. Cabe destacar que la metodología utilizada para la evaluación social es igual a la del caso individual y con los supuestos señalados en el punto anterior. Con lo anterior, los resultados obtenidos son los que se presentan a continuación.

Tabla 87: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelos Grupales Residencial – FV


Maipú-Chilectra -$ 873.071 4,61% 12 $ 575.401 Coelemu-Copelec $ 2.536.453 9,69% 8 $ 880.421

Casablanca-Emelca $ 3.973.904 11,62% 7 $ 1.006.555 Lo Barnechea-Chilectra $ 7.786 6,01% 11 $ 653.198

Villarrica-Frontel $ 1.966.527 8,89% 9 $ 834.349 Aysen-Edelaysén $ 353.048 6,54% 10 $ 723.177

Yerbas Buenas-Luz Linares $ 3.222.072 10,62% 8 $ 940.674



195


Taltal-Elecda $ 6.459.859 14,79% 6 $ 1.199.435 Cabo de Hornos-Edelmag -$ 3.740.595 -0,74% 21 $ 369.478 Cobquecura-Emelectric $ 1.175.366 7,76% 9 $ 760.354

Calama-Elecda $ 2.912.863 10,20% 8 $ 875.723 Fuente: Elaboración Propia

Como se puede observar, en este caso los resultados del VAN en la mayoría de los casos evaluados resulta ser positiva, e inclusive por sobre lo obtenido en las evaluaciones individuales.

8.6.2.2 Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Comercial – Tecnología Fotovoltaica.

A continuación se presentan los resultados de la evaluación social del modelo de negocio Grupal Comercial. Cabe destacar que la metodología utilizada para la evaluación social es igual a la del caso individual y con los supuestos señalados en el punto anterior. Con lo anterior, los resultados obtenidos son los que se presentan a continuación.

Tabla 88: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelos Grupales Comercial – FV


Maipú-Chilectra -$ 10.361.222 0,50% 18 $ 1.335.415 Coelemu-Copelec -$ 11.869.376 -0,44% 21 $ 1.227.713



Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 11.203.484 -0,02% 20 $ 1.289.323 Taltal-Elecda $ 1.612.853 6,75% 10 $ 2.520.735



Como se puede observar, en este caso los resultados del VAN en la mayoría de los casos evaluados resulta ser negativa.



196


8.6.2.3 Resultados de la Evaluación Social Cliente Tipo Industrial – Tecnología Fotovoltaica.

A continuación se presentan los resultados de la evaluación social del modelo de negocio Grupal Industrial. Cabe destacar que la metodología utilizada para la evaluación social es igual a la del caso individual y con los supuestos señalados en el punto anterior. Con lo anterior, los resultados obtenidos son los que se presentan a continuación.

Tabla 89: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelos Grupales Industrial – FV


Maipú-Chilectra -$ 5.385.452 2,63% 14 $ 1.316.098 Coelemu-Copelec -$ 7.508.165 1,14% 17 $ 1.148.527


Villarrica-Frontel -$ 8.134.092 0,68% 18 $ 1.105.250 Aysen-Edelaysén -$ 6.901.257 1,57% 16 $ 1.322.327

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 7.005.723 1,50% 16 $ 1.195.435 Taltal-Elecda $ 3.256.742 7,83% 9 $ 2.202.907


Calama-Elecda $ 1.180.188 6,68% 10 $ 1.924.516 Fuente: Elaboración Propia

Como se puede observar, en este caso los resultados del VAN en la mayoría de los casos evaluados resulta ser negativa.

8.6.2.4 Resultados de la Evaluación Social Grupal Cliente Tipo Industrial – Tecnología Biogas y Cogeneración


Tabla 90: Resultados Evaluación Social Modelo Grupal Tipo Cliente Industrial – Biogás


Maipú-Chilectra -$ 306.617.494 -3,48% 30 $ 36.719.281



197


Coelemu-Copelec -$ 292.664.232 -2,91% 28 $ 37.974.253 Casablanca-Emelca -$ 163.159.429 1,55% 16 $ 49.622.058

Lo Barnechea-Chilectra -$ 306.617.494 -3,48% 30 $ 36.719.281 Villarrica-Frontel -$ 273.621.626 -2,16% 26 $ 39.686.966 Aysen-Edelaysén -$ 111.469.913 3,07% 14 $ 58.219.473


Cabo de Hornos-Edelmag -$ 246.931.222 -1,18% 23 $ 45.814.735 Cobquecura-Emelectric -$ 240.315.425 -0,95% 22 $ 42.682.562


8.7 Evaluación Modelo de Negocio Promotor

Este modelo de negocios es similar a un modelo grupal pero con esquema focalizado en un tercero como promotor de los sistemas de autogeneración. Motivo de ello, para efectos de este análisis, se considerará que este negocia con los usuarios traspasándole una parte de los beneficios del ahorro y con equipos pactados en cuotas. El ingreso anual para el Promotor se encuentra dado por el pago del equipo en cuotas, más el costo de la mantención que equivale a un porcentaje de la inversión.

Con relación a la evaluación privada enfocada en el Promotor, esta será positiva dado que para el Promotor es un negocio el realizar esta actividad, por lo que no se efectúa la evaluación económica privada. En el caso del usuario esta como se señaló es similar a las evaluaciones efectuadas tanto para el Modelo Individual como para el Modelo Grupal, solamente incrementándose en algún porcentaje los costos u obteniendo menores “Ahorros del Usuario”. Con relación a la evaluación Social esta al igual que la privada también sería similar a las ya efectuadas.

Dado lo anterior la ventaja del Promotor en este aspecto es que es un “ente” facilitador, pero generara mayores costos al sistema, luego, en caso que sea un Promotor el que realice el Negocio este deberá velar que los costos finales sean similares a los Modelos anteriores.

Visto desde otra arista, La Ley y el instrumento objetivo de este trabajo son motivadores de una mayor demanda por este tipo de sistemas y por consecuencia de los productos de este tipo de agentes obteniendo con ello directamente un mayor nivel de beneficios asociados.



198


Bajo este esquema es recomendable utilizar este modelo de negocios en conjunto con los anteriores, pues el incentivo de buscar demanda por el instrumento queda específicamente en estos agentes, logrando con ello que los objetivos de la política, privados y sociales se vean alineados. En efecto, la política busca incentivar el uso de estos sistemas, los privados maximizan su propio beneficio y las familias verían incrementado su beneficio social.



199


9 ESCENARIOS ALTERNATIVOS A LAS EVALUACIONES ECONÓMICAS

En esta sección se presentan y se proponen escenarios alternativos a las evaluaciones económicas, en cuanto a las proyecciones de variaciones de precios de la tecnología, economías de escala, precios de la energía y factores de plantas, en conclusión corresponde a las sensibilizaciones a las evaluaciones realizadas en el Capítulo 8. Estos escenarios alternativos corresponden a las sensibilizaciones, y deben representar en cierto modo la línea en la cual deberían ir los incentivos. Motivo de ello las variables que se sensibilizan son costo de inversión, pudiendo representar subsidios o disminuciones en los costos de inversión, este es un tema inherente al equipamiento, Precio de Nudo, pudiendo representar un Feed in Tariff; y La generación, pudiendo representar mayores eficiencias en los equipos e instalaciones desarrolladas para la autogeneración. Cabe destacar que para efectos de mayor comprensión de las tablas, estas presentan los VAN de los proyectos tanto Privados y Social para las 11 comunas-distribuidoras seleccionadas y en caso que el VAN sea negativo este se representa en color rojo y en caso de ser positivo se destaca en color verde, con lo cual de manera visual se puede tener una mejor apreciación del contexto.

9.1 Escenarios alternativos Modelo de Negocio Individual

Para este caso se consideran las siguientes variables a sensibilizar:

Costo de Inversión Precio de Nudo Factor de Planta

A modo de resumen y de acuerdo a las evaluaciones económicas y a las sensibilizaciones efectuadas se determina descartar las alternativas de las tecnologías asociadas al Biogás/Biomasa y Cogeneración Eficiente, dado lo escenarios vistos. Sin embargo, lo anterior, en el mecanismo de incentivo se incluirás la posibilidad que se puedan incorporar nuevas tecnologías en función a los cambios que se produzcan en el futuro, tanto de costos como en otros ámbitos.



200


9.1.1 Evaluación Privada

Tabla 91: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual – Residencial - FV


De los casos sensibilizados se observa una clara mejora respecto del caso base, siendo la que más impacta es la reducción en los costos de inversión. En efecto, si bien las variables precio y aumento en la generación, permiten mejorar los indicadores respecto de la situación base, el impacto mayor es el de reducción de la inversión. A continuación se presentan las tablas asociadas al modelo individual Comercial e Industrial.

Tabla 92: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual – Comercial - FV


Tabla 93: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual – Industrial - FV


Comuna-Distribuidora Caso Base Inv -25% Inv -50% Precio Nudo + 25% Precio Nudo + 50% Generación +10% Generación +20%

Maipú-Chilectra -$ 485.257 $ 10.437 $ 506.132 -$ 417.331 -$ 349.404 -$ 394.054 -$ 313.951Coelemu-Copelec $ 724.005 $ 1.219.699 $ 1.715.394 $ 777.887 $ 831.770 $ 869.272 $ 1.003.032

Casablanca-Emelca $ 1.097.437 $ 1.593.132 $ 2.088.826 $ 1.165.436 $ 1.233.435 $ 1.275.498 $ 1.440.026Lo Barnechea-Chilectra -$ 193.915 $ 301.780 $ 797.474 -$ 129.933 -$ 65.951 -$ 89.744 $ 747

Villarrica-Frontel $ 636.621 $ 1.132.316 $ 1.628.010 $ 683.638 $ 730.656 $ 786.482 $ 924.792Aysen-Edelaysén $ 420.423 $ 916.118 $ 1.411.812 $ 459.568 $ 498.712 $ 577.090 $ 722.484

Yerbas Buenas-Luz Linares $ 936.515 $ 1.432.210 $ 1.927.904 $ 994.100 $ 1.051.685 $ 1.094.530 $ 1.239.023Taltal-Elecda $ 1.316.788 $ 1.812.482 $ 2.308.177 $ 1.489.884 $ 1.662.979 $ 1.477.173 $ 1.617.996

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 713.440 -$ 217.745 $ 277.949 -$ 698.227 -$ 683.014 -$ 622.526 -$ 537.098Cobquecura-Emelectric $ 208.535 $ 704.229 $ 1.199.923 $ 272.914 $ 337.294 $ 338.530 $ 458.123

Calama-Elecda -$ 1.457.651 -$ 961.956 -$ 466.262 -$ 1.326.759 -$ 1.195.868 -$ 1.378.815 -$ 1.307.126


Maipú-Chilectra -$ 5.220.044 -$ 2.872.802 -$ 732.935 -$ 4.942.276 -$ 4.664.507 -$ 4.838.115 -$ 4.496.964Coelemu-Copelec -$ 5.455.991 -$ 3.108.749 -$ 926.659 -$ 5.250.251 -$ 5.044.511 -$ 5.063.060 -$ 4.679.398

Casablanca-Emelca -$ 4.096.247 -$ 1.888.158 $ 189.760 -$ 3.845.797 -$ 3.595.347 -$ 3.567.318 -$ 3.097.551Lo Barnechea-Chilectra -$ 5.303.172 -$ 2.955.930 -$ 801.187 -$ 5.049.869 -$ 4.796.565 -$ 4.904.750 -$ 4.550.514

Villarrica-Frontel -$ 5.560.007 -$ 3.212.765 -$ 1.012.062 -$ 5.388.779 -$ 5.217.550 -$ 5.175.731 -$ 4.791.338Aysen-Edelaysén -$ 4.883.980 -$ 2.536.738 -$ 457.009 -$ 4.753.424 -$ 4.622.868 -$ 4.449.410 -$ 4.018.225

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 5.204.433 -$ 2.857.191 -$ 720.118 -$ 4.984.105 -$ 4.763.778 -$ 4.784.418 -$ 4.370.566Taltal-Elecda -$ 1.148.620 $ 929.298 $ 3.007.215 -$ 593.671 -$ 38.721 -$ 554.152 -$ 21.244

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 7.203.441 -$ 4.856.199 -$ 2.508.957 -$ 7.154.075 -$ 7.104.710 -$ 6.987.281 -$ 6.771.611Cobquecura-Emelectric -$ 4.851.470 -$ 2.508.235 -$ 430.317 -$ 4.601.562 -$ 4.351.654 -$ 4.398.331 -$ 3.968.610

Calama-Elecda -$ 3.158.910 -$ 1.080.992 $ 996.926 -$ 2.730.863 -$ 2.302.815 -$ 2.733.325 -$ 2.349.434


Maipú-Chilectra -$ 3.596.898 -$ 1.763.664 -$ 87.924 -$ 3.241.085 -$ 2.885.273 -$ 3.233.074 -$ 2.908.128Coelemu-Copelec -$ 3.925.922 -$ 2.033.810 -$ 358.070 -$ 3.651.667 -$ 3.377.412 -$ 3.561.720 -$ 3.206.107

Casablanca-Emelca -$ 2.701.283 -$ 1.025.543 $ 650.198 -$ 2.425.317 -$ 2.149.351 -$ 2.301.430 -$ 1.901.603Lo Barnechea-Chilectra -$ 3.675.949 -$ 1.828.569 -$ 152.829 -$ 3.345.275 -$ 3.014.601 -$ 3.296.399 -$ 2.958.965

Villarrica-Frontel -$ 4.015.678 -$ 2.122.741 -$ 431.764 -$ 3.781.943 -$ 3.548.208 -$ 3.660.270 -$ 3.304.873Aysen-Edelaysén -$ 3.429.809 -$ 1.626.475 $ 49.265 -$ 3.240.041 -$ 3.050.273 -$ 3.036.020 -$ 2.657.454

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 3.686.751 -$ 1.837.438 -$ 161.698 -$ 3.395.013 -$ 3.103.275 -$ 3.298.457 -$ 2.915.933Taltal-Elecda $ 41.951 $ 1.717.691 $ 3.393.431 $ 774.862 $ 1.507.773 $ 602.502 $ 1.105.045

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 5.511.091 -$ 3.618.154 -$ 1.725.217 -$ 5.441.376 -$ 5.371.661 -$ 5.308.882 -$ 5.106.926Cobquecura-Emelectric -$ 3.303.821 -$ 1.523.033 $ 152.707 -$ 2.968.714 -$ 2.648.492 -$ 2.876.540 -$ 2.515.231

Calama-Elecda -$ 1.850.973 -$ 175.232 $ 1.500.508 -$ 1.293.690 -$ 736.408 -$ 1.449.644 -$ 1.087.599



201


Tabla 94: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Individual – Industrial - Biogás


9.1.2 Escenarios Evaluación Social Modelo Individual

Tabla 95: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual – Residencial - FV


Al igual que en el caso privado, la variable que más impacta en los resultados es la inversión. Todo lo anterior indicaría que para que este modelo funcione, es necesario analizar la aplicación de subsidios a la Inversión de los equipos de autogeneración. A continuación se presentan las tablas asociadas al modelo individual Comercial e Industrial.

Tabla 96: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual – Comercial - FV



Maipú-Chilectra -$ 215.045.114 -$ 146.899.381 -$ 78.753.648 -$ 199.967.508 -$ 184.889.903 -$ 215.045.114 -$ 215.045.114Coelemu-Copelec -$ 201.064.042 -$ 132.918.309 -$ 64.772.576 -$ 184.784.616 -$ 168.505.191 -$ 201.064.042 -$ 201.064.042

Casablanca-Emelca -$ 135.557.986 -$ 68.475.416 -$ 8.148.767 -$ 113.365.411 -$ 92.359.572 -$ 135.557.986 -$ 135.557.986Lo Barnechea-Chilectra -$ 215.045.114 -$ 146.899.381 -$ 78.753.648 -$ 199.967.508 -$ 184.889.903 -$ 215.045.114 -$ 215.045.114

Villarrica-Frontel -$ 189.191.724 -$ 121.045.991 -$ 52.900.259 -$ 171.829.369 -$ 154.467.013 -$ 189.191.724 -$ 189.191.724Aysen-Edelaysén -$ 111.152.716 -$ 48.437.433 $ 11.889.216 -$ 90.227.601 -$ 71.691.120 -$ 111.152.716 -$ 111.152.716

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 187.024.512 -$ 118.878.779 -$ 50.733.046 -$ 169.466.226 -$ 151.907.940 -$ 187.024.512 -$ 187.024.512Taltal-Elecda -$ 117.420.519 -$ 53.583.621 $ 6.743.028 -$ 94.309.023 -$ 74.707.775 -$ 117.420.519 -$ 117.420.519

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 201.528.459 -$ 133.382.727 -$ 65.236.994 -$ 185.770.130 -$ 170.011.801 -$ 201.528.459 -$ 201.528.459Cobquecura-Emelectric -$ 176.912.166 -$ 108.766.433 -$ 42.102.676 -$ 158.394.876 -$ 139.877.587 -$ 176.912.166 -$ 176.912.166

Calama-Elecda -$ 203.268.328 -$ 135.122.595 -$ 66.976.863 -$ 187.159.300 -$ 171.050.272 -$ 203.268.328 -$ 203.268.328


Maipú-Chilectra -$ 262.446 $ 140.119 $ 542.684 -$ 169.373 -$ 76.300 -$ 153.894 -$ 57.377Coelemu-Copelec $ 216.230 $ 618.795 $ 1.021.360 $ 275.942 $ 335.654 $ 338.217 $ 453.422

Casablanca-Emelca $ 472.791 $ 875.356 $ 1.277.921 $ 534.698 $ 596.605 $ 611.584 $ 743.140Lo Barnechea-Chilectra -$ 134.698 $ 267.867 $ 670.432 -$ 47.030 $ 40.638 -$ 16.862 $ 87.114

Villarrica-Frontel $ 136.089 $ 538.654 $ 941.219 $ 183.650 $ 231.210 $ 254.141 $ 366.362Aysen-Edelaysén -$ 75.964 $ 326.601 $ 729.166 -$ 30.756 $ 14.452 $ 42.651 $ 156.574

Yerbas Buenas-Luz Linares $ 312.810 $ 715.375 $ 1.117.940 $ 368.415 $ 424.020 $ 436.276 $ 552.164Taltal-Elecda $ 679.012 $ 1.081.577 $ 1.484.142 $ 776.964 $ 874.917 $ 787.783 $ 883.175

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 759.334 -$ 356.769 $ 45.796 -$ 726.925 -$ 694.516 -$ 677.181 -$ 595.476Cobquecura-Emelectric $ 23.918 $ 426.483 $ 829.048 $ 94.193 $ 164.468 $ 144.059 $ 256.204

Calama-Elecda $ 352.852 $ 755.417 $ 1.157.982 $ 514.372 $ 675.892 $ 485.591 $ 604.860


Maipú-Chilectra -$ 3.334.463 -$ 1.183.711 $ 790.289 -$ 2.955.820 -$ 2.577.178 -$ 2.781.344 -$ 2.292.484Coelemu-Copelec -$ 3.984.655 -$ 1.720.311 $ 253.689 -$ 3.757.829 -$ 3.531.002 -$ 3.485.288 -$ 2.998.236

Casablanca-Emelca -$ 2.622.926 -$ 596.484 $ 1.377.516 -$ 2.396.085 -$ 2.196.064 -$ 2.081.219 -$ 1.596.865Lo Barnechea-Chilectra -$ 3.464.076 -$ 1.290.681 $ 683.320 -$ 3.118.784 -$ 2.773.491 -$ 2.887.087 -$ 2.372.852

Villarrica-Frontel -$ 4.211.402 -$ 1.942.452 $ 66.557 -$ 4.039.086 -$ 3.866.770 -$ 3.746.978 -$ 3.284.411Aysen-Edelaysén -$ 3.719.433 -$ 1.501.425 $ 472.576 -$ 3.569.428 -$ 3.419.422 -$ 3.203.961 -$ 2.692.775

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 3.827.143 -$ 1.590.317 $ 383.683 -$ 3.615.483 -$ 3.403.824 -$ 3.334.869 -$ 2.851.283Taltal-Elecda -$ 141.374 $ 1.832.626 $ 3.806.626 $ 172.664 $ 486.703 $ 344.188 $ 769.033


Calama-Elecda -$ 880.861 $ 1.093.140 $ 3.067.140 -$ 352.651 $ 175.558 -$ 288.275 $ 247.052



202


Tabla 97: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual – Industrial - FV


Tabla 98: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Individual – Industrial - Biogás


9.2 Escenarios alternativos Modelo de Negocios Grupal Residencial y Grupal Industrial/Comercial

Para este caso se consideran las siguientes variables a sensibilizar: Costo de Inversión Precio de Nudo Factor de Planta

9.2.1 Escenarios Evaluación Privada Grupal Residencial

Tabla 99: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Residencial - FV


Al igual que en los casos individuales, es posible observar que la variable que más impacta a los resultados de las evaluaciones es la reducción en los costos de inversión. A continuación se presentan las tablas asociadas al modelo Grupal Comercial e Industrial.


Maipú-Chilectra -$ 1.689.711 -$ 95.733 $ 1.498.246 -$ 1.268.845 -$ 847.978 -$ 1.229.009 -$ 817.189Coelemu-Copelec -$ 2.492.488 -$ 790.734 $ 803.245 -$ 2.166.358 -$ 1.846.407 -$ 2.005.140 -$ 1.589.611

Casablanca-Emelca -$ 1.438.383 $ 155.595 $ 1.749.574 -$ 1.165.558 -$ 892.733 -$ 975.804 -$ 515.800Lo Barnechea-Chilectra -$ 1.799.031 -$ 205.053 $ 1.388.926 -$ 1.407.900 -$ 1.016.768 -$ 1.317.523 -$ 888.475

Villarrica-Frontel -$ 2.739.504 -$ 994.595 $ 599.384 -$ 2.484.079 -$ 2.228.654 -$ 2.291.548 -$ 1.849.670Aysen-Edelaysén -$ 2.328.755 -$ 655.607 $ 938.372 -$ 2.093.579 -$ 1.861.407 -$ 1.846.383 -$ 1.444.238

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 2.389.342 -$ 705.609 $ 888.370 -$ 2.085.008 -$ 1.797.256 -$ 1.915.273 -$ 1.523.728Taltal-Elecda $ 560.652 $ 2.154.631 $ 3.748.610 $ 1.000.198 $ 1.439.745 $ 999.897 $ 1.390.935

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 4.547.483 -$ 2.715.337 -$ 892.731 -$ 4.391.101 -$ 4.234.719 -$ 4.190.681 -$ 3.828.714Cobquecura-Emelectric -$ 1.811.163 -$ 217.184 $ 1.376.795 -$ 1.493.288 -$ 1.175.413 -$ 1.356.133 -$ 924.649

Calama-Elecda $ 486.339 $ 2.080.318 $ 3.674.297 $ 1.215.148 $ 1.943.957 $ 1.077.933 $ 1.612.298



Casablanca-Emelca -$ 87.259.737 -$ 27.287.258 $ 29.014.497 -$ 65.575.138 -$ 47.561.262 -$ 87.259.737 -$ 87.259.737Lo Barnechea-Chilectra -$ 147.435.694 -$ 82.721.495 -$ 20.648.354 -$ 125.826.091 -$ 104.216.489 -$ 147.435.694 -$ 147.435.694



Cabo de Hornos-Edelmag -$ 100.655.807 -$ 38.342.953 $ 17.958.802 -$ 65.471.867 -$ 36.299.026 -$ 100.655.807 -$ 100.655.807Cobquecura-Emelectric -$ 120.412.070 -$ 55.697.872 $ 1.654.078 -$ 99.128.680 -$ 77.845.290 -$ 120.412.070 -$ 120.412.070

Calama-Elecda -$ 137.053.516 -$ 72.339.318 -$ 12.080.006 -$ 116.094.580 -$ 95.135.644 -$ 137.053.516 -$ 137.053.516


Maipú-Chilectra -$ 1.056.257 $ 1.422.215 $ 3.900.687 -$ 911.700 -$ 767.143 -$ 415.539 $ 155.167Coelemu-Copelec $ 6.628.721 $ 9.107.193 $ 11.585.666 $ 6.729.625 $ 6.830.529 $ 7.860.981 $ 8.986.644

Casablanca-Emelca $ 8.497.201 $ 10.975.674 $ 13.454.146 $ 8.618.616 $ 8.740.030 $ 9.933.167 $ 11.272.555Lo Barnechea-Chilectra $ 881.713 $ 3.360.185 $ 5.838.657 $ 1.011.476 $ 1.141.238 $ 1.670.288 $ 2.370.545

Villarrica-Frontel $ 5.730.576 $ 8.209.049 $ 10.687.521 $ 5.812.313 $ 5.894.049 $ 6.954.593 $ 8.101.512Aysen-Edelaysén $ 3.863.072 $ 6.341.544 $ 8.820.017 $ 3.920.578 $ 3.978.084 $ 5.019.879 $ 6.117.958

Yerbas Buenas-Luz Linares $ 7.907.857 $ 10.386.330 $ 12.864.802 $ 8.015.813 $ 8.123.770 $ 9.238.601 $ 10.460.706Taltal-Elecda $ 10.865.272 $ 13.343.745 $ 15.822.217 $ 11.258.820 $ 11.652.367 $ 12.097.492 $ 13.167.043

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 2.880.139 -$ 401.667 $ 2.076.806 -$ 2.859.996 -$ 2.839.854 -$ 2.243.098 -$ 1.636.119Cobquecura-Emelectric $ 3.217.171 $ 5.695.643 $ 8.174.115 $ 3.340.909 $ 3.464.647 $ 4.217.678 $ 5.130.273

Calama-Elecda -$ 8.661.367 -$ 6.182.894 -$ 3.704.422 -$ 8.351.169 -$ 8.040.972 -$ 8.387.889 -$ 8.127.703



203


Tabla 100: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Comercial - FV


Tabla 101: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal Industrial - FV


Tabla 102: Resultados Escenarios Evaluación Privada Modelo Grupal – Industrial - Biogás


9.2.2 Evaluación Social Grupal Residencial

Tabla 103: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Residencial - FV




Casablanca-Emelca -$ 12.285.989 -$ 5.662.213 $ 571.540 -$ 11.941.831 -$ 11.597.673 -$ 10.698.391 -$ 9.289.119Lo Barnechea-Chilectra -$ 15.919.833 -$ 8.878.108 -$ 2.412.033 -$ 15.557.049 -$ 15.194.264 -$ 14.726.518 -$ 13.665.813

Villarrica-Frontel -$ 16.690.032 -$ 9.648.306 -$ 3.044.405 -$ 16.451.072 -$ 16.212.113 -$ 15.540.758 -$ 14.390.570Aysen-Edelaysén -$ 14.563.289 -$ 7.531.994 -$ 1.298.241 -$ 14.345.024 -$ 14.126.759 -$ 13.211.740 -$ 11.864.752

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 15.626.613 -$ 8.584.888 -$ 2.171.284 -$ 15.329.540 -$ 15.032.467 -$ 14.370.055 -$ 13.131.457Taltal-Elecda -$ 3.438.897 $ 2.794.857 $ 9.028.610 -$ 2.616.099 -$ 1.793.302 -$ 1.654.158 -$ 54.222


Calama-Elecda -$ 9.469.030 -$ 3.235.277 $ 2.998.477 -$ 8.860.637 -$ 8.252.244 -$ 8.190.932 -$ 7.038.128


Maipú-Chilectra -$ 10.795.741 -$ 5.295.137 -$ 267.916 -$ 10.076.478 -$ 9.357.215 -$ 9.704.690 -$ 8.730.251Coelemu-Copelec -$ 11.774.646 -$ 6.098.868 -$ 1.071.647 -$ 11.270.723 -$ 10.766.800 -$ 10.681.680 -$ 9.614.551

Casablanca-Emelca -$ 8.101.344 -$ 3.074.123 $ 1.953.097 -$ 7.614.322 -$ 7.127.299 -$ 6.901.467 -$ 5.701.691Lo Barnechea-Chilectra -$ 11.032.865 -$ 5.489.828 -$ 462.607 -$ 10.387.091 -$ 9.741.318 -$ 9.894.705 -$ 8.882.838

Villarrica-Frontel -$ 12.045.497 -$ 6.366.686 -$ 1.294.030 -$ 11.641.810 -$ 11.238.123 -$ 10.979.070 -$ 9.912.691Aysen-Edelaysén -$ 10.137.620 -$ 4.754.786 $ 272.435 -$ 9.864.957 -$ 9.592.294 -$ 8.931.011 -$ 7.808.655

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 11.058.565 -$ 5.510.929 -$ 483.708 -$ 10.520.056 -$ 9.981.547 -$ 9.893.482 -$ 8.745.749Taltal-Elecda $ 122.699 $ 5.149.920 $ 10.177.141 $ 1.627.307 $ 3.131.915 $ 1.804.176 $ 3.311.666


Calama-Elecda -$ 5.553.528 -$ 526.307 $ 4.500.914 -$ 4.379.907 -$ 3.206.287 -$ 4.349.568 -$ 3.263.456



Casablanca-Emelca -$ 271.000.586 -$ 136.856.093 -$ 16.202.795 -$ 242.320.950 -$ 213.641.314 -$ 271.000.586 -$ 271.000.586Lo Barnechea-Chilectra -$ 430.244.901 -$ 293.953.435 -$ 157.661.969 -$ 410.759.995 -$ 391.275.090 -$ 430.244.901 -$ 430.244.901




Calama-Elecda -$ 406.550.614 -$ 270.259.148 -$ 133.967.682 -$ 385.732.792 -$ 364.914.971 -$ 406.550.614 -$ 406.550.614


Maipú-Chilectra -$ 873.071 $ 1.139.754 $ 3.152.580 -$ 674.998 -$ 476.926 -$ 271.105 $ 266.035Coelemu-Copelec $ 2.536.453 $ 4.549.278 $ 6.562.103 $ 2.648.273 $ 2.760.094 $ 3.391.106 $ 4.188.114

Casablanca-Emelca $ 3.973.904 $ 5.986.729 $ 7.999.555 $ 4.084.442 $ 4.194.979 $ 4.959.728 $ 5.893.896Lo Barnechea-Chilectra $ 7.786 $ 2.020.612 $ 4.033.437 $ 185.588 $ 363.389 $ 695.484 $ 1.306.558

Villarrica-Frontel $ 1.966.527 $ 3.979.352 $ 5.992.177 $ 2.049.207 $ 2.131.888 $ 2.796.445 $ 3.587.441Aysen-Edelaysén $ 353.048 $ 2.365.873 $ 4.378.698 $ 419.462 $ 485.876 $ 1.101.554 $ 1.825.618

Yerbas Buenas-Luz Linares $ 3.222.072 $ 5.234.898 $ 7.247.723 $ 3.326.317 $ 3.430.562 $ 4.117.343 $ 4.953.633Taltal-Elecda $ 6.459.859 $ 8.472.684 $ 10.485.509 $ 6.682.562 $ 6.905.265 $ 7.311.739 $ 8.050.298

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 3.740.595 -$ 1.727.770 $ 285.055 -$ 3.697.684 -$ 3.654.773 -$ 3.314.938 -$ 2.891.735Cobquecura-Emelectric $ 1.175.366 $ 3.188.191 $ 5.201.016 $ 1.310.435 $ 1.445.504 $ 1.946.258 $ 2.659.746

Calama-Elecda $ 2.912.863 $ 4.925.688 $ 6.938.513 $ 3.295.646 $ 3.678.429 $ 3.677.525 $ 4.356.062



204


En esta situación sigue siendo la reducción de la inversión la que más impacta, aunque también el aumento en el precio de venta de energía afecta dejando el VAN positivo en algunos casos. De hecho, la reducción en la inversión es la única variable que permite a todos los resultados ser positivos. A continuación se presentan las tablas asociadas al modelo Grupal Comercial e Industrial.

Tabla 104: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Comercial - FV


Tabla 105: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal Industrial - FV


Tabla 106: Resultados Escenarios Evaluación Social Modelo Grupal – Industrial - Biogás



Maipú-Chilectra -$ 10.361.222 -$ 3.846.452 $ 2.075.549 -$ 9.810.236 -$ 9.259.249 -$ 8.763.669 -$ 7.334.161Coelemu-Copelec -$ 11.869.376 -$ 5.091.123 $ 830.878 -$ 11.562.092 -$ 11.254.809 -$ 10.348.866 -$ 8.868.866

Casablanca-Emelca -$ 7.447.806 -$ 1.442.028 $ 4.479.973 -$ 7.136.091 -$ 6.849.515 -$ 5.793.947 -$ 4.247.106Lo Barnechea-Chilectra -$ 10.723.394 -$ 4.145.350 $ 1.776.651 -$ 10.228.861 -$ 9.734.327 -$ 9.054.983 -$ 7.576.648

Villarrica-Frontel -$ 12.474.542 -$ 5.667.693 $ 331.439 -$ 12.234.065 -$ 11.993.588 -$ 11.024.552 -$ 9.589.168Aysen-Edelaysén -$ 11.046.068 -$ 4.411.651 $ 1.510.350 -$ 10.795.287 -$ 10.544.506 -$ 9.439.091 -$ 7.837.888

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 11.203.484 -$ 4.541.566 $ 1.380.435 -$ 10.918.098 -$ 10.632.713 -$ 9.653.892 -$ 8.141.379Taltal-Elecda $ 1.612.853 $ 7.534.854 $ 13.456.855 $ 2.078.463 $ 2.544.074 $ 3.459.631 $ 5.088.428

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 18.962.503 -$ 12.155.654 -$ 5.348.805 -$ 18.752.649 -$ 18.542.795 -$ 18.104.877 -$ 17.245.025Cobquecura-Emelectric -$ 9.739.653 -$ 3.333.475 $ 2.588.526 -$ 9.371.303 -$ 9.002.954 -$ 8.016.135 -$ 6.487.251

Calama-Elecda -$ 2.811.337 $ 3.110.664 $ 9.032.665 -$ 2.060.582 -$ 1.309.826 -$ 1.063.045 $ 518.191


Maipú-Chilectra -$ 5.385.452 -$ 603.515 $ 4.178.421 -$ 4.534.684 -$ 3.683.917 -$ 4.029.667 -$ 2.819.348Coelemu-Copelec -$ 7.508.165 -$ 2.397.540 $ 2.384.397 -$ 6.908.926 -$ 6.309.687 -$ 6.049.644 -$ 4.799.439

Casablanca-Emelca -$ 4.067.316 $ 714.620 $ 5.496.557 -$ 3.585.837 -$ 3.104.357 -$ 2.648.005 -$ 1.238.746Lo Barnechea-Chilectra -$ 5.729.628 -$ 929.724 $ 3.852.212 -$ 4.947.819 -$ 4.183.977 -$ 4.297.681 -$ 3.037.943

Villarrica-Frontel -$ 8.134.092 -$ 2.914.114 $ 1.867.822 -$ 7.692.945 -$ 7.251.797 -$ 6.779.002 -$ 5.461.562Aysen-Edelaysén -$ 6.901.257 -$ 1.896.663 $ 2.885.274 -$ 6.563.350 -$ 6.225.443 -$ 5.457.325 -$ 4.240.567

Yerbas Buenas-Luz Linares -$ 7.005.723 -$ 1.982.878 $ 2.799.059 -$ 6.443.962 -$ 5.882.201 -$ 5.574.937 -$ 4.408.349Taltal-Elecda $ 3.256.742 $ 8.038.679 $ 12.820.616 $ 4.159.096 $ 5.061.449 $ 4.662.648 $ 5.905.341

Cabo de Hornos-Edelmag -$ 14.159.725 -$ 8.663.285 -$ 3.166.846 -$ 13.974.229 -$ 13.788.734 -$ 13.215.327 -$ 12.239.907Cobquecura-Emelectric -$ 5.421.436 -$ 639.499 $ 4.142.437 -$ 4.824.684 -$ 4.227.932 -$ 4.055.047 -$ 2.759.571

Calama-Elecda $ 1.180.188 $ 5.962.125 $ 10.744.061 $ 2.715.038 $ 4.249.887 $ 2.943.043 $ 4.535.001



Casablanca-Emelca -$ 163.159.429 -$ 45.199.140 $ 67.404.369 -$ 134.951.940 -$ 111.243.711 -$ 163.159.429 -$ 163.159.429Lo Barnechea-Chilectra -$ 306.617.494 -$ 177.189.098 -$ 50.990.699 -$ 278.691.239 -$ 250.764.983 -$ 306.617.494 -$ 306.617.494

Villarrica-Frontel -$ 273.621.626 -$ 144.193.230 -$ 23.759.410 -$ 249.101.996 -$ 224.582.365 -$ 273.621.626 -$ 273.621.626Aysen-Edelaysén -$ 111.469.913 $ 1.133.597 $ 113.737.106 -$ 81.629.729 -$ 51.789.546 -$ 111.469.913 -$ 111.469.913


Cabo de Hornos-Edelmag -$ 246.931.222 -$ 117.502.826 -$ 1.731.982 -$ 201.250.179 -$ 155.569.136 -$ 246.931.222 -$ 246.931.222Cobquecura-Emelectric -$ 240.315.425 -$ 110.887.029 $ 3.727.995 -$ 212.810.736 -$ 185.306.048 -$ 240.315.425 -$ 240.315.425

Calama-Elecda -$ 280.454.316 -$ 151.025.920 -$ 29.398.387 -$ 253.368.922 -$ 226.283.528 -$ 280.454.316 -$ 280.454.316



205


10 DETERMINACIÓN DEL INSTRUMENTO DE INCENTIVO

En esta sección se determinará desde una perspectiva de la evaluación económica privada los instrumentos que se preseleccionarán para utilizarlos en el mecanismo de incentivo, lo anterior dado que en la sección 12.2.4 se determinarán los instrumentos a utilizar en el mecanismo propuesto, desde una perspectiva cualitativa y desde esta perspectiva económica, según sea el caso. Recapitulando lo revisado en el informe, respecto a las evaluaciones económicas, se han efectuado las siguientes etapas:

a) En función a la experiencia internacional y a la experiencia del equipo consultor se definieron los instrumentos a considerar. Los instrumentos elegidos en dicha etapa fueron: Depreciación acelerada, Exención de Impuestos, Feed in Tariff, Crédito Blando y Subsidio. (Ver Capitulo 3.3, Tabla 16)

b) Se definieron las tecnologías posibles a utilizar en el Mecanismo a proponer. Las

tecnologías seleccionadas fueron: Fotovoltaica, Biogás y Cogeneración Eficiente. (Ver Capitulo 4.7)

c) Se definieron los tipos de clientes a considerar, estos fueron Clientes Tipo

Residencial, Comercial e Industrial. En el caso de los clientes tipo residenciales se consideran clientes residenciales y comerciales pequeños, estos últimos siempre y cuando no cuenten con una estructura tributaria que les permita acceder a instrumentos de tipo tributarios. (Ver Capitulo 4.7)

d) Para cada tipo de clientes se definieron las tarifas reguladas a considerar. La

definición fue la siguiente: i) para el caso de los Clientes Tipo Residencial se considera la tarifa BT1, para Clientes Comerciales e Industriales las tarifas distintas a BT1. (Ver Capitulo 4.7)

e) Se definieron las tarifas a utilizar para cada tipo de Cliente, es decir, para el

Cliente Tipo Residencial se utilizará la tarifa BT1, para el Cliente Tipo Comercial y Tipo Industrial, las tarifas BT2 y AT2, según sea el caso. (Ver capítulo 7.2.3.1.2)

f) A objeto de poder tener una visión global de las comunas se seleccionaron 11 combinaciones de comunas-distribuidoras. Estas comunas-distribuidoras



206


corresponden a casos favorables, intermedios y desfavorables, para cada tipo de clientes y usando como criterio el “Ahorro del Usuario” y la Radiación de la comuna. (Ver capítulo 7.2.3.1.3.2, Tabla 56)

g) Una vez obtenidas las 11 combinaciones de comunas-distribuidora seleccionadas,

se definió como caso base la comuna-distribuidora Maipú-Chilectra, por ser un caso desfavorable, respecto al “Ahorro del Usuario”. Este caso se tomo como base puesto que se estimó que si esta comuna-distribuidora cumple ciertos parámetros se puede subentender que las otras comunas-distribuidoras también podrán cumplir dichos parámetros.

h) Posteriormente se definieron los Proyectos Tipos para cada tipo de cliente, como

así los casos Base, Medio y Máximo. (Ver sección 8.4, Tabla 72, Tabla 73 y Tabla 74).

i) Por último se efectuaron las evaluaciones económicas tanto privadas como sociales para los proyectos tipos y sus casos bases. (Ver secciones 8.5 y 8.6)

Como se señaló y dadas las etapas anteriores a continuación se preseleccionan, desde la perspectiva económica, los instrumentos más adecuados que podrían ser incorporados en un mecanismo de incentivo. En la Tabla 107 se presentan los instrumentos evaluados económicamente (aplica) según el Tipo de Cliente.

Tabla 107: Instrumentos Evaluados Económicamente según Tipo de Cliente

Tipo Cliente

Subsidio Crédito Blando

Feed In Tariff

Depreciación Acelerada

Exención Tributaria

Residencial Aplica Aplica Aplica No Aplica No Aplica

Comercial Aplica Aplica Aplica Aplica Aplica

Industrial Aplica Aplica Aplica Aplica Aplica Fuente: Elaboración Propia



207


10.1 Resultados evaluaciones económicas privadas con Instrumentos

A continuación se presentan los resultados de las evaluaciones económicas privadas para cada Tipo de Cliente de acuerdo a los instrumentos indicados en la Tabla 107.

10.1.1Evaluación Económica Privada con Instrumentos para Clientes Tipo Residencial

Para este Cliente Tipo Residencial, al igual que para los otros Tipos de Clientes, se evaluaron los casos Base, Medio y Máximo. Los resultados del caso Base del Proyecto Tipo, sin aplicar instrumento se muestran en la Tabla 108.

Tabla 108: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base -Sin Instrumento

VAN TIR PayBack

Ingresos Anuales

Maipú-Chilectra -$ 485.257 4,47% 13 $ 152.526


Casablanca-Emelca $ 1.097.437 14,89% 6 $ 313.727

Lo Barnechea-Chilectra

-$ 193.915 6,64% 10 $ 182.200

Villarrica-Frontel No Cumple

Autoconsumo No Cumple


Autoconsumo $ 266.792

Aysen-Edelaysén No Cumple




Yerbas Buenas-Luz Linares

$ 936.515 13,94% 6 $ 297.336

Taltal-Elecda $ 1.316.788 16,17% 5 $ 336.068 Cabo de Hornos-

Edelmag No Cumple




Cobquecura-Emelectric

$ 208.535 9,40% 8 $ 223.190

Calama-Elecda -$ 1.457.651 -5,49% 38 $ 53.485 Fuente: Elaboración Propia

A continuación se presentan los resultados de los instrumentos analizados para este tipo de Clientes.



208


10.1.1.1 Subsidio – Cliente Tipo Residencial

En la Tabla 109 se presentan los resultados de aplicar distintos niveles de subsidio a la inversión, como se aprecia a partir del 25% de subsidio es posible obtener un VAN privado positivo, con un Payback de 9 años. Recordemos que este resultado es para el caso base del Proyecto Tipo Residencial, es decir, Tecnología Fotovoltaica, Inversión de 3.300 US$/kW (Sin IVA), Potencia Base 1 kW, Superficie 6,5 m2, Autogeneración Mínima de un 40%, consumo promedio mensual de 200 kWh/mes y la comuna-distribuidora Maipú-Chilectra.

Tabla 109: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base - Subsidio

VAN (8%) ($) TIR PayBack (Años) Subsidio ($) % Subsidio

0% -$ 485.257 4,47% 13 $ 0 5% -$ 387.082 5,07% 12 $ 98.175 10% -$ 288.907 5,72% 11 $ 196.350 15% -$ 190.732 6,42% 11 $ 294.525 20% -$ 92.557 7,20% 10 $ 392.700 25% $ 5.618 8,05% 9 $ 490.875 30% $ 103.793 9,00% 9 $ 589.050 35% $ 201.968 10,06% 8 $ 687.225 40% $ 300.143 11,27% 7 $ 785.400 45% $ 398.318 12,66% 7 $ 883.575 50% $ 496.493 14,27% 6 $ 981.750 55% $ 594.668 16,19% 5 $ 1.079.925 60% $ 692.843 18,53% 5 $ 1.178.100 65% $ 791.018 21,46% 4 $ 1.276.275 70% $ 889.193 25,28% 3 $ 1.374.450 75% $ 987.368 30,52% 3 $ 1.472.625 80% $ 1.085.543 38,28% 2 $ 1.570.800 85% $ 1.183.718 51,11% 1 $ 1.668.975 90% $ 1.281.893 76,68% 1 $ 1.767.150 95% $ 1.380.068 153,36% 0 $ 1.865.325 100% $ 1.478.243 #¡DIV/0! 0 $ 1.963.500


En la Tabla 110 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un subsidio a la inversión del 25%.

Tabla 110: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base - Subsidio - Actores

Actor Financia ($) Financia (%) Recibe ($)



209


Estado $ 490.875 25% Usuario $ 1.472.625 75% TOTAL $ 1.963.500 Proveedor $ 1.963.500


En la Tabla 111 se presentan los resultados para las comunas seleccionadas, en el caso base del proyecto tipo con un subsidio a la inversión de un 25%.

Tabla 111: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Subsidio 25% – Comunas

Seleccionadas

VAN TIR PayBack Ingresos

Anuales

$ 5.618 8,05% 9 152.526

Maipú-Chilectra $ 5.618 8,05% 9 $ 152.526 Coelemu-Copelec $ 1.214.880 17,90% 5 $ 275.692

Casablanca-Emelca

$ 1.588.312 20,68% 4 $ 313.727


$ 296.960 10,61% 8 $ 182.200










$ 1.427.390 19,49% 4 $ 297.336


Edelmag No Cumple





$ 699.410 13,91% 6 $ 223.190

Calama-Elecda -$ 966.776 -3,18% 28 $ 53.485 Fuente: Elaboración Propia

10.1.1.2 Crédito Blando – Cliente Tipo Residencial

En la Tabla 112 se presentan los resultados de aplicar distintos niveles de créditos y plazos del crédito con una tasa del 2% de interés, como se aprecia a partir del 70% a 20 años o el 80% a 15 años se obtiene VAN privado positivo.



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Tabla 112: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Crédito Blando

Plazo Crédito (Años)

299.267 1 2 3 4 5 8 10 12 15 20

100% -$ 376.174 -$ 325.173 -$ 276.381 -$ 229.695 -$ 185.013 -$ 62.069 $ 11.488 $ 79.036 $ 170.266 $ 299.267

90% -$ 387.082 -$ 341.181 -$ 297.269 -$ 255.251 -$ 215.037 -$ 104.388 -$ 38.186 $ 22.606 $ 104.714 $ 220.815

80% -$ 397.991 -$ 357.190 -$ 318.156 -$ 280.807 -$ 245.062 -$ 146.707 -$ 87.861 -$ 33.823 $ 39.161 $ 142.362

70% -$ 408.899 -$ 373.198 -$ 339.044 -$ 306.363 -$ 275.086 -$ 189.026 -$ 137.535 -$ 90.252 -$ 26.391 $ 63.910

60% -$ 419.807 -$ 389.207 -$ 359.932 -$ 331.920 -$ 305.111 -$ 231.345 -$ 187.210 -$ 146.682 -$ 91.943 -$ 14.542

50% -$ 430.716 -$ 405.215 -$ 380.819 -$ 357.476 -$ 335.135 -$ 273.663 -$ 236.885 -$ 203.111 -$ 157.496 -$ 92.995

40% -$ 441.624 -$ 421.223 -$ 401.707 -$ 383.032 -$ 365.160 -$ 315.982 -$ 286.559 -$ 259.540 -$ 223.048 -$ 171.447

30% -$ 452.532 -$ 437.232 -$ 422.595 -$ 408.589 -$ 395.184 -$ 358.301 -$ 336.234 -$ 315.969 -$ 288.600 -$ 249.900

20% -$ 463.441 -$ 453.240 -$ 443.482 -$ 434.145 -$ 425.208 -$ 400.620 -$ 385.908 -$ 372.399 -$ 354.153 -$ 328.352

10% -$ 474.349 -$ 469.249 -$ 464.370 -$ 459.701 -$ 455.233 -$ 442.939 -$ 435.583 -$ 428.828 -$ 419.705 -$ 406.805

0% -$ 485.257 -$ 485.257 -$ 485.257 -$ 485.257 -$ 485.257 -$ 485.257 -$ 485.257 -$ 485.257 -$ 485.257 -$ 485.257


En la Tabla 113 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un crédito blando del 2%, para un préstamo de un 80% a 15 años. En este caso para obtener lo que recibe el banco hoy por concepto de intereses se consideró una tasa de retorno del banco de un 10%, es decir, el VAN al 10%.

Tabla 113: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Crédito Blando – Actores


Estado $ - 0% Usuario $ 392.700 20% Banco $ 1.570.800 80% TOTAL $ 1.963.500 Proveedor $ 1.963.500 Banco (intereses) $ 160.243


En la Tabla 114 se presentan los resultados para las comunas seleccionadas, en el caso base del proyecto tipo con un Crédito Blando al 2% de interés, con un préstamo del 80% y por un periodo de 15 años.

Tabla 114: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Crédito Blando del 2%

por un monto del préstamo del 80% y 15 años – Comunas Seleccionadas

VAN TIR PayBack

Ingresos Anuales

$ 39.161 8,91% 13 152.526




211




$ 330.504 15,77% 6 $ 182.200

Villarrica-Frontel No Cumple Autoconsumo

No Cumple Autoconsumo


$ 266.792





Yerbas Buenas-Luz Linares $ 1.460.934 44,16% 2 $ 297.336


Edelmag No Cumple





$ 732.953 25,63% 3 $ 223.190

Calama-Elecda -$ 933.232 #¡DIV/0! 40 $ 53.485 Fuente: Elaboración Propia

10.1.1.3 Feed In Tariff – Cliente Tipo Residencial

En la Tabla 115 se presentan los resultados de aplicar distintos niveles de precio para un Feed In Tariff, como se aprecia a partir de $ 50 por kWh es posible obtener un VAN privado positivo, con un Payback de 9 años.

Tabla 115: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Feed In Tarif

VAN (8%)

($) TIR PayBack (Años) Monto Total FIT ($)

Monto FIT ($/kWh)

45.451 8,31% 9 $ 530.708

5 -$ 432.187 4,88% 12 $ 53.071 10 -$ 379.116 5,28% 12 $ 106.142 15 -$ 326.045 5,68% 11 $ 159.212 20 -$ 272.974 6,07% 11 $ 212.283 25 -$ 219.903 6,46% 11 $ 265.354 30 -$ 166.832 6,84% 10 $ 318.425 35 -$ 113.762 7,21% 10 $ 371.496 40 -$ 60.691 7,58% 10 $ 424.567 45 -$ 7.620 7,95% 9 $ 477.637 50 $ 45.451 8,31% 9 $ 530.708 55 $ 98.522 8,67% 9 $ 583.779 60 $ 151.593 9,02% 9 $ 636.850 65 $ 204.663 9,37% 8 $ 689.921 70 $ 257.734 9,72% 8 $ 742.992 75 $ 310.805 10,06% 8 $ 796.062 80 $ 363.876 10,41% 8 $ 849.133



212


85 $ 416.947 10,74% 8 $ 902.204 90 $ 470.018 11,08% 7 $ 955.275 95 $ 523.088 11,41% 7 $ 1.008.346 100 $ 576.159 11,74% 7 $ 1.061.417 105 $ 629.230 12,07% 7 $ 1.114.487


En la Tabla 116 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un Feed In Tariff de $ 50 por kWh. En este caso para obtener lo que aporta el Estado hoy por concepto de FIT se consideró una tasa de retorno para el Estado igual a la utilizada en la evaluación privada, es decir, un VAN al 8%.

Tabla 116: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Feed In Tariff – Actores


Estado $ 530.708 27% Usuario $ 1.963.500 100% TOTAL $ 2.494.208 Proveedor $ 1.963.500 Usuario $ 530.708


En la Tabla 117 se presentan los resultados para las comunas seleccionadas, en el caso base del proyecto tipo con un Feed In Tariff de $ 50 por kWh.

Tabla 117: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Caso Base – Feed In Tariff de $ 50 por

kWh – Comunas Seleccionadas


Anuales

$ 45.451 8,31% 9 152.526


Casablanca-Emelca

$ 1.593.528 17,75% 5 $ 313.727


$ 338.675 10,24% 8 $ 182.200










$ 1.423.231 16,78% 5 $ 297.336



213



Edelmag No Cumple




Cobquecura-Emelectric $ 707.070 12,55% 7 $ 223.190

Calama-Elecda -$ 850.671 1,41% 17 $ 53.485 Fuente: Elaboración Propia

10.1.1.4 Resumen – Cliente Tipo Residencial – Casos Base, Medio y Máximo

En la Tabla 118 se presentan un resumen de los resultados para los casos Base, Medio y Máximo del Cliente Tipo Residencial, para los Instrumentos analizados.

Tabla 118: Resumen Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Residencial – Instrumentos

Residencial Base Medio Máximo Se Preselecciona

kWh/mes 200 721 1400 Subsidio (Igual o Mayor a un ___) 25% 30% 25% SI

Crédito Blando tasa 2% (Igual o Mayor a un ___)

Préstamo de un 70% a 20 años o un 80% a 15 años.



NO. Dada las características del

crédito, como son el % del monto del

préstamo, el plazo y la tasa de interés.

Feed In Tariff (Igual o Mayor a un ___)

$ 50 $ 55 $ 50 SI


Como se aprecia en la Tabla 118 se preseleccionaron desde una perspectiva económica y racional dado el tipo de cliente para el Cliente Tipo Residencial los instrumentos Subsidio y Feed In Tariff.

10.1.2Evaluación Económica Privada con Instrumentos para Clientes Tipo Comercial

Para este Cliente Tipo Comercial, se evaluaron los casos Base, Medio y Máximo. Los resultados del caso Base del Proyecto Tipo, sin aplicar instrumento se muestran en la Tabla 119.



214


Tabla 119: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base - Sin Instrumento

VAN TIR PayBack

Ingresos Anuales

Maipú-Chilectra -$ 5.220.044 -1,33% 23 $ 435.788

Maipú-Chilectra -$ 5.220.044 -1,33% 23 $ 435.788 Coelemu-Copelec -$ 5.455.991 -1,88% 25 $ 411.123

Casablanca-Emelca -$ 4.096.247 1,07% 17 $ 553.261


-$ 5.303.172 -1,52% 24 $ 427.098

Villarrica-Frontel -$ 5.560.007 -2,13% 25 $ 400.250 Aysen-Edelaysén -$ 4.883.980 -0,57% 21 $ 470.917 Yerbas Buenas-

Luz Linares -$ 5.204.433 -1,29% 23 $ 437.419

Taltal-Elecda -$ 1.148.620 6,25% 10 $ 911.966 Cabo de Hornos-

Edelmag No Cumple




Cobquecura-Emelectric -$ 4.851.470 -0,50% 21 $ 474.315


A continuación se presentan los resultados de los instrumentos analizados para este tipo de Clientes, considerando los resultados de las Comunas seleccionadas y el resumen de los resultados.

10.1.2.1 Subsidio – Cliente Tipo Comercial

Los resultados de aplicar distintos niveles de subsidio a la inversión indican que a partir del 60% de subsidio es posible obtener un VAN privado positivo, con un Payback de 8 años. En la Tabla 120 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un subsidio a la inversión del 60%.

Tabla 120: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base - Subsidio – Actores


Estado $ 5.580.000 60% Usuario $ 3.720.000 40% TOTAL $ 9.300.000 Proveedor $ 9.300.000



215




Tabla 121: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Subsidio 60% – Comunas

Seleccionadas

VAN TIR PayBack

Ingresos Anuales

$ 359.956 9,32% 8 435.788

Maipú-Chilectra $ 359.956 9,32% 8 $ 435.788 Coelemu-Copelec $ 124.009 8,46% 9 $ 411.123

Casablanca-Emelca

$ 1.483.753 13,18% 6 $ 553.261


$ 276.828 9,02% 8 $ 427.098

Villarrica-Frontel $ 19.993 8,07% 9 $ 400.250 Aysen-Edelaysén $ 696.020 10,51% 8 $ 470.917 Yerbas Buenas-

Luz Linares $ 375.567 9,37% 8 $ 437.419


Edelmag No Cumple





$ 728.530 10,62% 7 $ 474.315


10.1.2.2 Crédito Blando – Cliente Tipo Comercial

De acuerdo a los resultados obtenidos y considerando una tasa de un 2% de interés, un préstamo del 100% y un plazo del préstamo de 20 años, la mayoría de los casos dio negativo, por lo cual se descarta este instrumento, para este Tipo de Cliente. Esta situación también sucede con los casos Medio y Máximo.

10.1.2.3 Feed In Tariff – Cliente Tipo Comercial

De los resultados de aplicar distintos niveles de precio para un Feed In Tariff, se determina que para el caso base a partir de $ 85 por kWh es posible obtener un VAN privado positivo, con un Payback de 9 años.



216


En la Tabla 122 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un Feed In Tariff de $ 85 por kWh. En este caso para obtener lo que aporta el Estado hoy por concepto de FIT se consideró una tasa de retorno para el Estado igual a la utilizada en la evaluación privada, es decir, un VAN al 8%.

Tabla 122: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Feed In Tariff – Actores


Estado $ 6.406.921 69% Usuario $ 9.300.000 100% TOTAL $ 15.706.921 Proveedor $ 9.300.000 Usuario $ 6.406.921



Tabla 123: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Feed In Tariff de $ 85 por



Anuales

$ 236.766 8,35% 9 435.788

Maipú-Chilectra $ 236.766 8,35% 9 $ 435.788 Coelemu-Copelec -$ 417.661 7,38% 10 $ 411.123

Casablanca-Emelca $ 726.521 9,05% 8 $ 553.261


$ 193.207 8,28% 9 $ 427.098

Villarrica-Frontel -$ 725.082 6,91% 10 $ 400.250 Aysen-Edelaysén -$ 784.387 6,82% 10 $ 470.917 Yerbas Buenas-

Luz Linares -$ 260.120 7,61% 9 $ 437.419


Edelmag No Cumple




Cobquecura-Emelectric $ 163.291 8,24% 9 $ 474.315




217


10.1.2.4 Depreciación Acelerada – Cliente Tipo Comercial

De acuerdo a los resultados obtenidos, no dio ningún resultado de VAN positivo, para los casos de depreciación acelerada considerados para 1, 2, 3, 4 y 5 años, por lo cual se descarta este instrumento, para este Tipo de Cliente. Esta situación también sucede con los casos Medio y Máximo.

10.1.2.5 Exención Tributaria – Cliente Tipo Comercial

De los resultados obtenidos para el caso base y los casos Medio y Máximo se determinó que una exención tributaria del 30% permite obtener resultados de VAN positivo para los usuarios y con los supuestos utilizados con un Payback de 8 años. Cabe destacar que la metodología utilizada para obtener este resultado fue considerar que el usuario tiene un ingreso por sus negocios (no solamente producto del ingreso por la generación) los que le permiten pagar impuestos, dado esto se determinó en el modelo un ingreso tal que el VAN fuera 0 en una situación base antes de efectuar la exención, luego se efectúa la exención tributaria y se obtiene un VAN positivo, por lo que se determina que esta es una buena alternativa de instrumento para el mecanismo, en caso que el Usuario tenga mayores ingresos que le permitan utilizar esta exención. En la Tabla 124 se presenta el resultado de la evaluación para el caso base, como se aprecia el VAN se mantiene igual con un porcentaje de crédito tributario igual o mayor a 30%.

Tabla 124: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Exención Tributaria

VAN (8%) ($) TIR PayBack (Años) % Crédito Tributario 998.281 9,41% 8

5% $ 308.683 8,46% 9 10% $ 569.301 8,85% 8 15% $ 734.237 9,08% 8 20% $ 837.018 9,21% 8 25% $ 950.814 9,36% 8 30% $ 998.281 9,41% 8 35% $ 998.281 9,41% 8 40% $ 998.281 9,41% 8 45% $ 998.281 9,41% 8 50% $ 998.281 9,41% 8 55% $ 998.281 9,41% 8 60% $ 998.281 9,41% 8




218


En la Tabla 125 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y una Exención Tributaria del 30%. En este caso el Estado no tendría que financiar un monto, lo que sucedería es que el Estado dejaría de recibir el monto de la exención.

Tabla 125: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Exención Tributaria –

Actores


Estado 0% Usuario $ 9.300.000 100% TOTAL $ 9.300.000 Proveedor $ 9.300.000 Usuario $ 998.281


10.1.2.6 Resumen – Cliente Tipo Comercial – Casos Base, Medio y Máximo

En la Tabla 126 se presentan un resumen de los resultados para los casos Base, Medio y Máximo del Cliente Tipo Comercial, para los Instrumentos analizados.

Tabla 126: Resumen Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Instrumentos

Comercial Base Medio Máximo Se Preselecciona

kWh/mes 1400 23000 44000

Subsidio (Igual o Mayor a un ___)

60% 60% 60%

NO. Dado el monto del subsidio que

debería entregar el Estado.

Crédito Blando tasa 2%, 100% préstamo y 20 años

No es factible

No es factible

No es factible NO

Feed In Tariff (Igual o Mayor a un ___)

$ 85 $ 70 $ 70 NO. Dado el monto del FIT que debería entregar el Estado.

Depreciación Acelerada (1, 2, 3, 4 o 5 años)

No es factible

No es factible

No es factible

NO

Exención Tributaria 30% 30% 30% SI Fuente: Elaboración Propia

Como se aprecia en la Tabla 126 se preseleccionó desde una perspectiva económica y racional, dado el tipo de cliente, el instrumento Exención Tributaria.



219


10.1.3Evaluación Económica Privada con Instrumentos para Clientes Tipo Industrial

Para este Cliente Tipo Industrial, se evaluaron los casos Base, Medio y Máximo. Los resultados del caso Base del Proyecto Tipo, sin aplicar instrumento se muestran en la Tabla 127.

Tabla 127: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Industrial – Caso Base - Sin Instrumento

VAN TIR PayBack

Ingresos Anuales

Maipú-Chilectra -$ 3.596.898 0,33% 19 $ 415.501


Casablanca-Emelca -$ 2.701.283 2,50% 14 $ 509.475


-$ 3.675.949 0,12% 19 $ 407.237

Villarrica-Frontel -$ 4.015.678 -0,78% 21 $ 371.724 Aysen-Edelaysén -$ 3.429.809 0,75% 18 $ 432.967 Yerbas Buenas-

Luz Linares -$ 3.686.751 0,10% 19 $ 406.108

Taltal-Elecda $ 41.951 8,08% 9 $ 858.730 Cabo de Hornos-

Edelmag No Cumple




Cobquecura-Emelectric -$ 3.303.821 1,07% 17 $ 446.137


A continuación se presentan los resultados de los instrumentos analizados para este tipo de Clientes, considerando los resultados de las Comunas seleccionadas y el resumen de los resultados.

10.1.3.1 Subsidio – Cliente Tipo Industrial

Los resultados de aplicar distintos niveles de subsidio a la inversión indican que a partir del 50% de subsidio es posible obtener un VAN privado positivo, con un Payback de 9 años.



220


En la Tabla 128 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un subsidio a la inversión del 50%.

Tabla 128: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Industrial – Caso Base - Subsidio – Actores


Estado $ 3.750.000 50% Usuario $ 3.750.000 50% TOTAL $ 7.500.000 Proveedor $ 7.500.000



Tabla 129: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Subsidio 50% – Comunas

Seleccionadas

VAN TIR PayBack Ingresos Anuales

$ 153.102 8,56% 9 415.501


Casablanca-Emelca

$ 1.048.717 11,70% 7 $ 509.475

Lo Barnechea-Chilectra $ 74.051 8,27% 9 $ 407.237

Villarrica-Frontel -$ 265.678 7,00% 10 $ 371.724 Aysen-Edelaysén $ 320.191 9,17% 8 $ 432.967 Yerbas Buenas-

Luz Linares $ 63.249 8,23% 9 $ 406.108


Edelmag No Cumple





$ 446.179 9,61% 8 $ 446.137


10.1.3.2 Crédito Blando – Cliente Tipo Industrial

De acuerdo a los resultados obtenidos y considerando una tasa de un 2% de interés, un préstamo del 100% y un plazo del préstamo de 20 años, la mayoría de los casos dio



221


negativo, por lo cual se descarta este instrumento, para este Tipo de Cliente. Esta situación también sucede con los casos Medio y Máximo.

10.1.3.3 Feed In Tariff – Cliente Tipo Industrial

De los resultados de aplicar distintos niveles de precio para un Feed In Tariff, se determina que para el caso base a partir de $ 70 por kWh es posible obtener un VAN privado positivo, con un Payback de 9 años. En la Tabla 130 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y un Feed In Tariff de $ 70 por kWh. En este caso para obtener lo que aporta el Estado hoy por concepto de FIT se consideró una tasa de retorno para el Estado igual a la utilizada en la evaluación privada, es decir, un VAN al 8%.

Tabla 130: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Industrial – Caso Base – Feed In Tariff – Actores


Estado $ 4.615.719 62% Usuario $ 7.500.000 100% TOTAL $ 12.115.719 Proveedor $ 7.500.000 Usuario $ 4.615.719



Tabla 131: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Industrial – Caso Base – Feed In Tariff de $ 85 por


VAN TIR PayBack Ingresos Anuales

$ 253.171 8,46% 9 415.501


Casablanca-Emelca $ 749.902 9,34% 8 $ 509.475

Lo Barnechea-Chilectra $ 219.387 8,40% 9 $ 407.237

Villarrica-Frontel -$ 505.374 7,06% 10 $ 371.724 Aysen-Edelaysén -$ 414.094 7,23% 10 $ 432.967 Yerbas Buenas- -$ 151.907 7,72% 9 $ 406.108



222


Luz Linares Taltal-Elecda $ 4.276.230 15,11% 6 $ 858.730

Cabo de Hornos-Edelmag



No Cumple Autoconsumo $ 215.405


$ 247.654 8,45% 9 $ 446.137


10.1.3.4 Depreciación Acelerada – Cliente Tipo Industrial

De acuerdo a los resultados obtenidos, no dio ningún resultado de VAN positivo, para los casos de depreciación acelerada considerados para 1, 2, 3, 4 y 5 años, por lo cual se descarta este instrumento, para este Tipo de Cliente. Esta situación también sucede con los casos Medio y Máximo.

10.1.3.5 Exención Tributaria – Cliente Tipo Industrial

De los resultados obtenidos para el caso base y los casos Medio y Máximo se determinó que una exención tributaria del 30% permite obtener resultados de VAN positivo para los usuarios y con los supuestos utilizados se obtiene un Payback de 8 años. Cabe destacar que la metodología utilizada para obtener este resultado fue la ya señalada en el caso del Cliente Tipo Comercial. En la Tabla 132 se presenta el resultado de la evaluación para el caso base, como se aprecia el VAN se mantiene igual con un porcentaje de crédito tributario igual o mayor a 30%.

Tabla 132: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Exención Tributaria

VAN (8%) ($) TIR PayBack (Años) % Crédito Tributario 805.065 9,41% 8

5% $ 248.938 8,46% 9 10% $ 459.114 8,85% 8 15% $ 592.126 9,08% 8 20% $ 675.015 9,21% 8 25% $ 766.786 9,36% 8 30% $ 805.065 9,41% 8 35% $ 805.065 9,41% 8



223


40% $ 805.065 9,41% 8 45% $ 805.065 9,41% 8 50% $ 805.065 9,41% 8 55% $ 805.065 9,41% 8 60% $ 805.065 9,41% 8


En la Tabla 133 se presentan las transferencias económicas de los actores para este instrumento, considerando el caso base y una Exención Tributaria del 30%. En este caso el Estado no tendría que financiar un monto, lo que sucedería es que el Estado dejaría de recibir el monto de la exención.

Tabla 133: Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Comercial – Caso Base – Exención Tributaria –

Actores


Estado 0% Usuario $ 9.300.000 100% TOTAL $ 9.300.000 Proveedor $ 9.300.000 Usuario $ 998.281


10.1.3.6 Resumen – Cliente Tipo Industrial – Casos Base, Medio y Máximo

En la Tabla 134 se presentan un resumen de los resultados para los casos Base, Medio y Máximo del Cliente Tipo Industrial, para los Instrumentos analizados.

Tabla 134: Resumen Evaluación Privada – Proyecto Tipo – Industrial – Instrumentos

Industrial Base Medio Máximo Se Preselecciona

kWh/mes 1400 23000 45000

Subsidio (Igual o Mayor a un ___)

50% 50% 50%

NO. Dado el monto del subsidio que

debería entregar el Estado.

Crédito Blando tasa 2%, 100% préstamo y 20 años

No es factible

No es factible

No es factible

NO

Feed In Tariff (Igual o Mayor a un ___) $ 70 $ 50 $ 50

NO. Dado el monto del FIT que debería entregar el Estado.



224


Depreciación Acelerada (1, 2, 3, 4 o 5 años)

No es factible

No es factible

No es factible

NO

Exención Tributaria 30% 30% 30% SI Fuente: Elaboración Propia

Como se aprecia en la Tabla 134 se preseleccionó desde una perspectiva económica y racional, dado el tipo de cliente, el instrumento Exención Tributaria.

10.1.4Resumen Evaluación Económica Privada con Instrumentos Preseleccionados

En función a los resultados de los análisis efectuados, en la Tabla 135 se presentan los Instrumentos preseleccionados desde la perspectiva económica para posteriormente determinar cuál o cuáles serán los instrumentos que se utilizarán en el mecanismo.

Tabla 135: Resumen Evaluación Privada con Instrumentos Preseleccionados

Resumen (Base / Medio / Máximo) Residencial Comercial Industrial

Subsidio (Igual o Mayor a un ___) 25% / 30% / 25%

Feed In Tariff (Igual o Mayor a un ___) $ 50 / $ 55 / $ 50

Exención Tributaria 30% 30%


Cabe destacar que para la determinación de los instrumentos preseleccionados solamente se consideraron las evaluaciones de los tipos de Clientes individuales y no la de los modelos de negocios grupales o de promotores, dado que se estima que esta es una condición más conservadora, puesto que los otros modelos finalmente para efectos de este análisis de los instrumentos son complementarios.



225


11 BARRERAS TÉCNICAS Y ECONÓMICAS

A continuación se presentan las barreras técnicas y económicas existentes para el desarrollo del mercado de los proyectos que hagan uso de la Ley. Estas barreras fueron identificadas por el equipo de trabajo, en base a revisiones bibliográficas95 y análisis de la situación nacional. En los países en desarrollo, donde es usual encontrar un avance tecnológico emergente, las barreras tecnológicas son grandes. En este sentido, si se quiere dar impulso a la Generación Distribuida (GD) es necesaria una capacidad de construcción y servicios adecuada que haga posible la adopción de estas tecnologías. En cuanto a los aspectos económicos, las barreras se caracterizan por desigualdad en condiciones para competir con energías convencionales, lo cual se refleja en dificultades para el acceso a un financiamiento adecuado que permita dar viabilidad a los proyectos, y por otro lado, habría una falta de valorización de las particularidades que presentan las energías renovables, tanto desde puntos de vista técnicos, como económico, social y ambiental. Debido a lo anterior, se requiere continuar invirtiendo en esfuerzos de I+D para superar las restricciones técnicas existentes debidas a redes eléctricas poco robustas y la intermitencia de algunas fuentes de ERNC que involucran nuevos desafíos en la operación de los sistemas. Además, se plantea como un desafío la realización de evaluaciones correctas y más amplias en términos de costos y beneficios, que decanten en una eliminación de las barreras identificadas, y por lo tanto, permitan aumentar el nivel de penetración de las fuentes renovables, siempre con el consenso y apoyo de todos los actores involucrados.

95 Palma, R., L. Reyes y G. Jiménez.2012.Smart grid solutions for rural áreas.Proceedings IEEE Power and

Energy SOCIETY General Meeting.

Zoulias, M. 2010. Addressing barriers to storage technologies for increasing the penetration of intermittent

energy sources – STORIES.EACI, European Union-Sustainable Energy Week.Disponible en:

http://www.storiesproject.eu/docs/STORIES_project_overview_M.Zoulias.pdf

EACI. 2009. Stories Project, Market development and organization WP3: Barriers assessment and

recommendations to overcome them, EACI, European Union. Disponible en:

http://www.storiesproject.eu/?secid=2&pid=38&spid=20



226


11.1 Barreras asociadas a cada tecnología

En la siguiente sección se analizaran las barreras asociadas a las tecnologías que podrían hacer uso de la Ley. Independientemente, que el foco en función a lo analizado y estudiado es la tecnología Fotovoltaica, se indicarán barreras asociadas a todas las tecnologías vistas en los capítulos anteriores.

11.1.1 Energía fotovoltaica

Los sistemas fotovoltaicos conectados a red requieren de inversión en paneles, equipos de electrónica (inversores y otros) e instalación. Para el caso en estudio la mayor componente de costo está contenida en los paneles, lo que se espera disminuya de manera significativa para los años siguientes. Los equipos de electrónica, en especial el inversor, si bien en términos de costos es significativo, presentan una mayor barrera desde el punto de vista tecnológico, es decir, facilidades para gestión de inyección de potencia a la red, estandarización y comportamiento ante fallas. En la medida que los niveles de penetración de GD de baja escala vayan en aumento, es posible que algunos usuarios visualicen la necesidad/oportunidad de adquirir baterías, las que también significan un costo alto, pero facilitarían tareas de gestión de red (regulación de tensión) o desconexión intencionada de red, que en este escenario es de utilidad.

11.1.2 Energía eólica

Por su parte, la energía eólica de pequeña escala, presenta barreras asociadas a temática económica y de conocimiento/tecnológica. La primera representa los altos costos de inversión (aproximadamente 3.000-5.000 US$/kW) y que a diferencia de los paneles, no se prevé un decaimiento significativo de este costo; mientras la segunda se asocia a micro-siting (disponer de mediciones y antecedentes) que permitan definir con certeza la producción esperada de energía. Adicionalmente, los generadores eólicos de esta envergadura suelen presentar ruidos molestos, que limitan su penetración en sectores densamente poblados, dando mayor factibilidad de conexión en sectores rurales que cuenten con acceso a la red de distribución.

11.1.3 Energía mini hidráulica

La energía hidráulica presenta un amplio desarrollo y madurez tecnológica para potencias superiores a los 100 kW, sin embargo, bajo este nivel la tecnología aún se encuentra en un estado de maduración que significa una limitada cadena de servicios requeridas para



227


la operación y conexión a red, lo que hace que actualmente no sea óptimo efectuar una instalación con este tipo de tecnología. Por otro lado, esta tecnología también se ve limitada por la complejidad al momento del diseño, su localización e instalación. De hecho, la ubicación del recurso es una limitante de importancia, puesto que la gran mayoría están alejados de las redes de distribución y por lo tanto su factibilidad de conexión se ve fuertemente reducida debido a los altos costos que implica construir líneas para dicho fin. Adicionalmente, a diferencia de otras soluciones, una solución para este tipo de tecnologías implica efectuar un proyecto específico, es decir, se requiere personal calificado desde el diseño, construcción e incluso operación del sistema, dependiendo de su magnitud y por ende los potenciales costos asociados a este proyecto son altos, en conclusión actualmente no existe un “kit” que de solución puntual a este tipo de recursos de mini o micro o nano hidráulico, lo que si hoy existen son soluciones prototipos, que en el futuro podrían ser de utilidad, aunque queda pendiente el requerimiento de la línea necesaria para unir el caudal con la red.

11.1.4 Energía de la biomasa/biogás

Sobre el desarrollo de biodigestores (biogás) para obtención de electricidad, se evidencia dificultades de financiamiento, debido al alto riesgo percibido y la falta de garantías. También se hace necesario contar con personal calificado desde el diseño, construcción e incluso operación del sistema, dependiendo de su magnitud y del tipo de residuos que se deban manejar para ello, lo cual implica costos adicionales en esos aspectos que en las otras tecnologías son más bajos o bien no los tienen. Respecto a la cadena de servicios, si bien existen actualmente en Chile empresas que pueden asesorar en diseño y proporcionar digestores prefabricados, es común que estas manifiesten mayor interés por proyectos de grandes volúmenes de residuos que no estarían dentro de los 100 kW de potencia que establece la Ley.

11.1.5 Energía de cogeneración

La energía de cogeneración presenta una mayor dificultad técnica respecto a otras tecnologías en términos de diseño, instalación y operación, debido a la presencia de motores, calderas y turbinas, generando costos más altos de inversión. Por otro lado,



228


esta tecnología bajo los 10 kW presenta costos de inversión significativos que hacen poco probable su aplicación (4.500 US$/kWé).

11.2 Barreras generales para conexión a la red

De acuerdo a la investigación realizada, existen algunas barreras que afectan a cualquier tipo de tecnología, las cuales se presentan a continuación. En las barreras que se presentan hay tanto barreras técnicas como económicas y otras que se entre cruzan.

11.2.1 No consideración de ahorro producido en las líneas de distribución

El operador del sistema eléctrico y los departamentos de operación de las empresas de distribución, en la mayoría de los casos, sólo consideran el costo de generar electricidad con una tecnología distribuida (comúnmente de tipo renovable) y no los potenciales ahorros en la red que estas pueden generar. La conexión de sistemas de generación en redes de distribución alimenta a los propios consumidores finales, a diferencia de una generación centralizada, por lo tanto, no requieren de desarrollo de infraestructura significativa en transmisión y distribución, de esta manera la generación distribuida provoca el aplazamiento de inversiones en los sistemas de distribución.

11.2.2 Altos costos de financiamiento y falta de acceso a créditos

Los costos de financiamiento para proyectos menores a 100 kW son bastante significativos, pues a pesar que sus costos de operación son bajos, aquellos relacionados con la inversión inicial suelen ser muy altos. Así, los desarrolladores de este tipo de proyectos generalmente se enfrentan a profundas dificultades para obtener financiamiento con tasas de interés apropiadas que permitan obtener un nivel aceptable de rentabilidad. Por otro lado, las instituciones que financian, normalmente, no están familiarizadas con las tecnologías renovables, percibiéndolas como un riesgo (por ejemplo cuando se trata de una nueva aplicación), debido al cual sus préstamos los realizan con altos intereses. Todo lo anterior genera deficiencias en el acceso a créditos para invertir en generación a nivel de distribución, debido a una falta de garantías, mala calidad crediticia y distorsión en los mercados de capital. Por lo tanto, se incrementa la incertidumbre respecto a la inversión y limita los tipos de actores que puede participar del proceso de integración al mercado eléctrico de distribución.



229


11.2.3 Altos costos iniciales de inversión y ausencia de economías de escalas

Los costos de capital iniciales de tecnologías renovables conectadas a red, son a menudo bastante altos para una persona con sueldo promedio mensual bajo los $500.000 (CLP), por lo cual la penetración de este tipo de sistemas se verá limitada al sector medio-alto de la sociedad chilena, disminuyendo su potencial desarrollo. Dichos costos, se ven influenciados, especialmente, por la adquisición de la tecnología y en algunos casos por el diseño y operación, como se mencionó previamente. Por otro lado, bajo los 100 kW no existen economías de escalas considerables que puedan dar mayor rentabilidad a los proyectos a medida que se acercan a dicho límite, es decir que el costo de inversión en un sistema de 10 kW es casi igual que en uno de 100 kW, no significando mayores diferencias en términos de la rentabilidad de los proyectos. Adicionalmente, los altos costos iniciales de inversión hacen necesario disponer de un marco de estabilización de precios para garantizar que dicha inversión podrá recuperarse en un periodo de tiempo razonable.

11.2.4 Redes eléctricas poco robustas

Las redes eléctricas débiles limitan la penetración de unidades de generación de baja escala. Esto especialmente en redes de zonas rurales donde sus capacidades son limitadas, considerando que el diseño de redes obedece al paradigma cónico, lo que hace más completo el caso cuando se trata de conexión en cola de red. En particular esta problemática se hace manifiesta en términos de voltaje y capacidad para proyectos del tipo hidráulico, biogás y eólico, que debido a sus características técnicas y potencial de recursos suelen ser más aplicables en zonas rurales que en zonas urbanas para el caso de Chile.

11.3 Experiencias internacionales a considerar para el desarrollo en Chile

11.3.1 Altos costos de interconexión

En varios estudios sobre barreras se mencionan las dificultades para efectuar la interconexión a la red de distribución, ya sea por razones técnicas como por la tramitación que implica y la escasa información disponible (asimetrías de información) para quienes la solicitan. En el caso de Chile, los desarrolladores de proyectos renovables



230


mayores a 100 kW manifiestan esta misma deficiencia, que si bien se trata de una escala mayor a la abordada por este estudio, puede repetirse a nivel de micro generación, puesto que no ha sido regulada de forma específica desde ningún punto de vista en términos normativos y por lo tanto es de importancia tenerlo presente para efectos de la Ley N° 20.257.

11.3.2 Precios insuficientes

Otro aspecto mencionado en experiencias internacionales2 es el bajo precio al cual se paga la energía inyectada en los sistemas de distribución, lo que dificulta la rentabilidad del proyecto y por lo tanto el interés en su desarrollo.

11.3.3 Requerimientos de medidores

También se menciona una discusión respecto al tipo de medidor considerado para estos sistemas. El medidor electromecánico común es capaz de operar en ambas direcciones y la mayor parte de las empresas distribuidoras usan el medidor existente, sin embargo, algunas de ellas insisten en usar dos medidores para cumplir con el net billing o el net metering y piden que el cliente pague los costos adicionales de ello. Lo anterior se sustentaría en que la operación constante de un medidor típico en forma bidireccional podría provocar problemas en la facturación de los clientes96. Este punto es relevante si se considera que el cliente puede terminar cargando con los costos, ya no sólo del sistema en sí mismo, sino también con aquellos relacionados con un cambio de medidor, pudiendo generar un desincentivo para la conexión a la red.

11.3.4 Falta de estandarización de equipos para conexión

Debido a la variabilidad de productos en el mercado, se hace necesario contar con estándares para los equipos de conexión97 que aseguren su compatibilidad y la duración de las instalaciones, así como la seguridad de inyección. Esto permitiría reducir futuros costos para el propietario del proyecto por reemplazo de equipos con altos niveles de fallas así como por problemas con la empresa distribuidora.

96http://apps3.eere.energy.gov/greenpower/resources/pdfs/current_nm.pdf 97https://www.bchydro.com/content/dam/BCHydro/customer-portal/documents/corporate/independent-power-

producers-calls-for-power/net-metering/net-metering-evaluation-report-april2013.pdf



231


11.3.5 Saturación de las redes

La condición de saturación puede resultar durante el día (caso fotovoltaico) o durante la noche (caso eólico) o ambos (caso hidráulico), dependiendo de la forma en que se genera el consumo. La operación sucesiva de los transformadores bajo condiciones de inyección de energía en la propia red de distribución, es factible sólo si los transformadores operan en forma bi-direccional, sin embargo puede incurrir en pérdidas incrementales a lo largo de la red98.Generalmente, para solucionar esto se integran sistemas de baterías.

11.4 Redes de distribución en Chile y sus requerimientos

Antes de poder definir los requerimientos que se prevé tendrán que cumplir las redes de distribución y las unidades de generación, resulta pertinente describir los impactos que puede ocasionar la inserción de un generador distribuido (GD) tanto desde el punto de vista técnico como económico. Es por esto que se hace necesario entender sus consecuencias técnicas, de manera de alterar lo menos posible la condición original de la red, o bien para tomar decisiones asociadas a cambios/introducción de elementos o ampliaciones/refuerzos. Desde el punto de vista de la planificación y operación de redes de distribución en baja tensión, los aspectos a considerar como consecuencia de integración de GD son los siguientes99100:

• Flujo de potencia y capacidad térmica • Regulación de tensión • Contribución al nivel de cortocircuito • Coordinación de protecciones

• Flujo de potencia y capacidad térmica

El conectar un generador en las redes de distribución claramente altera los flujos de potencia. Dependiendo del tipo de generación, de la capacidad y del comportamiento de la demanda, los flujos se pueden volver bidireccionales en algunos casos, cambiando así el perfil de carga.

98http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2013/02/addressing-pv-grid-access-barriers-across-

europe 99Ackermann, T., Andersson, G., Söder, L. “Electricity Market Regulations and their Impact on Distributed

Generation”, 2000. 100Siemens Power Technologies International. Technical Assessment of Sri Lanka’s Renewable Resource Based

Electricity Generation”, 2005.



232


Todos los elementos en la red de distribución poseen una capacidad máxima de transporte, la que al verse excedida resultará en una sobrecarga sobre alguno de dichos elementos, produciendo daños permanentes en los mismos, o en su defecto, el requerimiento del refuerzo respectivo en la red.

• Regulación de tensión Es importante notar que en el caso de la distribución se rompe el clásico paradigma de las redes en transmisión, donde la reactancia de las líneas es mucho mayor que la resistencia, con lo cual la tensión es mucho más dependiente de la potencia reactiva que de la activa. Aquí la resistencia es equiparable a la reactancia e incluso la relación X/R llega a ser menor que 1, con lo cual la tensión llega a depender tanto de la potencia activa como de la reactiva. Esta temática es particularmente sensible en el caso de la GD, en que muchas de estas tecnologías inyectan, en su mayoría, potencia activa, como lo son aquellas cuya interfaz de conexión se basa en inversores. La usual correlación que se hace entre las impedancias y las potencias sobre la caída de tensión viene dada por la siguiente relación:

∆I =B ∙ % + J ∙ K

I

Donde V corresponde a la tensión en el extremo final de la línea, R y X representan la impedancia de la línea y, P y Q las potencias activa y reactiva que circulan por la misma. Con esto se puede ver que la tensión en un alimentador está determinada por su perfil de carga, teniéndose casos críticos de caída de tensión en los extremos para demanda máxima, tal como se muestra en la siguiente figura:

Figura 33: Perfil de tensión para un alimentador bajo carga máxima y mínima




233


Donde ∆VGD es el aumento de tensión permitido para el GD, y ∆V es el rango permitido

para la tensión en distribución. Cuando se conecta un GD se ve reducida la carga efectiva en el alimentador, con lo que se reducen los flujos de potencia activa y reactiva por las líneas, dependiendo del tipo de generador. Con esta reducción disminuye la caída de tensión, lo que beneficia a las cargas al final del alimentador puesto que suelen estar cerca de la cota inferior de tensión permitida. Por otro lado, el ingreso de GD, en gran proporción (alta penetración) u operación significativa en un caso de demanda baja, también puede resultar en que el flujo de potencia se invierta, lo que puede producir un aumento de tensión importante, incrementando la posibilidad de salir de los rangos establecidos en la norma.

• Contribución al nivel de cortocircuito El nivel de cortocircuito (Ncc) en un punto de una red se refiere a la magnitud de la corriente que alimentaría una falla en el lugar en cuestión. Las corrientes de cortocircuito son mucho mayores que las corrientes nominales, y pueden significar serios daños de la red, generadores y en los equipos de los consumidores. Es por esto que los equipos en la red deben estar diseñados de tal manera que puedan soportar estas condiciones por períodos cortos, mientras los sistemas de protección de la red reaccionan y los interruptores respectivos operen, aislando así la falla. Los generadores de máquina rotatoria contribuyen aumentando el Ncc de la red donde se conectan. Por esta razón insertar uno de estos generadores en un sector urbano suele tener impedimentos puesto que estas redes tienen sus equipos de conexión en las subestaciones, operando cerca de su límite de cortocircuito. Aumentar esta capacidad de los dispositivos de protección y maniobra para poder permitir la conexión de un GD es generalmente costoso.

• Coordinación de protecciones

En aquellos casos en que la penetración de la GD sea significativa, los esquemas de protección con que cuentan hoy las distribuidoras eléctricas probablemente no sean los más adecuados y se requiera cambiarlos. La instalación de sistemas de generación en baja tensión (BT) debe considerar aspectos de seguridad relevantes que no se logran cubrir con la tecnología utilizada actualmente en ese nivel de la red de distribución, por ejemplo, el elemento de protección más común de la red de baja tensión es el fusible, este elemento no posee inteligencia y eventualmente permitiría una operación bidireccional, es decir, no actuaría en forma errónea al invertir el flujo en el empalme de BT. Sin embargo, en caso de falla, la operación de este dispositivo no es la más adecuada en términos de seguridad y aporte a la corriente de corto circuito por cuanto en su diseño



234


se ha definido un umbral de corte considerando una dirección del flujo hacia el cliente. De esta forma, frente a una falla aguas arriba del GD, el fusible no operará si el nivel de corriente está por debajo de su umbral, aportando de esta forma a la corriente de cortocircuito. La Figura 34 (a) ilustra la situación para la cual se ha escogido el umbral del fusible y la Figura 34 (b) presenta el caso en que el fusible no opera, produciendo un aporte a la corriente de cortocircuito.

Figura 34: Comportamiento frente a falla. (a) Ejemplos de operación del fusible de BT, (b) Caso en que no opera el fusible de BT


Considerando el problema anterior, es necesario entonces disponer de una protección que distinga el sentido del flujo y que para ambas situaciones opere con distintos umbrales. En el caso del ejemplo, el fusible se ha diseñando para un umbral de 280 A y no operará con corrientes menores a ese valor. Para lograr una operación segura que no genere aportes a la corriente de cortocircuito es necesario utilizar un elemento inteligente, como lo son las protecciones de sobre corriente direccional. Las funcionalidades de estas protecciones son las necesarias para operar en forma segura en baja tensión. Las protecciones de sobre corriente direccional tienen la posibilidad de operar a distintos umbrales dependiendo del sentido del flujo en caso de falla. Finalmente, las protecciones deben evitar la operación en isla del o de los generadores ya que ésta pone en riesgo la seguridad de las personas que restituyen el servicio.



235


11.4.1Situación actual

La situación actual de las redes de baja tensión en Chile se puede describir como sigue:

• Topología radial: en su mayoría, la configuración de las redes de distribución obedece a una topología radial, prevaleciendo un estado de operación unidireccional.

• Estructura cónica de alimentadores: hace referencia a que el dimensionamiento de

la sección del conductor va en declive como consecuencia de la disminución de carga.

• Escasa presencia de equipos de compensación en la red: por lo general no se suele

instalar equipos de compensación (bancos de condensadores, transformadores booster, entre otros) en redes de baja tensión.

• Protecciones: el equipo de protección por defecto en redes de baja tensión es el

fusible, no se observan interruptores u otro tipo de dispositivos que cumplan con esta función.

11.4.2Requerimientos

En función de los impactos previstos y la situación actual de redes, se estima la pertinencia de considerar requerimientos futuros para una operación segura de la red. Entre los que sobresalen:

• Reemplazo y/o complemento de protecciones existentes: integración de relés bidireccionales que eviten la no correcta aislación de falla, así como funciones de protección de potencia inversa que puedan limitar el aporte de algunas tecnologías en particular.

• Dimensionamiento estándar de conductores: dada la integración de fuentes de GD,

se prevé la posibilidad de dimensionar conductores fuera del paradigma cónico.

• Integración de equipos de compensación y/o participación activa de GD en regulación de tensión: ante los posibles problemas de regulación de voltaje, se prevé la instalación de equipos de compensación pasiva (SVC) en redes.

• Implementación de sistemas de comunicación, monitoreo y control.



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La siguiente lista de normas se debe tener en cuenta para definir en detalle las características técnicas que deben presentar red y GD:

• IEC 60364-5-55: Directrices para operar en paralelo a la red de distribución. • IEC 60364-7-712: Requerimientos para la conexión de sistemas fotovoltaicos • IEC TS 62257-1: Recomendaciones para la instalación de pequeños medios de

generación en zonas rurales. • IEEE 1547 - Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric

Power Systems.En particular el estándar IEEE 1547.2 (2008) capitulo 4.2 se especifica que la interconexión de sistemas de generación se puede efectuar mediante protecciones de potencia inversa, y agrega que también es posible cumplir con el estándar definido por la IEEE con dispositivos de protección (software y hardware) integrados en los inversores de los GD instalados.

11.5 Otras Barreras

11.5.1 Comportamiento variable de las energías renovables

Existen limitaciones técnicas y dificultades para manejar las fluctuaciones en las redes eléctricas, limitando su nivel de penetración, especialmente en redes eléctricas poco robustas. La rápida reducción en la producción de energía de estos recursos, causada por la detención del viento o la nubosidad, deben ser manejadas con controles apropiados o sistemas de almacenamiento que permitan mantener una producción de energía constante. Asimismo, cuando existe alta penetración de energías renovables, se hace necesario tener sistemas de energía convencional en reserva, para poder sortear la naturaleza aleatoria de las energías renovables.

11.5.2 Sistemas de comunicación ineficientes

Para manejar adecuadamente las fluctuaciones de las energías renovables es necesario contar con sistemas de gestión dinámicos y remotos, lo cual puede efectuarse contando con sistemas de comunicación adecuado. Sin embargo, dichos sistemas de comunicación pueden ser ineficientes en algunas zonas, especialmente de tipo rural (banda ancha asimétrica de los canales de comunicación, o su estado latente en los países en desarrollo), lo que reduce las posibilidades de contar con sistemas de control online y dinámicos que puedan responder y gestionar el sistema de forma compatible con las fuentes de generación renovable.



237


11.5.3 Falta de estandarizaciones y metodologías

La deficiencia en la formulación de normativas técnicas, arquitecturas estandarizadas así como sistemas metodológicos de integración y su escaso entendimiento, también dificulta la penetración de estas tecnologías renovables.

11.5.4 Capacidades reducidas de negociación

Los pequeños proyectos tienen costos de transacción altos en varias etapas del ciclo de desarrollo. Esta particularidad provoca menos capacidad de comunicación directa con un gran número de clientes y menos capacidad de negociación en términos favorables con el resto de participantes del mercado.

11.5.5 Mercados de capital imperfectos, especialmente en la valoración de beneficios que generan las fuentes renovables

Actualmente, no hay igualdad de condiciones para las energías renovables. La ausencia de subsidios y algunas restricciones de inversión producen decisiones ineficientes para proyectos basados en energías renovables. Por otro lado, no se ha logrado internalizar las externalidades, siendo una temática significativa para el desarrollo de las energías renovables. Las energías convencionales presentan una serie de externalidades que no son incorporadas en los precios de la energía y los combustibles. Sin esta internalización de los costos ambientales y otros costos, la generación renovable se vuelve más costosa que las tecnologías convencionales. Varios de los beneficios de las energías renovables pueden considerarse “beneficios públicos”, los cuales sin embargo, no siempre motivan a las personas a pagar por los mismos. Los impactos ambientales de los combustibles fósiles resultan en costos reales para la sociedad, los que a menudo no son incluidos en las comparaciones económicas entre energías renovables y convencionales. De esta forma la energía renovable no estará en igualdad de condiciones para competir con la generación convencional hasta que se adopten nuevas políticas para internalizar los costos públicos de los combustibles fósiles. Además de los beneficios económicos, también existen beneficios sociales y ambientales derivados del uso de energías renovables como la reducción de la contaminación, atracción de ecoturismo y reducción de gases de efecto invernadero, entre otros. A continuación se enlistan una serie de beneficios:



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• Generales: � Reducción de contaminación producto de la eliminación o reducción

significativa del uso de combustibles fósiles. � Mejor calidad de vida en términos de salud para las personas cuya residencia

se encuentra cercana a los centros de generación eléctrica.

• Específicos de conexión en redes de distribución: � La generación se ubica cerca de los consumos, prácticamente en el mismo

lugar, evitando costos de transporte de energía. � Ahorro de energía y costos para los particulares que se conectan en

distribución.

11.6 Resumen de las Barreras Identificadas

A continuación se presenta un resumen de las barreras identificadas, tanto desde la perspectiva técnica como económica para el desarrollo de los proyectos que hagan uso de la Ley.

Tabla 136: Resumen de las Barreras Identificadas Tipo Energía Barrera

Específicas por tecnología

Fotovoltaica

Altos costos de inversión en paneles equipos de electrónica y baterías (cuando así se requiera)

El inversor tiene desventajas respecto a facilidades para gestión de inyección de potencia a la red, estandarización y comportamiento ante fallas

Eólica

Altos costos de inversión Conocimiento de la tecnología

Ruidos molestos Necesidad de micro-siting

Hidráulica

Bajo nivel de maduración Limitada cadena de servicios para conexión

Localización del recurso limita la conexión

Altos costos de líneas para conexión

Biomasa

Dificultad de financiamiento por altos riesgos y falta de garantías

Necesidad de contar con personal calificado

Necesidad de contar con un manejo de residuos adecuado El interés de los posibles proveedores se enfoca en proyectos mayores a 100 kW

Cogeneración Altos costos de inversión Necesidad de contar con personal calificado

No es adecuado para potencias menores a los 10 kW

Generales

No consideración de ahorro producido en las líneas de distribución

Altos costos de financiamiento y falta de acceso a créditos Altos costos iniciales de inversión y ausencia de economías de escala para instalaciones menores a 100 kW



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Redes eléctricas poco robustas

Experiencia internacional

Altos costos de interconexión Precios insuficientes

Requerimientos de medidores Falta de estandarización de equipos de conexión

Saturación de las redes Fuente: Propia



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12 PROPUESTA DE MERCADO OBJETIVO DE UN INSTRUMENTO DE INCENTIVO

12.1 Introducción

Hace ya algunos años que Chile decidió comenzar a promover el desarrollo de las ERNC. Entre los principales objetivos de política buscados con la incorporación de las ERNC en la matriz eléctrica se incluyen:

• El aumento de la oferta energética. • La seguridad energética. • El cumplimiento de objetivos ambientales y de equidad.

Con este fin el gobierno ha comenzado a implementar diversas acciones para desarrollar el mercado de las ERNC y cogeneración eficiente, destacando entre ellas cambios regulatorios como las leyes Corta I y III, la introducción de instrumentos de incentivo como:

• Subsidios a la pre-inversión. • Créditos blandos. • Instrumentos de garantía, entre otros.

Asimismo, se destacan cambios institucionales clave como la conformación del Ministerio de Energía y del CER (Centro de Energía Renovable), y la generación de información con respecto a aspectos administrativos y técnicos a las ERNC, entre los más importantes. Si bien estos cambios son muy recientes y no es posible aislar el favorable efecto sobre el desarrollo sectorial dado por el cambio tecnológico en las ERNC y el alto precio de los combustibles fósiles de los últimos años, sí es claro que el actual ambiente nacional en torno a las ERNC en Chile ha sido recibido positivamente por el sector privado. Actualmente se habrían duplicado los MW instalados en ERNC en la matriz eléctrica nacional con respecto al año 2005 alcanzando hacia fines de 2012 cerca del 4% de la capacidad instalada y con un número importante de proyectos en el portafolio de Proyectos de Energías Renovables de CORFO. Existe consenso en que estas acciones constituyen un avance importante para la promoción de las ERNC en el país.



241


Los cambios regulatorios, a través de asegurar conexión a la red, eximir de pago de peajes y, crucialmente, de la creación de una demanda forzada, han permitido la incorporación de las ERNC en la matriz eléctrica chilena. Los instrumentos de incentivo tributario, a su vez, han facilitado el financiamiento a la pre-inversión de proyectos de ERNC, así como acceso al financiamiento de los proyectos mismos, a través de los créditos blandos y los instrumentos de garantía, en un contexto donde la banca nacional simplemente no estaba financiando proyectos ERNC. El problema de financiamiento se torna especialmente determinante para aquellos proyectos vinculados a pequeños actores, ya que carecen de las garantías y/o respaldos necesarios para hacer efectivo el cobro en caso de no cumplimiento. Luego, los instrumentos financieros introducidos por el gobierno apuntan efectivamente a mejorar esta situación. Por otro lado, existe la inquietud que éstos esfuerzos hoy están orientados básicamente a tecnologías ya maduras y son probablemente insuficientes para lograr que muchos proyectos, especialmente aquellos en base a tecnologías con mayores niveles de inversión, bajos costos de operación y variabilidad en la generación (como son los proyectos eólicos y solares) logren la estabilidad de precios de largo plazo que necesitan para materializar contratos y conseguir financiamiento en base a sus flujos de caja. De hecho, la forma en que el marco actual remunera a los proyectos ERNC (ausencia de precios de largo plazo estables, con un alto riesgo de tener que salir a realizar compras y ventas en el mercado spot para dar cumplimiento a sus contratos) se refleja en que una parte importante de los proyectos eólicos en el país no logran apalancar los recursos necesarios en el sistema financiero sobre la base de los flujos de caja provenientes de la venta de energía al mercado spot. Todo lo anterior refuerza la importancia de complementar los esfuerzos ya hechos con instrumentos de apoyo adicionales con el fin de promover un desarrollo significativo del sector en el largo plazo. Así, se identifican tres frentes clave que requieren mayor atención para seguir desarrollando el sector ERNC y Cogeneración Eficiente en Chile.

• Avances en la incorporación de externalidades ambientales en los costos y precios que enfrenta el sector, ya que el actual escenario de captura parcial de externalidades actúan como un freno al desarrollo de las ERNC.



242


• Avances en la disponibilidad de instrumentos de financiamiento para proyectos ERNC, ya que la falta de financiamiento se identifica como uno de los grandes cuellos de botella para el desarrollo de las ERNC en Chile.

• Avances en el fortalecimiento de capacidades locales, tema aun escasamente

abordado en el contexto chileno, y que requiere ser atendido en forma integral en todos sus ámbitos - recursos humanos técnicos, financieros y de formuladores de política.

12.2 Consideraciones de diseño de Instrumentos de Incentivo

A continuación se provee una serie de consideraciones a tener en cuenta en el diseño de los instrumentos de incentivos, con el fin de promover un desarrollo de las ERNC más significativo en Chile, en el ámbito de la aplicación de la Ley. Se realiza una introducción de los distintos mecanismos que serán considerados para el diseño del instrumento de Incentivo.

12.2.1 Incorporación de externalidades

La incorporación de generación renovable distribuida en la red genera innegables beneficios para la sociedad. Es importante que se pueda desarrollar una metodología para la determinación cuantitativa de estos beneficios para permitir su internalización, es decir, retribuir económicamente a aquellos que producen beneficios a la sociedad. Los beneficios más evidentes que se identifican con la generación distribuida a través de ERNC son:

• Reducción de las necesidades de generación utilizando combustibles fósiles, lo cual genera los siguientes ahorros: � Reducción de las emisiones de efecto invernadero. � Mejora en la balanza comercial dada la reducción en la importación de

combustibles fósiles. � Mayor independencia energética del país, lo cual es una ventaja estratégica. � Mejor uso de la infraestructura energética (si se implementan las señales

horarios adecuados).

Mediante el desarrollo de este instrumento se podrá medir la magnitud del apoyo económico necesario para fomentar las ERNC en Chile. Dado que es necesario asegurar que los beneficios de la incorporación de las ERNC superen los costos de su implantación, es imprescindible desarrollar las metodologías y los instrumentos para su medición de la



243


manera más precisa y objetiva posible. A continuación se proponen los instrumentos que permitirán destinar los fondos al incentivo, tomando en consideración las externalidades identificadas. En este sentido, es necesario implementar avances en transparentar los costos y beneficios integrales de los distintos tipos de energía en Chile de forma de ir incluyéndolos plenamente en los cálculos de costos y precios enfrentados por el sector. Luego, se debe hacer la identificación de instrumentos de política adecuados al contexto chileno para internalizar las externalidades. Asimismo se destaca que dado el incipiente desarrollo de estas tecnologías, es probable que los mayores beneficios derivados de su uso generalizado aun no sean evidentes, con lo cual el mecanismo que se desarrolle debe prever la incorporación de futuras externalidades. Se indica además que, cuando se propongan mecanismos de incentivo, también se propondrá una administración centralizada de los fondos destinados a estos incentivos que permita la permanente evaluación de los beneficios obtenidos para asegurar que son superiores a los costos agregados de todos los programas de incentivos. En caso de que los costos superen a los beneficios sociales obtenidos, estos deberán limitarse para asegurar el uso eficiente de los recursos del estado que son escasos.

12.2.2 Fortalecimiento de las capacidades locales

Se recomienda seguir fomentando el diseño e implementación de políticas complementarias para promover el desarrollo sector en términos de educación, certificación y seguimiento. Asimismo, se sugiere abrir espacios de discusión informada sobre las bondades y costos de nuevos instrumentos de apoyo, identificando temas críticos para su implementación en Chile. Existen múltiples instrumentos que deberán ser desarrollados para fortalecer el conocimiento local en relación a las ERNC ya que su desarrollo requerirá de consumidores informados que tomen la decisión de instalación, profesionales capacitados que puedan ofrecer servicios relacionados, emprendedores que puedan identificar productos que permitan el uso generalizado de las ERNC y técnicos especializados que puedan realizar las instalaciones.



244


El uso generalizado de las ERNC y la rápida diseminación que se ha observado en los países que están a la vanguardia, demuestran que las ERNC crearán miles de empleos en los más variados ramos de la industria. A los fines de acelerar este proceso es una práctica favorable que desde el gobierno se ofrezcan incentivos a la creación de carreras universitarias, cursos de capacitación técnica y eventos de divulgación relacionados a las ERNC. El éxito en el desarrollo de las ERNC depende de la incorporación de capital humano de alto nivel, capaz de participar en redes de investigación internacionales con centros de excelencia; profesionales capaces de innovar y adaptar tecnologías a la realidad local; profesionales y técnicos capaces de instalar, operar y mantener la tecnología; y de profesionales capaces de desarrollar los sistemas de medición y certificación adecuados a lo largo de toda la cadena de valor. En conjunto con el CER, se recomienda el desarrollo de programas de capacitación y asistencia técnica sobre la regulación y tramitación a los proyectos ERNC en temas tales como:

• Realización de estudios que identifiquen y evalúen ventajas y desventajas de nuevos instrumentos de política para promover el desarrollo de las ERNC que podrían ser implementados en el contexto chileno.

• En colaboración con las autoridades y corporaciones nacionales relevantes (CNE, CORFO), financiamiento de oportunidades de intercambio y foros de discusión informados entre los actores nacionales relevantes sobre posibles instrumentos y marcos para promover el sector de ERNC en Chile.

• Desarrollo de estudios sobre las ventajas y desventajas de distintos instrumentos de política para avanzar en la captura de externalidades en el contexto chileno.

• Financiamiento para la capacitación de recursos humanos en el exterior en torno a las ERNC (por ejemplo, financiamiento de becas en el extranjero).

• Promover el desarrollo de un “roadmap” para las ERNC en Chile, que guíe y oriente decisiones, coordinando metas, políticas, instrumentos, actores y recursos. Los insumos detallados en los puntos anteriores podrían servir como insumos críticos para la elaboración de dicho roadmap.

12.2.3 Certificados y/o bonos por reducción de emisiones contaminantes.

Un efecto que puede aprovecharse de la reducción en la emisión de gases de efecto invernadero, es su capitalización mediante la emisión de bonos de carbono. Se recomienda que los certificados o bonos por reducción de emisiones (secuestro de



245


carbono) canjeables según el llamado "Acuerdo de Kyoto", que puedan derivarse de los proyectos de energía renovables, sean entregados a un precio a determinar a un Organismo que los pueda gestionar y comercializar en el Sistema, con el objeto de obtener un beneficio adicional directo por el uso de estas tecnologías. Dichos certificados serán emitidos por el órgano competente que evalúe las emisiones reducidas por cada proyecto, según los protocolos oficiales de los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) establecidos o por establecerse por la Secretaría de Medio Ambiente con las demás instituciones pertinentes. Se puede aprovechar iniciativas como la Entidad Promotora del Mercado del Carbono Chile-CO2, organismo patrocinado por la

Fundación para la Transferencia Tecnológica de la Universidad de Chile y la Fundación Chile.

12.2.4Instrumentos Específicos

A continuación se presentan, luego de los análisis realizados, los instrumentos específicos que serán evaluados para su aplicación a los segmentos de mercado objetivo identificados, en la determinación del mecanismo de incentivo que se propondrán y se evaluará en los capítulos siguientes.

12.2.4.1 Desarrollar Opciones de Financiamiento

La inversión requerida para implementar las ERNC presenta las siguientes características:

• Es relativamente elevada en relación al ingreso (del hogar/comercio/industria). • Su periodo de recuperación es extenso (se demora varios años en recuperar la

inversión). • Los beneficios (ahorros) no son triviales de estimar dado el conocimiento técnico

que requiere. • Los precios futuros de la energía presentan incertidumbre lo cual genera riesgo en

la inversión. • Las familias (clientes residenciales) tienen prioridades mayores para destinar sus

ahorros: vivienda, automóvil, educación. • Los comercios e industrias tienen prioridades mayores para destinar sus fondos:

maquinas, herramientas y otras inversiones asociadas a su actividad.

Estas características indican que aun cuando la inversión sea económicamente conveniente a largo plazo, es muy probable que los potenciales destinatarios de la Ley, no puedan aprovechar sus ventajas debido a la imposibilidad en afrontar la inversión requerida sin el acceso a fuentes de financiamiento.



246


Por otra parte, las entidades bancarias no cuentan en esta etapa embrionaria de las ERNC con las garantías necesarias para otorgar créditos a largo plazo que permitan afrontar estas inversiones. Por ello es recomendable implementar instrumentos financieros de manera transitoria para los primeros años de desarrollo de las ERNC, que permitan acceder a créditos de largo plazo que se paguen idealmente con los ahorros obtenidos por el aprovechamiento de los equipamientos. Dada la tecnología de medición inteligente del consumo eléctrico (AMI) se puede asociar, y resulta recomendable hacerlo, la implementación de corte remoto de suministro eléctrico de red, ante la falta de pago del dispositivo. Se recomienda además que la distribuidora sea el agente de recaudación de los pagos. Estos mecanismos de garantía de pago permitirán viabilizar los préstamos financieros dada la más sólida garantía de recaudación.

12.2.4.2 Beneficios Tributarios

12.2.4.2.1 Exención de Impuestos a la Importación de Equipos

Otro de los instrumentos que puede considerarse al momento de definir el incentivo adecuado es proponerla exención de todo tipo de impuestos de importación a los equipos, maquinarias y accesorios importados por las empresas o personas individuales, necesarios para la producción de energía de fuentes renovables de acuerdo con el reglamento de la presente ley apliquen a los incentivos que ésta crea. Como es sabido, Chile ya cuenta con innumerables tratados de libre comercio que fijan arancel 0% para todas las importaciones y adicionalmente se sigue avanzando hacia la firma de nuevos tratados. Dentro de esos países están China y EE.UU y otros fuertes proveedores de tecnología. Es importante asegurar que estos países, entre los cuales se reconocen además Japón, Alemania, Corea del Sur y Noruega, entre otros, se encuentren dentro de los tratados mencionados, de manera de no afectar la competitividad de los mismos por esta vía. Para los proyectos basados en fuentes renovables, que cumplan con la Ley, los equipos y materiales dentro de este capítulo deberían quedar también exentos del pago del Impuesto de Transferencia a los Bienes Industrializados y Servicios, y de todos los impuestos a la venta final. Inclusive con el objeto de que se determine exactamente cuáles son los elementos que deben ser incluidos en esta exención, el Organismo pertinente deberá recomendar al



247


Ministerio la ampliación de la lista de equipos, partes y sistemas que por su utilidad y por el uso de fuentes renovables de energía sean susceptibles de beneficiarse en el futuro del régimen de exenciones consignado en este Capítulo. La lista de equipos, partes y sistemas a recibir este tratamiento es la siguiente:

• Paneles fotovoltaicos y celdas solares individuales para ensamblar los paneles en el país.

• Acumuladores estacionarios de larga duración. • Inversores y/o convertidores indispensables para el funcionamiento de los

sistemas de energías renovables. • Las pilas de combustible y los equipos y aparatos destinados a la generación de

hidrógeno. • Equipos generadores de hidrógeno y sus purificadores, rectificadores y medidores

para producción partiendo del agua, alcohol o biomasa. • Inversores sincrónicos para poder despachar a la red la energía sobrante en la

medición neta. • Turbinas hidráulicas y sus reguladores. Turbinas o motores de viento o

generadores eólicos. • Calentadores solares de agua o de producción de vapor que pueden ser de caucho,

plástico o metálicos y adoptar cualquier tecnología, o sea: placa plana, tubos al vacío o de espejos parabólicos o cualquier combinación de éstos.

• Partes y componentes necesarios para ensamblar en el país los colectores solares para calentar agua.

• Equipos generadores de gas pobre, gas de aire o gas de agua, digestores y equipos depuradores para la producción de biogás a partir de los desechos biomásicos agrícolas, generadores de acetileno y generadores similares de gases por vía húmeda incluso con sus depuradores.

• Equipos para la producción de alcohol combustible, biodiesel y de combustibles sintéticos a partir de productos y desechos agrícolas o industriales.

• Equipamiento para Cogeneración.

12.2.4.2.2 Incentivo tributario a Autoproductores

En función de la tecnología de producción de energías renovables asociada a cada proyecto, se puede otorgar un préstamo total o parcial por el costo de la inversión en equipos, como crédito único al impuesto sobre la renta, para los casos en los que el mismo sea aplicable y siempre que hayan sido previamente aprobados por los organismos competentes.



248


Dicho crédito tributario puede ser descontado en los tres (3) años siguientes del impuesto sobre la renta anual a ser pagado por el beneficiario del mismo en proporción del 33,33%. Esta propuesta, considerando el tipo de modelo al que se determine aplicar, se analizará y determinará su factibilidad en la etapa de determinación del mecanismo propiamente tal, la que se efectuará en los capítulos siguientes. Como condición, el Servicio de Impuestos Internos, requerirá una certificación del Organismo pertinente respecto a la autenticidad de dicha solicitud y, además, debería ser quien regule el procedimiento de obtención de este incentivo tributario.

12.2.4.3 Implementación de Subsidios a los equipos

Los consumidores residenciales y/o consorcios de edificios que no puedan aprovechar exenciones tributarias, créditos blandos o beneficios tributarios pueden ser incentivados mediante subsidios focalizados sobre los equipos y sus costos de instalación. Se recomienda este instrumento para aquellos grupos de consumidores donde no puedan implementarse otros mecanismos financieros autosustentables. Este subsidio se propone para reducir en forma parcial, e incluso total, la inversión inicial pero respetando un límite máximo, el que estará en función del tipo de proyecto y la energía de autoconsumo comprometida en un periodo (anual) a entregar, como se expone en el análisis de definición de mercado objetivo detallado en los puntos siguientes del presente informe.

12.2.4.4 Resumen consideraciones de diseño del Instrumento de Incentivo

A continuación se presenta un resumen de las consideraciones necesarias en el diseño de un instrumento de incentivo en análisis.



249


Tabla 137: Resumen Propuesta Mercado Objetivo del Instrumento

Instrumento Características Mercado Objetivo Modelo de Negocio Aplicable Ventajas / Desventajas

Desarrollar Opciones de Financiamiento

Instrumento financiero

por los primeros años

de desarrollo de la

ERNC al nivel de los

Usuarios ERNC, el que

permita acceder a

créditos de largo plazo

y que se pague dentro

de lo posible con los

ahorros obtenidos con

el Equipamiento de

Generación.

Todos los usuarios

finales sujetos a

fijación de precios, de

acuerdo a lo

establecido en la Ley.

Desde la Perspectiva

de tipo de Cliente son

Residenciales,

Comerciales o

Industriales.

Desde la perspectiva

de las tarifas son para

todas las tarifas

reguladas.

Modelo Individual

Modelo Grupal


Modelo Promotor

Ventajas

• Puede sostener proyectos

que no pueden ser

implementados de otra

manera.

Desventajas

• Las entidades bancarias

actualmente no otorgan

créditos para este tipo de

proyectos ERNC.

Beneficios Tributarios

Exención de impuesto

a las importaciones de

equipos. Dado que

Chile tiene

innumerables Tratados

de Libre Comercio, con

eliminación del

impuesto aduanero, es

importante asegurar

que todos los

proveedores de estos

equipos se encuentren

en las mismas

condiciones, para que

puedan competir sin

esta interferencia

impositiva.

Lo anterior con el

objeto de fomentar la

competencia y que en

el corto plazo se

masifique este tipo de

Sistemas.

Todo el mercado

objetivo debe

favorecerse de

políticas de promoción

de importación de

este tipo de

productos.

Modelo Individual

Modelo Grupal


Modelo Promotor

Ventajas

• Es un instrumento que

actualmente se utiliza en

Chile, por lo cual sólo se

debe verificar que en todos

los casos aplique.

• Es de aplicación directa y es

una condición de base para

la presencia de la tecnología

en Chile.

Desventajas

• No todos los equipos

importables se encontrarán

en la definición y

características de los

equipos susceptibles a este

instrumento, por lo que el

Proveedor deberá optar por

los equipos sujetos a la

exención o proponer nuevos

equipos, de acuerdo al

mecanismo que se defina

para estos efectos. Dado

esto podría limitarse el

número de proveedores en

el mercado.

Beneficios Tributarios

Incentivo Tributario a

los autoproductores.

La característica

principal es entregar

un crédito único al

impuesto sobre la

renta a los clientes

pasibles de éste, que

cambien o amplíen

Todos los usuarios

finales sujetos a

fijación de precios, de

acuerdo a lo

establecido en la Ley.


de tipo de Cliente son

Residenciales,

Modelo Individual


Ventajas

• Es un mecanismo que

actualmente se utiliza en

Chile, por lo cual sería fácil

de replicar.

• Es un mecanismo fácil de

explicar a los potenciales

usuarios ya que posee

similitud a los créditos



250


para sistemas

asociados a lo indicado

en la Ley para la

provisión de su

consumo energético

privado.

Este crédito tributario

será descontado en un

plazo determinado.

Comerciales o

Industriales.



todas las tarifas

reguladas.

hipotecarios.

Desventajas

• No todos los potenciales

usuarios podrán hacer uso

de este mecanismo, ya que

no todos pagan impuesto a

la renta.

• Se deberá fijar un marco

regulatorio, para que así no

existan usuarios que puedan

viciar el uso de este

mecanismo.

Implementación de Subsidios a los Equipos

La característica

principal es entregar

un subsidio fijo en

función al tipo de

proyecto que se

presenta y a la

cantidad de energía

que se entregará al

usuario para

autoconsumo en un

periodo de tiempo

(por ejemplo, un año).

Usuarios identificados

en la Ley, que no

tengan capacidad de

este tipo de Sistemas y

que acrediten dicha

situación.


de tipo de Cliente

principalmente son

Residenciales o

Comerciales

pequeños.



los que tengan tarifa

BT1, principalmente.

Modelo Individual


Modelo Promotor

Ventajas

• Amplía la posibilidad de

incrementar la cantidad de

usuarios que hagan uso de la

Ley.

• Es un instrumento de rápida

utilización.

Desventajas

• Definición de subsidio por

tipo de tecnología. Por las

diferencias en los costos de

inversión entre las

tecnologías que se utilizará

para la implementación de

este tipo de proyectos ENRC,

se deberá definir los rangos

de subsidios a entregar

según el tipo de tecnología

que el usuario desee

instalar.

• Enfoque de usuarios que

reciben el subsidio, ya que

no todos ellos se

encontrarán en el grupo a

quienes se les otorgue el

mecanismo.

Fuente: Propia

Dada todas estas características y consideraciones a continuación se describen los mecanismos escogidos para cada mercado objetivo.

12.2.5 Clientes Residenciales

Para el caso de los residenciales, como fue indicado, no pueden aplicarse, en forma extensiva a todos, incentivos económicos del tipo de reducción de impuestos dado que una pequeña porción de los clientes residenciales podrían enmarcarse en una categoría tributaria que resulte suficiente para financiar el incentivo. Por ese motivo se descarta el análisis de esta posibilidad. El presente informe consideró el análisis de las siguientes posibilidades,



251


• Subsidio parcial del costo de inversión e instalación de equipamiento para generación domiciliaria.

• Créditos a tasa parcialmente subsidiada por el Estado para afrontar en forma parcial el costo de inversión e instalación de equipamiento para generación domiciliaria.

• Tarifas del tipo Feed in Tariff (FIT) que mejoran los flujos de ingresos de los clientes que hayan incorporado equipamiento para generación domiciliaria.

Siempre se trata de valores de incentivo igual y único para todo Chile, calculados sobre valores medios ponderados finales. Dentro de las categorías de clientes residenciales, se analizaron todos sus subgrupos, identificando porciones de mercado que resultan ser objetivo del esquema de incentivos. Si bien el análisis pormenorizado ha sido realizado para cada subgrupo dentro de esta categoría, siguiendo lo descrito en las características deseables de un esquema de incentivos es que se decide la aplicación de un valor único de incentivo, para que el mismo sea más simple de comunicar y adoptar por los usuarios, resulte de fácil aplicación, expeditivo y que sea extensivo a todos los usuarios de la categoría. Para el caso de los clientes residenciales se realizó un análisis del consumo promedio y se manejaron las distintas alternativas de incentivo disponibles. Como fue expuesto, se decidió finalmente trabajar con el otorgamiento de un Subsidio sobre la compra e instalación del kit fotovoltaico. Respecto a los mecanismos de garantía, es importante asegurar que se le dará el uso debido a los equipos, al menos en el período analizado para determinar el incentivo, por lo que se debe reglamentar las Garantías de uso del Kit solar necesarias. Las mismas deben asegurar además, que el usuario no revenda el KIT una vez otorgado el incentivo.

12.2.6 Clientes Comerciales e Industriales

Para el caso de los clientes de las categorías comercial e industrial que tengan interés en participar del programa de generación distribuida a pequeña escala, hasta el máximo establecido en el reglamento de 100 kW, se puede definir un mecanismo diferente, dado que se dispone de un mayor número de opciones aplicables para estas categorías de clientes.



252


En este capítulo fueron presentados distintos mecanismos de incentivos, los cuales son aplicados en distintos países. Entre ellos podemos destacar los beneficios tributarios, el otorgamiento de créditos especiales de fomento y las tarifas del tipo Feed In Tariff. En todos los casos, la disponibilización de recursos se efectúa en forma diferida, lo que permite un mayor alcance del incentivo con una menor porción de recursos. En el caso de estas categorías se disponen más elementos que permiten plantear incentivos que sean más autosustentables. Además, los interesados en estas categorías poseen una actividad económica por lo que puede descartarse la opción de ofrecerles un subsidio y aprovechar otras opciones que sí disponen, como por ejemplo una exención tributaria. En definitiva se plantean, detallan y analizan las siguientes posibilidades de mecanismos de incentivo:

• Exención tributaria, una parte del costo de inversión e instalación de equipamiento para generación domiciliaria es recuperado en un periodo definido de acuerdo a las características del usuario y los impuestos que debe cancelar.

• Créditos a tasa parcialmente subsidiada por el Estado para afrontar en forma parcial el costo de inversión e instalación de equipamiento para generación domiciliaria.

• Tarifas del tipo Feed in Tariff (FIT) que mejoran los flujos de ingresos de los clientes que hayan incorporado equipamiento para generación domiciliaria.

Siempre se trata de valores de incentivo igual y único para todo Chile, calculados sobre valores medios ponderados finales. Además, como condición necesaria para recibir el beneficio, el Cliente deberá acreditar el correcto funcionamiento de los equipos instalados mediante la comprobación de la energía generada por los mismos, realizado por la empresa distribuidora de electricidad de la cual es Cliente, en caso de corresponder, o por organismo independiente habilitado. De la misma forma que con los consumos residenciales, para los comerciales también es importante asegurar que se le dará el uso debido a los equipos, al menos en el período analizado para determinar el incentivo, por lo que se debe reglamentar las Garantías de uso del Kit solar necesarias. Las mismas deben asegurar además, que el usuario no revenda el KIT una vez otorgado el subsidio. No obstante en este caso de clientes comerciales e industriales el riesgo es más acotado, dado que se dispone como canal de garantía el propio sistema tributario y financiero.



253


Del mismo modo, en todos los casos, previo a la aprobación de un consumidor para que sea acreedor del incentivo y autorizado a la instalación del KIT fotovoltaico, la distribuidora correspondiente deberá efectuar la evaluación técnica de oficio, según lo establece el Reglamento. Las Distribuidoras podrán tercerizar esta operación en Instaladores autorizados y ellos ser los que presentan las “instalaciones” para que se conecten al Sistema de la Distribuidoras, con el respectivo Anexo SEC que los instaladores presentan en la SEC. Dado todo lo anterior visto respecto a las alternativas de instrumentos a considerar para cada tipo de clientes y el resumen de las evaluaciones económicas privadas con Instrumentos preseleccionados, señalados en la sección 10.1.4 y que la Ley ya definió como se debe valorizar la inyección, se determina que los Instrumentos más adecuados tanto desde la perspectiva económica como cualitativa para estos proyectos son los presentados en la Tabla 138.

Tabla 138: Resumen Instrumentos Seleccionados

Resumen (Base / Medio / Máximo) Residencial Comercial Industrial

Subsidio (Igual o Mayor a un ___) 25% / 30% / 25%

Exención Tributaria 30% 30%


12.3 Metodología de identificación de los segmentos de mercado objetivo del instrumento de Incentivo

Del mercado total potencial con posibilidades de instalación de equipos de ERNC para generación distribuida, dado lo extenso que resulta, se define como mercado objetivo al subconjunto al cual la instalación y uso de tecnologías de generación distribuida de ERNC le resulte conveniente desde el punto de vista económico. En tal sentido, se diferencian dos tipos de segmentos de consumidores que cumplirían la condición de objetivo del instrumento de incentivo:

• Aquellos clientes a los que, en la evaluación particular de costo beneficio de la instalación de esta tecnología, ya les resulte conveniente en forma directa. Estos clientes no precisarían de incentivos adicionales, los mismos, en todo caso, sólo acelerarían un proceso de adaptación de la tecnología que igualmente se daría de forma natural.



254


• Aquellos clientes a los cuales, mediante la aplicación de alguno de los

instrumentos de incentivo objeto del presente estudio, les pase a resultar económicamente favorable la incorporación de un panel fotovoltaico en su domicilio. Este incentivo ofrecido a este grupo de clientes debe tener un límite, establecido por el cálculo integrado del beneficio particular y social de la incorporación de la tecnología, contribuyendo entre ambos a que ésta resulte económicamente conveniente.

Por otra parte, aquellos clientes para los cuales el beneficio particular sumado al beneficio social del cambio de tecnología resulten inferiores a cero serán descartados por el momento, ya que configuran proyectos económicamente inviables y no vale la pena destinar recursos en los mismos, en esta instancia de penetración de las ERNC. Ahora bien, para poder identificar los segmentos de mercado que cumplen con la condición de ser objetivo de un instrumento de incentivo se deben analizar los grupos de consumo abiertos, al menos, en la siguiente desagregación:

• Tipo de tarifa, según sea BT1, BT2, BT3, etc. • Curva o perfil de consumo, analizando al menos curvas comerciales, residenciales

e industriales, para cada tarifa (BT1, BT2, etc., cuando corresponda). • Intervalos de consumo promedio de energía, para la valorización de los consumos

e inyecciones. • Regiones del país, considerando la radiación solar particular de cada una. • Tipos de equipos disponibles y rendimientos aplicados a cada situación.

Siguiendo estas premisas de contorno, se ha realizado un estudio que permite definir segmentos de clientes por franja de consumo de energía y por tipo de cliente (residencial, comercial, industrial). El análisis considera también la ubicación del cliente, lo que define entre otros factores, la tarifa de energía, el precio de nudo y la radiación solar que recibe. Para la valorización de cada flujo de fondos se plantea esquemáticamente en la siguiente figura, mediante la contraposición de la curva de consumo del cliente y la nueva curva de generación del kit FV o tecnología analizados en cada caso. Se identifican para cada día del año, áreas donde la autogeneración de energía provoca: por un lado ahorro al abastecer el autoconsumo y, por el otro, posibles ingresos por inyección de excedentes al sistema, y otras zonas donde aún se presentan costos de la tarifa del servicio donde el cliente debe abonar su consumo, como lo haría habitualmente. Gráficamente se expone en el siguiente cuadro:



255


Grafico 1: Curva de consumo del cliente y curva de generación


Siguiendo estas premisas, se calcula primeramente el beneficio particular de la inversión de un determinado equipo de generación distribuida, calculándolo como el Valor Actual Neto para un período de 20 años, como se indicó en capítulos anteriores. Con este análisis se efectúa una primera selección de los segmentos de mercado, reconociendo aquellos que, en forma directa, ya les resulta conveniente la adopción de la tecnología. Este análisis se realiza para todos los equipos disponibles, de manera de intentar identificar la existencia de equipos intrínsecamente viables. Se expone un cuadro con un ejemplo de los distintos VAN obtenidos con este análisis, para uno de los segmentos analizados (consumidores BT1, residenciales, de la comuna de Algarrobo, servidos por la distribuidora Casablanca).

Tabla 139: Ejemplo de VAN obtenidos en análisis por segmento.


0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Po

ten

cia

[kW

]

Consumo Generación

VAN

kit 1.6 kit 2.3 kit 3 kit 4.5 kit 5 kit 8

Superficie Panel [m2] 8,4 12,6 15,4 25,2 26,6 42

Potencia Máxima [kW] 1,6 2,3 3 4,5 5 8

Inversión Total [$] -1.938.750$ -2.560.925$ -3.086.135$ -4.346.639$ -7.552.175$ -10.902.500$

Distribuidora Comuna CategoriaPmax

(kW)

kWh /

mesVAN Particular

Maximo

VAN ($)

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0,1343 50 -1.149.657 -1.434.890 -1.736.306 -2.214.668 -5.308.571 -7.431.318 -1.149.657

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0,2686 100 -1.041.718 -1.321.646 -1.620.781 -2.094.569 -5.188.164 -7.308.605 -1.041.718

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0,4029 150 -944.199 -1.215.376 -1.511.442 -1.979.359 -5.072.210 -7.188.598 -944.199

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0,6715 250 -780.617 -1.019.811 -1.304.861 -1.755.888 -4.847.248 -6.952.673 -780.617

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0,9401 350 -541.321 -709.274 -972.086 -1.392.651 -4.482.182 -6.574.216 -541.321

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 1,1550 430 -460.721 -576.542 -807.250 -1.159.311 -4.243.070 -6.304.062 -460.721

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 2,6860 1.000 -277.936 -144.268 -227.863 -199.915 -3.242.701 -4.994.716 -144.268

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 5,3720 2.000 -274.415 -64.422 -35.985 486.675 -2.489.988 -3.644.125 486.675

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 9,9382 3.700 -274.415 -64.422 -34.854 646.367 -2.281.780 -2.745.786 646.367

Costos x Tarifa

Costos x Tarifa

Ahorro x autogeneración

Ingresos x Inyección



256


Se observa que para el caso de los consumidores residenciales de la comuna de Algarrobo, servidos con la distribuidora Casablanca, sólo se verifica como viable el kit 4.5 y en los casos de clientes con consumos de 2.000 kWh o más. Para los demás casos y en segunda instancia, se efectúa el mismo análisis de flujo de inversión a 20 años, pero ya con la evaluación del proyecto social, considerando adicionalmente los beneficios sociales obtenidos por la incorporación de las unidades de potencia instalada en ERNC y de la energía generada, tanto la entregada al sistema como la utilizada en autoconsumo, para cada uno de los kits FV analizados en el estudio. Con este valor y el VAN privado correspondiente, se obtiene un VAN neto para cada combinación de segmento de consumidores analizados y kit FV. Entra las distintas opciones de kits FV, se busca aquel con mayor valor de VAN neto, dado que sería la opción más racional por parte del consumidor interesado. Si éste es mayor a cero entonces el segmento de mercado puede ser considerado como objetivo para los instrumentos de incentivo a ser desarrollados, dado que presenta una valorización de proyecto viable, bajo la consideración de sus beneficios particulares y sociales. Esta valorización se expone en el siguiente cuadro, siguiendo el ejemplo anterior:

Tabla 140: Ejemplo identificación mercado objetivo


Se observa que mediante la aplicación del incentivo se logra identificar como segmento objetivo a los consumidores de BT1 residenciales de la comuna de Algarrobo, servidos por la distribuidora Casablanca, para la aplicación de un incentivo valorizado en $ 144.268. Se aclara nuevamente que para aquellos casos en los que el VAN privado ya resulte mayor a cero (en el cuadro aquellos con consumo superior a 1.000 kW), es decir, en los casos en los que el análisis de adoptar generación sea económicamente conveniente sin tomar en cuenta los beneficios sociales adicionales, no se aplicaría ningún incentivo, dado que se prefiere destinar esos recursos a fomentar los segmentos en los que el análisis no

Distribuidora Comuna CategoriaPmax

(kW)

kWh /

mes

Maximo

VAN ($)KIT

Maximo VAN

Neto ($)KIT

Incentivo

a otorgar

Es Mercado

Objetivo?

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0.1343 50 -1 149 657$ -837 518$ -$ No

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0.2686 100 -1 041 718$ -729 579$ -$ No

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 0.4029 150 -944 199$ -632 060$ -$ No




E. CASABLANCA Algarrobo BT1 2.6860 1 000 -144 268$ 677 975$ kit 4.5 144 268$ Si

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 5.3720 2 000 486 675$ kit 4.5 1 364 564$ kit 4.5 -$ Viable s/Incentivo

E. CASABLANCA Algarrobo BT1 9.9382 3 700 646 367$ kit 4.5 1 524 256$ kit 4.5 -$ Viable s/Incentivo



257


resulta tan claramente favorable. De este modo, el incentivo definido resultará adecuadamente selectivo e más inclusivo. Por otra parte y como fue aclarado, con el mismo criterio de aprovechar los recursos, el instrumento de incentivos estará sujeto a un límite máximo de aplicación, superado el cual el segmento analizado deja de resultar objetivo del mismo. Este límite corresponde al valor necesario para hacer el VAN neto cero, aún cuando el cálculo del beneficio social indique un mayor valor. El presente informe describe la metodología de definición de los segmentos de mercado a los que le aplica la condición de “objetivo” de los instrumentos de incentivos a ser determinados en base a las premisas expuestas en los ítems anteriores. Asimismo, se presentan los cálculos para la determinación de los segmentos de mercado objetivos de la categoría residencial de la tarifa BT1, para cada tarifa de las distintas regiones de Chile y para cada uno de los kits posibles. Por último, es importante destacar que en función a los perfiles de consumo de los usuarios de manera específica se puede determinar si la instalación de un kit FV “tipo” generará un beneficio de manera inmediata o podría requerir del mecanismo de incentivo que se propondrá.

12.4 Potenciales nichos para la Ley

Respecto a los nichos propiamente tal y considerando lo visto en este capítulo y la Evaluación Social se puede determinar que los nichos se encontrarían en casi todas las comunas, en la mayoría de los volúmenes de consumo y en la mayoría de los kit fotovoltaicos evaluados. Lo anterior, considerando los supuestos previamente señalados en el informe. Cabe destacar que lo anteriormente señalado respecto a que los nichos de mercado se encontrarían en casi todas las comunas, se determinó de acuerdo a las evaluaciones que se efectuaron y en los casos de las comunas seleccionadas presentadas en el capítulo 8. El detalle de las demás comunas se encuentra en las Planillas Adjuntas (Anexo M).



258


13 DISEÑO MECANISMO DE INCENTIVO

En el grado de avance actual de las tecnologías y programas de generación distribuida es fundamental implementar mecanismos de incentivo. Dentro de los mismos se busca promover líneas de financiamiento, dado que la inversión requerida para implementar las ERNC presenta las siguientes características:

• Es relativamente elevada en relación al ingreso (del hogar/comercio/industria). • Su periodo de recuperación es extenso (se demora varios años en recuperar la

inversión). • Los beneficios (ahorros) no son simples de estimar por el usuario medio, dado

el conocimiento técnico que se requiere. • Los precios futuros de la energía presentan incertidumbre lo cual genera riesgo

en la inversión. • Las familias (clientes residenciales) tienen prioridades mayores para destinar

sus ahorros: vivienda, automóvil, educación. • Los comercios e industrias tienen prioridades mayores para destinar sus

fondos: maquinas, herramientas y otras inversiones asociadas a su actividad.

Estas características indican que aun cuando la inversión sea económicamente conveniente a largo plazo, es muy probable que los potenciales destinatarios de la Ley, no puedan o sepan aprovechar sus ventajas debido a la dificultad en afrontar la inversión requerida sin el acceso a fuentes de financiamiento. Por otra parte, las entidades bancarias no cuentan en esta etapa embrionaria de las ERNC con las garantías necesarias para otorgar créditos a largo plazo que permitan afrontar estas inversiones. Por ello resulta imprescindible implementar instrumentos de incentivos, quizás de manera transitoria para los primeros años de desarrollo de las ERNC a nivel de generación a pequeña escala, los que permitan acceder a las tecnologías necesarias y que se paguen idealmente con los ahorros obtenidos por el aprovechamiento de los equipamientos. Este instrumento debe contar con una contrapartida que permita recuperar los ahorros y además contar con las garantías adecuadas para asegurar el uso debido de los equipos instalados, tal como fue planificado. En ese sentido, una posibilidad es la adopción de la tecnología de medición inteligente del consumo eléctrico (AMI) pudiendo asociarla a la instalación el corte remoto del suministro eléctrico de red, ante la falta de pago del dispositivo. También es recomendable y es una alternativa que la distribuidora sea el agente de recaudación de los pagos, dependiendo del incentivo. Estos mecanismos de



259


garantía de pago permitirán viabilizar la aplicación de estos recursos financieros, dada la más sólida garantía de utilización y recaudación. En esta línea, para el diseño del mecanismo de incentivo para promover la adopción de generación distribuida de energías renovables no convencionales se tomaron en cuenta experiencias internacionales, los antecedentes nacionales de ERNC en Chile y las opciones de instrumentos estudiadas.

13.1 Instrumentos Específicos

Como se señaló en la Tabla 138 los instrumentos seleccionados son par el caso de los Clientes Tipo Residencial un subsidio a la inversión y para los clientes Tipo Comerciales e Industriales una Exención Tributaria.

13.2 Mecanismo de incentivo

En este apartado se presenta y detalla el mecanismo de incentivo adoptado para cada caso. Asimismo, primeramente se realiza una descripción de las características esperadas del mecanismo a determinar para que el mismo pueda tener mayor éxito. Como características del mecanismo se debe tener que este sea:

• Simple. • Claro. • De fácil aplicación. • Expeditivo / no burocrático. • Universal / Inclusivo / Abarcativo. • Eficaz en la asignación de recursos. • Financieramente beneficioso. • Económicamente viable. • Cuantificable. • De fácil control y seguimiento.

13.3 Diseño de instrumento de fomento

La presente sección tiene por objeto, diseñar los instrumentos definidos para el fomento de la generación distribuida en el marco de la Ley 20.571. Es importante resaltar algunos



260


aspectos resultantes del presente trabajo, que permiten fundamentar la elección y características principales de los instrumentos de fomento que se desarrollan en este trabajo. En primer lugar se definió, por medio de análisis cualitativos, la tecnología, que en base a la experiencia del equipo Consultor, y las revisiones internacionales, es la tecnología que se debe apoyar/incentivar, principalmente por su aplicabilidad en todo el terreno nacional, así como también la facilidad de implementación, operación y mantenimiento. Como resultado de esta primera definición resultó que la tecnología fotovoltaica es la tecnología que cumpliría con los requisitos de aplicabilidad si se considera el nivel de complejidad de la misma. En efecto, cuando se revisó la experiencia internacional, se pudo constatar que en su mayoría los instrumentos de fomentos a la generación distribuida (Net Mettering o Net Billing), se focalizaba en esta tecnología, y los restantes instrumentos que apuntaban a otras tecnologías, también incorporaban a la tecnología fotovoltaica. En segundo lugar, se definió el grupo objetivo al cual sería aplicable este instrumento. Respecto de esto, se consideró lo estipulado en la Ley, la que indica que es aplicable a todos los clientes regulados, por lo que se definieron tres tipos de clientes; los clientes residenciales (CR), los comerciales (CC) y los industriales (CI), cada uno de ellos diferenciado principalmente por las características y niveles de consumo. El tercer punto definido, corresponde al tipo de incentivos, que considerando la tecnología y el tipo de clientes, sería factible de aplicar. Se revisó una serie de incentivos, a los cuales se les aplicó tanto un análisis cualitativo como cuantitativo. Como resultado de ello, se obtuvo que los incentivos que más beneficiarían a los respectivos clientes, son el subsidio para el caso de los CR, y la exención tributaria (crédito tributario) para el caso de los CC y los CI. Como parámetro final, se definió la cobertura mínima aceptable de la demanda que el equipo instalado deberá aportar. Tras una serie de análisis, y considerando los diferentes perfiles de demanda se definieron como aporte mínimo a las respectivas demandas un 40%, 30% y 25% para los CR, CC y CI respectivamente. Conforme lo anterior, a continuación se desarrolla el diseño de los instrumentos definidos, tanto en su operatividad, como aplicabilidad.



261


13.3.1Incentivo para Clientes Residenciales

Tal como se comentó, este corresponde a un “Subsidio o Beneficio para la Instalación de Sistemas Fotovoltaicos de Autoconsumo”. Tras las evaluaciones realizadas, se obtuvo que con aportes superiores al 30% del costo total de inversión, los proyectos analizados cruzaron el umbral de la inviabilidad, para pasar a obtener beneficios desde el punto de vista económico. Como ya se había mencionado, con aportes superiores a 30% y hasta 60%, la mayoría de los casos analizados obtendría una viabilidad económica, permitiendo incentivar el uso de esta tecnología, bajo el marco legal objeto de este estudio. Bajo este escenario, el diseño del subsidio o beneficios deberán considerar los siguientes aspectos desde su solicitud hasta su otorgamiento.

1. Organismo que gestiona

Corresponde a la institución que deberá interactuar para el análisis, evaluación, otorgamiento y control del beneficio. Dada la complejidad que requiere el análisis es necesario que exista un agente técnico que pueda visar el proyecto que se presente a solicitud. Se propone tanto SEC, CER y CNE de manera coordinada en las distintas etapas del proceso.

2. Requisitos de postulación

Para solicitar el beneficio, se deberá acreditar la propiedad del inmueble donde se quiera instalar el sistema FV. Se deben presentar las últimas doce facturas de electricidad, acreditando así el tipo de tarifa, y el nivel de consumo promedio. Se debe disponer del informe favorable de la empresa distribuidora respecto de la solicitud de conexión. Finalmente, ya sea el usuario o un promotor, deberá presentar un anteproyecto de sistema, el cual deberá tener una relación Autoconsumo/Generación mayor a 0,6. Se deberá acompañar el anteproyecto con las respectivas memorias de cálculo y cotizaciones.

3. Monto de Asignación

No hay un monto global definido, ya que esto dependerá tanto del costo global del sistema, como el porcentaje final que se entregue en función de la viabilización del



262


Proyecto. Se deberá analizar por medio de evaluación económica “tipo” el monto a asignar con tope máximo de 30% de la inversión.

4. Periodo o Plazo de Postulación

Todo el año según la disponibilidad de recursos.

5. Criterio de Evaluación y Asignación

Las solicitudes deberán ser presentadas en las oficinas del CER, el que en coordinación interna con la CNE, deberá confirmar todos los aspectos técnicos asociados al proyecto. Luego el ministro respectivo, vía resolución exenta la que otorgara el beneficio según los respectivos informes que hubiese emitido el CER. La resolución acreditará la asignación del beneficio, el cual sólo podrá ser cobrado una vez que el usuario o promotor presente ante el CER el documento del SEC en donde se compruebe la puesta en servicio y conformidad de operación del proyecto.

6. Plazos asociados al Procedimiento de Evaluación y Asignación

Los plazos asociados a la asignación son los siguientes:

a) 40% del beneficio será entregado inmediatamente con la emisión de la resolución.

b) 30% será entregado contra la entrega del documento puesta en servicio. c) 30% final será entregado al mes siguientes de la puesta en servicio, una vez

que se hubiese comprobado la operación del proyecto.

7. Objetivos del Subsidio o Beneficio

El subsidio a equipos fotovoltaicos para el autoconsumo, es el subsidio para clientes residenciales que fomentara el uso de estos sistemas para la autogeneración de energía eléctrica.

13.3.2Incentivo para Clientes Comerciales e Industriales

Tal como se comentó, este corresponde a un “Crédito Tributario para la Instalación de Sistemas Fotovoltaicos de Autoconsumo”. Tras las evaluaciones realizadas, se obtuvo que con Créditos Tributarios equivalentes 30% del costo total de inversión, los proyectos analizados cruzaron el umbral de la inviabilidad, para pasar a obtener beneficios desde el punto de vista económico.



263


Conforme lo indicado, el Crédito Tributario será Imputable contra el impuesto de primera categoría de las empresas que efectúen inversiones en sistemas fotovoltaico para el autoconsumo.

1. Organismo que gestiona

Corresponde a la institución que deberá interactuar para el análisis, evaluación, otorgamiento y control del beneficio. Dada la complejidad que requiere el análisis es necesario que exista un agente técnico que pueda visar el proyecto que se presente a solicitud. Se propone tanto SII, SEC, CER y CNE de manera coordinada en las distintas etapas del proceso.

2. Requisitos de postulación

Ser contribuyente de Primera categoría. Presentar al menos las tres últimas declaraciones de renta de la empresa. Se deben presentar las últimas doce facturas de electricidad, acreditando así el tipo de tarifa, y el nivel de consumo promedio. Se debe disponer del informe favorable de la empresa distribuidora respecto de la solicitud de conexión. Finalmente, ya sea el usuario o un promotor, deberá presentar un anteproyecto de sistema, el cual deberá tener una relación Autoconsumo/Generación mayor a 0,6. Se deberá acompañar el anteproyecto con las respectivas memorias de cálculo y cotizaciones.

3. Monto de Asignación

El monto será equivalente al 30% de la inversión en que se haya incurrido por el sistema de autogeneración. Este monto será imputable contra impuesto a la renta, en el número de periodos contables que sea necesario para deducir el total del crédito del impuesto respectivo.

4. Periodo o Plazo de Postulación

Plazos estipulados para la elaboración y presentación de la documentación asociada al Impuesto a la Renta.

5. Criterio de Evaluación y Asignación



264


La solicitud de devolución deberá ser presentada por los contribuyentes en la unidad del SII que corresponda a su domicilio, dentro del período contable al cual corresponda la inversión. Al pedir la devolución, deberá acompañarse esta solicitud con la siguiente documentación:

• Comprobantes de declaración y pago de impuesto a la renta de los tres periodos anteriores.

• Documento emitido por SEC/CNE/CER respecto de la conformidad de instalación y operación del sistema bajo los parámetros establecidos, y los requisitos técnicos y de relación mínimos establecidos (relación autoconsumo/generación > 0,6)

6. Objetivos del Subsidio o Beneficio

El Crédito Tributario a equipos fotovoltaicos para el autoconsumo, es el instrumento para clientes regulados comerciales e industriales que fomentará el uso de estos sistemas para la autogeneración de energía eléctrica.



265


14 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL MECANISMO PROPUESTO

En este ítem se expone el desarrollo de la evaluación económica del mecanismo de incentivo propuesto para cada caso. En el mismo se describen, sobre la base a las evaluaciones de consumos, radiación, ahorros y beneficios individuales y sociales efectuadas, los pasos seguidos para determinar el alcance y valor de cada mecanismo de incentivo. Cabe destacar que los resultados presentados en las tablas de este capítulo corresponden al caso de análisis más desfavorable respecto al “Ahorro del Usuario”, determinado, correspondiente a la Comuna de Maipú y distribuidora Chilectra, dado esto se tiene que en caso que sean positivas estas evaluaciones, las otras comunas también serían positivas.

14.1 Clientes tipo Residenciales

Como fue indicado previamente, dentro de las categorías de clientes residenciales se analizaron todos sus subgrupos, identificando porciones de mercado que resultan ser objetivo del esquema de incentivos. Si bien el análisis pormenorizado ha sido realizado para cada subgrupo dentro de esta categoría, siguiendo lo descrito en las características deseables de un esquema de incentivos es que se decide la aplicación de un subsidio como incentivo, para que el mismo sea más simple de comunicar y adoptar por los usuarios, resulte de fácil aplicación, expeditivo y que sea extensivo a todos los usuarios de la categoría. Dado lo anterior en la Tabla 141 se presentan los resultados de la evaluación económica del mecanismo propuesto para los Clientes Tipo Residenciales, los que tienen como instrumento el Subsidio.

Tabla 141: Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto para los Clientes

Residenciales


Anuales

$ 103.793 9,00% 9 152.526




$ 395.135 11,67% 7 $ 182.200



266






Aysen-Edelaysén No Cumple Autoconsumo



$ 244.771


$ 1.525.565 21,02% 4 $ 297.336

Taltal-Elecda No Cumple con

Criterio generación 23,98% 4 $ 336.068

Cabo de Hornos-Edelmag




$ 129.285


$ 797.585 15,13% 6 $ 223.190

Calama-Elecda No Cumple con

Criterio generación -2,60% 26 $ 53.485


En el Anexo O se presentan los resultados de todas las comunas en sus 3 Casos, base, Medio y Máximo.

14.2 Clientes Comerciales e Industriales

Como fue descrito previamente para los residenciales, también dentro de las categorías de clientes comerciales e industriales se analizaron todos sus subgrupos, identificando porciones de mercado que resultan ser objetivo del esquema de incentivos. Si bien el análisis pormenorizado ha sido realizado para cada subgrupo dentro de esta categoría, siguiendo lo descrito en las características deseables de un esquema de incentivos es que se decide la aplicación de una exención tributaria como incentivo, para que el mismo sea más simple de comunicar y adoptar por los usuarios, resulte de fácil aplicación, expeditivo y que sea extensivo a todos los usuarios de la categoría. Dado lo anterior en la Tabla 142 y Tabla 143 se presentan los resultados de la evaluación económica del mecanismo propuesto para los Clientes Tipo Comercial y Tipo Industrial, respectivamente, los que tienen como instrumento la exención tributaria.

Tabla 142: Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto para los Clientes Comerciales

No Cumplen

Maipú-Chilectra Coelemu-Copelec

Casablanca-Emelca Lo Barnechea-Chilectra

Villarrica-Frontel Aysen-Edelaysén



267


Yerbas Buenas-Luz Linares Taltal-Elecda No Cumple Generación

Cabo de Hornos-Edelmag No Cumple Autoconsumo Cobquecura-Emelectric

Calama-Elecda No Cumple Generación


En la tabla anterior se muestran solamente los casos en que no se cumplen las condiciones de borde lo anterior, dado que para cada caso los montos exentos serán distintos en función a los ingresos que tenga cada usuario que utilice este mecanismo.

Tabla 143: Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto para los Clientes Industriales

No Cumple

Maipú-Chilectra No Cumple Generacion Coelemu-Copelec No Cumple Generacion

Casablanca-Emelca Lo Barnechea-Chilectra No Cumple Generacion

Villarrica-Frontel Aysen-Edelaysén

Yerbas Buenas-Luz Linares No Cumple Generacion Taltal-Elecda No Cumple Generacion

Cabo de Hornos-Edelmag No Cumple Autoconsumo Cobquecura-Emelectric No Cumple Generacion

Calama-Elecda No Cumple Generacion


En la tabla anterior se muestran solamente los casos en que no se cumplen las condiciones de borde lo anterior, dado que para cada caso los montos exentos serán distintos en función a los ingresos que tenga cada usuario que utilice este mecanismo. En el Anexo O se presentan los resultados de todas las comunas en sus 3 Casos, base, Medio y Máximo.

14.3 Determinación del Costo para el Estado

Este apartado tiene como objeto, en función de los análisis realizados, y los instrumentos propuestos, estimar cual sería el costo en el cual el Estado debería incurrir para apoyar esta iniciativa. Antes de estimar el costo mencionado, es necesario resaltar que los países



268


con programas de incentivos a la generación distribuida más exitosas, son aquellos donde se ha dado la combinación de varias características en forma de estrategias. Estas estrategias corresponden a:

a. Fijar metas, ya sean estas de capacidad o generación siendo voluntarias u obligatorias.

b. Hacer obligatoria la recepción de la energía por parte de las empresas distribuidoras o transmisoras, entregando además condiciones de operación y despacho preferenciales.

c. Implementación de campañas de difusión sobre las opciones de financiamiento de compra de estos equipos, así como también los beneficios de su uso.

En línea con lo anterior, la letra b se estaría cumpliendo, pues la Ley 20.571 haría obligatoria la recepción de la energía bajo condiciones preferenciales de conexión y despacho. Ahora bien, se propone además la fijación de metas para la instalación de capacidad (letra a), con las cuales se ha elaborado la tabla siguiente que contiene las estimaciones de costos para el Estado bajo varias metas de capacidad a instalar y en función de distintos niveles de apoyo.


N° de Viviendas

KW Instalado


(US$)

30% 40% 50% 60% 10.000

10.000

9.900.000

13.200.000

16.500.000

19.800.000

20.000

20.000

19.800.000

26.400.000

33.000.000

39.600.000

30.000

30.000

29.700.000

39.600.000

49.500.000

59.400.000

40.000

40.000

39.600.000

52.800.000

66.000.000

79.200.000

50.000

50.000

49.500.000

66.000.000

82.500.000

99.000.000

60.000

60.000

59.400.000

79.200.000

99.000.000

118.800.000

70.000

70.000

69.300.000

92.400.000

115.500.000

138.600.000



269


80.000

80.000

79.200.000

105.600.000

132.000.000

158.400.000

90.000

90.000

89.100.000

118.800.000

148.500.000

178.200.000

100.000

100.000

99.000.000

132.000.000

165.000.000

198.000.000


Conforme lo anterior, dependiendo de la meta que se fije como “Política de Apoyo”, el costo para el estado podrá tener un máximo y un mínimo, lo que además variara en función de los distintos niveles de beneficio que se entreguen. Si se considera una meta de 50.000 viviendas por ejemplo, el costo para el Estado podría estar entre 50 MMUS$ y 100 MMUS$. Finalmente, y para asegurar el éxito de esta política, se deberán desarrollara campañas informativas respecto de, la existencia de la Ley, la existencia del incentivo, y las características del mismo, la meta establecida, y los beneficios que trae consigo la generación de este tipo de tecnologías tanto para el usuario, como para la sociedad. En el caso de los incentivos tributarios que van dirigidos a sectores productivos como lo es el comercio y la industria, estos no generan un costo directo para el Estado, sino que más bien el Estado dejaría de percibir ingresos. En este contexto, si se considera un potencial similar al establecido como política para el sector residencial, es decir metas equivalente en kW instalados, se tiene los resultados indicados en la tabla siguiente.


Industriales

kW Instalados

Costo Total De

Instalaciones (US$)

Crédito Tributario 30% de

Inversión (US$)

10.000

31.000.000

9.300.000

20.000

62.000.000

18.600.000

30.000

93.000.000

27.900.000

40.000

124.000.000

37.200.000



270


50.000

155.000.000

46.500.000

60.000

186.000.000

55.800.000

70.000

217.000.000

65.100.000

80.000

248.000.000

74.400.000

90.000

279.000.000

83.700.000

100.000

310.000.000

93.000.000


Como se observa, bajo una meta supuesta de 50 MW a instalar, se tiene que el estado dejaría de percibir por concepto de impuesto a la renta un total de 46 MMUS$. En suma, para una meta supuesta de 50.000 “Techos Verdes” (equivalentes a 50 MW) en el sector residencial, y 50 MW en los sectores comerciales e industriales, es decir un total de 100 MW en este esquema de apoyo –subsidio para residenciales, y exención para comerciales e industriales- , el estado tendría un costo 100 MMUS$ en el peor caso, y dejaría de percibir 46 MMUS$.



271


15 IDENTIFICACIÓN NORMATIVA A DESARROLLAR O MODIFICAR PARA EL INCENTIVO PROPUESTO

Este capítulo tiene por objetivo identificar los aspectos normativos necesarios para la implementación, administración y control de los mecanismos propuestos en los puntos 13.3.1 y 13.3.2 de este documento. Cabe destacar que se han definido dos líneas distintas para el otorgamiento del beneficio, las cuales identifican las diferencias particulares de cada uno de los beneficiarios. En primer lugar, se encuentran los beneficiarios del tipo residencial para los cuales se ha definido como instrumento de apoyo la línea del subsidio (beneficio fiscal), y en segundo lugar, los beneficiarios del tipo comercial e industrial, para los cuales el instrumento que se ha definido se encuentra en la línea de los beneficios tributarios. A continuación se muestra el esquema general por el cual debería seguir una solicitud de subsidio proveniente de un Cliente.



272


Figura 35: Esquema Solicitud Incentivo Clientes.

Fuente: Elaboración Propia.

Usuario o Promotor

Idea de Proyecto

Evaluación privada del

proyecto por parte del

usuario o promotor

Solicitud de

factibilidad de

conexión a empresa

distribuidora


Se necesita aumento

de capacidadSí

Se acepta aumento capacidad por parte del usuario o

promotor

Sí No

Fin

Usuario o Promotor

Presentación formulario

solicitud de incentivo y

evaluación privada del

proyecto por parte del usuario

o promotor a entidad

correspondiente

Recepción Solicitud

Aprobación proyecto por

entidad correspondiente

Sí No

Cartera de proyectos

Subsecretaría de

EnergíaContraloría

Entidad que otorga el

incentivo

Fin

Entrega de Incentivo

Ejecución Proyecto



273


De acuerdo a la Figura anterior y a la revisión de distintas normativas por parte del Consultor, se llegó a la conclusión que no es necesario modificar alguna de ellas para el otorgamiento de subsidios. El proceso para la solicitud del incentivo, por ejemplo, Subsidio por parte de los Clientes Sujetos a Tarifas Eléctricas BT1 (Clientes Residenciales y Comerciales Pequeños) se detalla a continuación: El usuario o promotor tiene la idea de proyecto que consiste en la instalación de un sistema fotovoltaico para la generación de electricidad, con el cual pueda cubrir entre el 30% y el 60% de su demanda mensual. Para esto, el usuario o promotor debe realizar una evaluación privada de su proyecto y determinar cuál sería el costo de la inversión que necesita para ejecutarlo. Paralelamente, el usuario o promotor del proyecto debe realizar la solicitud de factibilidad de conexión en el punto requerido a la empresa distribuidora correspondiente. Como respuesta a esta solicitud de conexión, la empresa distribuidora debe elaborar un Informe de Factibilidad Técnica (IFT), el cual puede tener como respuesta de la empresa distribuidora al usuario o promotor que hay conformidad de la solicitud de conexión o que existen observaciones a dicha solicitud de conexión. Si la respuesta es que hay conformidad a la Solicitud de Conexión, el usuario o promotor, después de recepcionar el IFT, debe firmar un contrato de conexión con la empresa distribuidora. Luego, el usuario o promotor debe presentar un formulario de solicitud de incentivo, adjuntando la evaluación privada del proyecto y el contrato de conexión con la empresa distribuidora a la entidad correspondiente que entregue el incentivo para este tipo de proyectos. Una vez recepcionada la información proporcionada por el usuario o promotor del proyecto por la entidad que otorgue el incentivo, ésta deberá responder dicha solicitud aprobando o rechazando el otorgamiento del incentivo. Si se rechaza, el proceso termina ahí; en caso de que la entidad correspondiente apruebe el incentivo para el proyecto, éste pasará a una cartera de proyectos y la Subsecretaría de Energía, en conjunto con la Entidad que otorga el incentivo, hará entrega de éste, y así, el usuario o promotor podrá ejecutar el proyecto. Las Observaciones Necesaria contenidas en respuesta a la solicitud de conexión entregada al usuario o promotor por la empresa distribuidora, luego de elaborar el ITF, tiene, pueden ser por falta de documentación y/o que se necesitan realizar obras adicionales y/o adecuaciones. Si se necesitan antecedentes adicionales, se le informará de esto dentro de cinco días hábiles al usuario o promotor del proyecto para que presente los antecedentes adicionales requeridos. Luego, la empresa distribuidora realizará



274


nuevamente la resolución de la solicitud de conexión, la cual puede dar conformidad a dicha solicitud y continuar con el proceso descrito en los párrafos anteriores; si la solicitud de conexión es nuevamente rechazada por la empresa distribuidora, el usuario o promotor del proyecto podrá presentar una apelación a la Superintendencia, la que si fuere rechazada, el proceso termina ahí. En cambio, si la apelación es aprobada, se notifica a ambas partes y la empresa distribuidora deberá elaborar un nuevo Informe de Factibilidad Técnica, el que es recepcionado por el usuario o promotor, dando paso a la firma del contrato de conexión con la empresa distribuidora y proseguir el proceso descrito para la entrega del incentivo. Bajo este esquema, la línea administrativa y de control debe seguir la línea de los instrumentos ya existentes tales como los del programa electrificación o de energización rural. En el caso de los clientes comerciales e industriales, los aspectos normativos deberán seguir la misma línea utilizada en la Ley 20.635 (Ley de Sistemas Solares Térmicos), puesto que el instrumento también corresponde a un crédito o franquicia tributaria. Con esto, se deberá dictar una Ley de Incentivo en la cual se definan los aspectos comprendidos para este beneficio. Los comercios o empresas que opten por este beneficio podrán deducir del monto de sus pagos provisionales obligatorios (Ley sobre Impuesto a la Renta), un crédito equivalente a todo o parte del valor de los Sistemas Fotovoltaicos instalados en sus dependencias. En ambos casos, esto es subsidio y franquicia tributaria, para optar a este beneficio los FV deberán cumplir con las Indicaciones de la Ley 20.571respecto de la capacidad máxima aceptada. Como todo proceso, se deberá desarrollar un Reglamento para la Ley de Incentivo, en donde se especifiquen claramente las normas que complementen la Ley de Incentivo, apuntando a las condiciones, montos y plazos en los cuales se entregará el beneficio, adicionando también, los requisitos mínimos que deben cumplir los equipos e instalaciones de Sistemas Fotovoltaicos. Respecto a los requerimientos mínimos de los equipos, éstos deberán cumplir con todas las exigencias asociadas a la conexión en sistemas de distribución, es decir, deberán cumplir con los aspectos indicados en la NTCO.



275


Finalmente, y por medio de una Resolución Exenta, se deberá instruir a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, quien deberá establecer los procedimientos de certificación y registro de los equipos Fotovoltaicos.



276


16 Perfeccionamiento del mecanismo

Durante la ejecución del presente estudio se reconocieron y elevaron a consideración de la Subsecretaría algunas pautas regulatorias a los fines de que no sólo el mecanismo de incentivo planteado, sino también la instalación generalizada de equipamientos de generación distribuida, pueda ser llevada adelante con éxito. Existen puntos específicos del marco regulatorio que deberían ser revisados en el futuro para asegurar una mayor adopción de la tecnología y un adecuado, viable y rentable uso de los recursos disponibles. En el próximo punto se exponen nuevamente y de una forma bien concisa, un tema a tener en consideración para poder hacer una aplicación más extensiva de la generación distribuida.

16.1 Modulación de la curva de carga

En relación a lo expuesto en el punto respecto a las nuevas tecnologías de medición, existe un beneficio muy importante en la implementación de generación distribuida, todavía no capturado por el actual abordaje. Al instalar equipos de generación de ERNC en los domicilios, los clientes además pasan a efectuar inyecciones a la red, es decir que comienzan a reemplazar parte de la generación convencional, ya sea por autoconsumir su energía (evitando un consumo de la red) o bien por inyectar excedentes a la red. Ahora bien, las ERNC son intrínsecamente energías irregulares durante el día y sobre todo el caso de la FV, su máximo de generación se encuentra desfasado de la máxima del sistema. En ese caso y tal como queda planteado actualmente el mecanismo, el uso de la energía proveniente de la generación distribuida no genera mejoras en el uso de la capacidad instalada de transmisión y distribución. Eso podría ser mejorado mediante el fomento conjunto de equipos de generación distribuida y de equipos de almacenamiento y despacho de la energía generada. Es decir, contar además de los paneles generados con bancos de baterías programables, capaces de liberar la energía en horarios de punta, donde es más conveniente para el sistema, de modo que la misma sea utilizada ya sea para el auto-consumo o para la inyección a la red, siendo consumida en domicilios aledaños.



277


De esta forma, el sistema recibe un nuevo beneficio que consiste en la posibilidad de postergar inversiones de capacidad, debido a un mejor aprovechamiento de la capacidad existente. Es así que, mediante algunos cambios en el marco regulatorio puede hacerse un uso mucho más provechoso de la incorporación de la generación distribuida, sin embargo, este punto es para una etapa posterior, lo primero es poder incentivar el uso de la actual Ley 20.571, para luego ver otras mejoras operativas.



278


17 CONCLUSIONES

En función de los análisis y resultados obtenidos en el presente informe, a continuación se indican algunas las conclusiones y comentarios, que guardan relación con el estudio y con las posibles acciones asociadas al mecanismo de incentivo que podrían implementarse para el desarrollo de las ERNC y sistemas de cogeneración eficiente en sistemas de generación distribuidas a pequeña escala, considerando lo señalado en la Ley N° 20.571 y el Reglamento preliminar de Octubre 2012. Como primera conclusión es que en general en los países analizados se detectó que el concepto o Modelo Net Metering (Medición o Balance Neto) se utiliza de manera indistinta aunque se esté tratando de modelos de tipo Net Billing (Facturación Neta), principalmente esta diferencia se basa en que en el Net Billing se valoriza la inyección generada y se valoriza el consumo de manera independiente, por lo que se utilizan dos precios, uno para la energía generada y otro para la energía consumida, en cambio el Net Metering se considera un precio solamente de valorización, el que corresponde al precio de energía consumida. Dada esta diferenciación y si no se señalaba de manera explícita el tipo de modelo utilizado en los países, se tomó la convención de que en función a esta diferenciación se señalaba el tipo de Modelo utilizado, de todas formas teniendo presente las otras diferencias existentes entre los dos modelos. Respecto a la revisión internacional, se puede señalar que de la muestra total de países utilizada para el estudio, se destacó la selección de 4 países, los cuales son Alemania, Australia, EE.UU. y Francia. Estos países reúnen de manera transversal, los mecanismos expuestos, como también las tecnologías más utilizadas. Lo cual permitió identificar un patrón común, es decir, que el uso de estos mecanismos están alineados con las políticas energéticas de cada país, las cuales están orientadas en incentivar el uso de las energías renovables en sistemas de generación distribuidas a pequeña escala, incentivar el autoconsumo y el excedente poderlo entregar a la red de distribución eléctrica. Como conclusiones generales respecto a las experiencias revisadas se puede señalar que:

• A nivel internacional, los excedentes eléctricos generados por estos sistemas, y que son inyectados a la red de distribución eléctrica, son comprados generalmente por la empresa distribuidora, a un precio igual al costo de la energía eléctrica (Avoided Cost) para la distribuidora. Sin embargo, también pueden ser comprados a un precio menor o igual o mayor al precio de venta de la energía de la distribuidora.



279


• Existen casos en que los excedentes inyectados a la red eléctrica pueden ser utilizados como créditos para los siguientes meses de facturación, a través de un balance físico; o simplemente, los excedentes son valorizados a una tarifa, por ejemplo preferencial (Premium Price). Generalmente este último, es obtenido a través del uso de Feed in Tariff por parte de los Estados, por ejemplo, Alemania y Australia.

• Con respecto al crédito blando a nivel internacional, estos permiten obtener

menores tasas de interés con respecto a las de mercado, además de plazos más extendidos. Su aplicación está orientada a financiar parte o el total del costo de inversión, es el caso de Alemania y Francia.

• En relación a las exenciones de impuestos: Francia y EE.UU. aplican este

mecanismo, en relación a los costos de inversión, es decir, al impuesto que grava los componentes de un sistema de generación renovable. EE.UU. incluso diferencia este mecanismo en función al tamaño de la instalación y tipo de cliente. Alemania en este aspecto permite realizar una exención de impuesto, pero en relación a las ventas de energía por parte de la empresa distribuidora, pero con el requisito de adquirir un 50% de la energía, por medio de fuentes renovables variables (Eólica y Solar FV).

• En función a los subsidios a nivel internacional, estos tienen como objetivo disponer de fondos para amortizar los costos de inversión en distintos grados u orientación. En el caso de Alemania y EE.UU., permiten financiar proyectos a escala residencial; en el caso de Francia, permite financiar los estudios de factibilidad técnica, los cuales están orientados a estimar el potencial de generación y el aumento de la eficiencia energética. Australia dispone de fondos que permiten financiar proyectos rurales, como así también, sistemas de generación residencial en un porcentaje específico.

• En el caso de la Amortización Acelerada, se identificó que Francia permite realizar

una amortización al primer año de operación, siempre y cuando la estructura tributaria lo permita (Comercial e Industrial).

• Algunos programas específicos revisados fueron:

Tabla 146: Resumen programas específicos revisados

Programa País Mecanismo Tecnología

Crédito Solar (The Solar Credits Scheme) Australia Subsidio Solar, Eolica y Sistema

Hidroelectrico



280


Iniciativa de Energía Limpia o Clean Energy Initiative (CEI),

Australia

Tecnologías con baja

emisión de carbón

Iniciativa Solar de California (CSI) Estados

Unidos Subsidio Solar

Connecticut Solar Lease Program Estados

Unidos Subsidio Solar

Community Solar Garden Estados

Unidos Solar


En términos generales, se puede concluir que los objetivos principales de los mecanismos analizados a nivel internacional están orientados a crear incentivos para la inversión privada en tecnologías renovables, cuya aplicación sea la generación a pequeña escala. Con lo anterior, se permiten reducir las barreras de mercado existentes y en algunos casos es posible desarrollar instrumentos en base a los mecanismos descritos, orientados en tecnologías renovables específicas, como la Solar FV. Del análisis de las tecnologías, y considerando que las tecnologías a utilizar deben ser en primer lugar aplicables, y en segundo lugar utilizables, tanto desde el punto de vista de la operatividad y seguridad. Por lo que, dada la complejidad de algunas de las tecnologías ERNC (incluida la cogeneración eficiente), hace que el segmento de usuarios al cual está dirigida la Ley, no necesariamente cuente con las capacidades necesarias para el financiamiento, la instalación, operación y mantenimiento de los equipos de autogeneración. Dado este punto se determinó que las tecnologías a considerar y proponer en el mecanismo de incentivos estarán enfocadas en la Fotovoltaica, Biogás/Biomasa y Cogeneración. Sin embargo, se dejará abierta la posibilidad de incorporar nuevas tecnologías previa aprobación de Ministerio o del organismo que éste determine. Estas condiciones de mercado favorables promueven un ambiente comercial competitivo para el desarrollo de sistemas de generación residencial, comercial e industrial a pequeña escala, entregando a los potenciales clientes, escenarios con un menor riesgo de inversión. Dado los modelos de negocios planteados es posible que finalmente al realizar el instrumento de incentivo, se deba diseñar uno o dos mecanismos dependiendo del Modelo a satisfacer, esto será analizado y definido en los próximos informes. Considerando las Valorizaciones realizadas y las respectivas sensibilizaciones, se aprecia que es posible efectuar una evaluación económica en función a las sensibilizaciones



281


efectuadas, principalmente considerando el nivel de autoconsumo del Usuario, con el objeto de poder acotar desde el punto de vista de la inversión cuales podrían ser las comunas donde el “Ahorro del Usuario” hace más rentable la incorporación de este tipo de soluciones, independientemente de la tecnología a instalar. Sin embargo, lo anterior, para las evaluaciones económicas del siguiente informe se considerará de manera puntual las comunas detectadas como comunas extremas desde el ámbito “Ahorro del Usuario” y Radiación, es decir, las comunas que se evaluarán en una primera instancia serán:

Tabla 147: Comunas Seleccionadas por Ámbito


En resumen, en función a la experiencia internacional, a lo revisado en este estudio y a la experiencia del equipo consultor la tecnología fotovoltaica es la tecnología más óptima como solución principalmente para el segmento residencial, comercial pequeño como así también para el segmento comercial e industrial, dada sus características. Comentarios referentes a las Evaluaciones Económicas realizadas:

• Dada la lógica de las evaluaciones sociales estas reportan mejores resultados que las evaluaciones privadas, pues ellas consideran un mayor nivel de beneficios, y un menor nivel de costos. Independientemente de lo anterior, dicha condición inclusive no permite que este tipo de proyectos tengan resultados positivos.

• El modelo de negocio Promotor, para el caso privado es el único modelo que genera escenarios positivos para los promotores, pero resultados negativos para los usuarios.

• Al realizar las sensibilizaciones se pudo constatar que lo que más impactaría, inclusive haciendo los valores de VAN positivos en algunos casos, es la

Tipo

ClienteÁmbito Escenario DISTRIBUIDORA Región COMUNA ÁREA

Sector de

Nudo

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] BT1

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] BT2

AHORRO DEL

USUARIO

[$/mes] AT2

Radiación

Solar Anual

BT1 Ahorro del Usuario Desfavorable Chilectra Metropolitana Maipú 1 1 9.194$ 1.034.157$ 984.853$ 1.788

BT1 Ahorro del Usuario Intermedio Copelec del BioBio Coelemu 6 1 11.445$ 1.149.972$ 1.066.215$ 1.512

BT1 Ahorro del Usuario Favorable Emelca Valparaiso Casablanca 5 1 15.039$ 1.577.822$ 1.453.103$ 1.484

BT2 Ahorro del Usuario Desfavorable Chilectra Metropolitana Lo Barnechea 1 1 9.478$ 1.034.157$ 984.853$ 1.752

BT2 Ahorro del Usuario Intermedio Frontel de la Araucania Villarrica 5 1 12.128$ 1.228.516$ 1.136.561$ 1.384

BT2 Ahorro del Usuario Favorable Edelaysén

Aysén del Gral.

Carlos Ibáñez del

Campo

Aysen 6 1 14.841$ 1.683.216$ 1.560.638$

1.126

AT2 Ahorro del Usuario Desfavorable Chilectra Metropolitana Lo Barnechea 1 1 9.478$ 1.034.157$ 984.853$ 1.752

AT2 Ahorro del Usuario Intermedio Luz Linares del Maule Yerbas Buenas 5 1 12.429$ 1.242.359$ 1.149.367$ 1.496

AT2 Ahorro del Usuario Favorable Elecda Antofagasta Taltal 2 2 15.023$ 1.656.801$ 1.561.101$ 2.345

Todos Radiación Desfavorable Edelmag Magallanes Cabo de Hornos 3 1 10.075$ 1.115.280$ 1.053.830$ 848

Todos Radiación Intermedio Emelectric del BioBio Cobquecura 3 3 11.884$ 1.284.138$ 1.210.021$ 1.562

Todos Radiación Favorable Elecda Antofagasta Calama 2 1 10.025$ 1.118.346$ 1.053.772$ 2.506



282


reducción de inversión, lo que indicaría que se debe considerar algún mecanismo de subsidio.

• En este mismo esquema, para el modelo de negocio Promotor, cuando se aplican reducciones en las inversiones, se obtienen indicadores mejores para la evaluación social, y reducciones de VAN en el caso privado. Esto ocurre pues el promotor obtiene el beneficio desde el negocio propiamente tal y no necesariamente obtiene beneficios por la parte de la inversión “subsidiada”, como es el caso del usuario.

• Todo lo anterior permite considerar dos cosas respecto del diseño del mecanismo de incentivo, primero que el subsidio es el mecanismo que más impacta los resultados, y segundo que el modelo tipo Promotor sería el ideal si se quiere masificar la utilización de estos instrumentos, pues para ellos mientras más equipos se instalen, mayor será la rentabilidad.

• No obstante, los resultados obtenidos en la evaluación Social, en el modelo de negocio Promotor, para los usuarios es negativo, por tanto el mecanismo a diseñar debería considerar dichos aspectos.

Comentarios referentes a las barreras técnicas y económicas:

• En los países en desarrollo, donde es usual encontrar un avance tecnológico

emergente, las barreras tecnológicas son grandes. En este sentido, si se quiere dar impulso a la generación distribuida es necesaria una capacidad de construcción y servicios adecuada que haga posible la adopción de estas tecnologías.

• Con respecto a las barreras técnicas, uno de los costos más importantes asociados a la operación del sistema eléctrico, es tener unidades de generación convencional en reserva para cuando las fuentes renovables se detienen, además una alta penetración de energías renovables puede inducir problemas de estabilidad en las redes.

• En cuanto a los aspectos económicos, las barreras se caracterizan por desigualdad en condiciones para competir con energías convencionales, lo cual se refleja en dificultades para el acceso a un financiamiento adecuado que permita dar viabilidad a los proyectos, y por otro lado, habría una falta de valorización de las particularidades que presentan las energías renovables, tanto desde puntos de vista técnicos, como económico, social y ambiental.

• Considerando los dos puntos anteriores se requiere continuar invirtiendo en esfuerzos de I+D para superar las restricciones técnicas existentes debidas a redes eléctricas poco robustas y la intermitencia de algunas fuentes de ERNC que involucran nuevos desafíos en la operación de los sistemas. Además, se plantea como un desafío la realización de evaluaciones correctas y más amplias



283


en términos de costos y beneficios, que decanten en una eliminación de las barreras identificadas, y por lo tanto, permitan aumentar el nivel de penetración de las fuentes renovables, siempre con el consenso y apoyo de todos los actores involucrados.

Comentarios referentes a los instrumentos de incentivo y el mercado objetivo:

• No es posible quedarse en estas materias con un único o un par de instrumento, sino deberán existir y desarrollarse en el futuro múltiples instrumentos para fortalecer el conocimiento e implementación local en relación a las ERNC ya que su desarrollo requerirá de consumidores informados que tomen la decisión de instalación, profesionales capacitados que puedan ofrecer servicios relacionados, emprendedores que puedan identificar productos que permitan el uso generalizado de las ERNC y técnicos especializados que puedan realizar las instalaciones.

• La inversión requerida para implementar las ERNC presenta las siguientes características:

• Es relativamente elevada en relación al ingreso (del hogar/comercio/industria). • Su periodo de recupero es extenso (se demora varios años en recuperar la

inversión). • Los beneficios (ahorros) no son triviales de estimar dado el conocimiento

técnico que requiere. • Los precios futuros de la energía presentan incertidumbre lo cual genera riesgo

en la inversión. • Las familias (clientes residenciales) tienen prioridades mayores para destinar

sus ahorros: vivienda, automóvil, educación. • Los comercios e industrias tienen prioridades mayores para destinar sus

fondos: maquinas, herramientas y otras inversiones asociadas a su “corebusiness”.

Por último y como conclusión del mecanismo se señala que la tecnología que se considera para el mecanismo de diseño para todos los tipos de Clientes (Residencial, Comercial e Industrial) es Fotovoltaica, y en el caso de los Clientes Residenciales el mecanismo es mediante un subsidio que varía entre un 30% y un 60% y en el caso de los Clientes Comerciales e Industriales que tributen en primera categoría podrán optar a una exención tributaria de un 30% de la inversión. Dada esta propuesta de mecanismos de incentivos la estimación de costos para el Estado en el caso de los Clientes Tipo Residenciales se presenta en la tabla siguiente.



284



N° de Viviendas

KW Instalado


(US$)

30% 40% 50% 60% 10.000 10.000 9.900.000 13.200.000 16.500.000 19.800.000 20.000 20.000 19.800.000 26.400.000 33.000.000 39.600.000 30.000 30.000 29.700.000 39.600.000 49.500.000 59.400.000 40.000 40.000 39.600.000 52.800.000 66.000.000 79.200.000 50.000 50.000 49.500.000 66.000.000 82.500.000 99.000.000 60.000 60.000 59.400.000 79.200.000 99.000.000 118.800.000 70.000 70.000 69.300.000 92.400.000 115.500.000 138.600.000 80.000 80.000 79.200.000 105.600.000 132.000.000 158.400.000 90.000 90.000 89.100.000 118.800.000 148.500.000 178.200.000 100.000 100.000 99.000.000 132.000.000 165.000.000 198.000.000


En el caso de los Clientes Tipo Comerciales e Industriales no existiría un costo un dejar de percibir de acuerdo a lo indicado en la siguiente tabla.


Industriales

kW Instalados

Costo Total De Instalaciones

(US$)

Crédito Tributario 30% de Inversión

(US$)

10.000 31.000.000 9.300.000 20.000 62.000.000 18.600.000 30.000 93.000.000 27.900.000 40.000 124.000.000 37.200.000 50.000 155.000.000 46.500.000 60.000 186.000.000 55.800.000 70.000 217.000.000 65.100.000 80.000 248.000.000 74.400.000 90.000 279.000.000 83.700.000 100.000 310.000.000 93.000.000




285


Como se observa, bajo una meta supuesta de 50 MW a instalar, se tiene que el estado dejaría de percibir por concepto de impuesto a la renta un total de 46 MMUS$. En suma, para una meta supuesta de 50.000 “Techos Verdes” (equivalentes a 50 MW) en el sector residencial, y 50 MW en los sectores comerciales e industriales, es decir, un total de 100 MW en este esquema de apoyo –subsidio para residenciales, y exención para comerciales e industriales- , el estado tendría un costo aproximado de 100 MMUS$ en el peor caso, y dejaría de percibir 46 MMUS$.



286


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288


19 ANEXOS

19.1 ANEXO A. Experiencias Seleccionadas

Archivo Excel correspondiente a Tabla 11 y Tabla 12, donde se exponen los distintos países revisados y los resultados obtenidos de su análisis en la similitud del mercado eléctrico, dependencia energética y marco normativo de cada país revisado.

19.2 ANEXO B: Gráficos Potencial Eólico

Las siguientes figuras ilustran el cruce de capas realizado (Potencial vs Red eléctrica) y el código asociado al factor de planta del recurso para identificar las comunas susceptibles de desarrollo eólico.

Figura 36: Convención de colores aplicada.


Figura 37: Potencial eólico región de Arica y Parinacota




289


Figura 38: Potencial eólico región Tarapacá


Figura 39: Potencial eólico región de Antofagasta




290


Figura 40: Potencial eólico región de Atacama




291


Figura 41: Potencial eólico región de Coquimbo




292


Figura 42: Potencial eólico regiones de Valparaíso y Metropolitana


Figura 43: Potencial eólico regiones de O’Higgins y Maule




293


Figura 44: Potencial eólico región del BioBio


Figura 45: Potencial eólico región de la Aaraucanía




294


Figura 46: Potencial eólico regiones de Los Ríos y Los Lagos


Figura 47: Potencial eólico región de Los Lagos (Isla Chiloé)




295


19.3 ANEXO C: Potencial de Mercado

Archivo Excel “Potencial de Mercado Rev2”, se entregan las tablas e información del Capitulo asociado a la determinación del Potencial de Mercado.

19.4 ANEXO D: Gráficos Precio de Energía por Tarifa

Gráfico 2: Tarifa regulada BT2 y BT3 (Energía).


Gráfico 3: Tarifa regulada BT4 (Energía).


47

42

47

54

49

47 4

9

45 4

9

53

49

45

54

51

50

49 50

47 5

0

58

50

45

62

47

66

0

10

20

30

40

50

60

70

Precio de la Energía Tarifa BT2-BT3$/kWh

47

42

47

54

49

47 4

9

45 4

9

49

53

45

54

51

50

49 50

47 5

0

58

50

45

62

47

66

0

10

20

30

40

50

60

70

Precio de la Energía Tarifa BT4.1-4.2-4.3$/kWh



296


Gráfico 4: Tarifa regulada AT2-AT3 (Energía).


Gráfico 5: Tarifa regulada AT4 (Energía).


45

40

44

51

46

44 4

6

42 4

6 50

46

42

50

48

46

46 46

44 4

6

54

47

42

58

43

61

0

10

20

30

40

50

60

70

Precio de la Energía Tarifa AT2-AT3$/kWh

45

40

44

51

46

44 4

6

42 4

6 50

46

42

50

48

46

46 46

44 4

6

54

47

42

58

43

61

0

10

20

30

40

50

60

70

Precio de la Energía Tarifa AT4.1-4.2-4.3$/kWh



297


Gráfico 6: Tarifas reguladas Sistema Magallanes

Fuente: Distribuidora, Marzo 2013.

Gráfico 7: Tarifas reguladas Sistema Aysén

Fuente: Distribuidora, Marzo 2013.

19.5 ANEXO E: Precios de Nudo y de Tarifas

Archivo Excel “Precios Regulados y Nudo”, el cual contiene los Precios de Inyección-Tarifas por comuna, un Ejercicio Referencial de Valorización por Distribuidora – Comuna Ejercicio Sensibilización de Valorización.

19.6 ANEXO F: Balance Horario

Archivo Excel “Balance Neto V3”, se entrega el modelo para el caso de la valorización horaria y por comuna.

0102030405060708090

100

Precio de la Energía Sistema Magallanes

Pta. Arenas Pto. Natales Porvenir Pto. Williams

$/kWh

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

Precio de la Potencia Sistema Magallanes

Pta. Arenas Pto. Natales Porvenir Pto. Williams

$/kW

0

20

40

60

80

100

120

140

Precio de la Energía Sistema Aysén

Aysén Palena Gral. Carrera

$/kWh

02.0004.0006.0008.000

10.00012.00014.00016.00018.00020.000

Precio de la Potencia Sistema Aysén

Aysén Palena Gral. Carrera

$/kW



298


19.7 ANEXO G: Resumen Modelos de Negocios

Archivo Excel “Resumen Modelo de Negocios”, se entrega la tabla resumen de cada uno de los modelos de negocios propuestos.

19.8 ANEXO H: Potencial CHP Industrial

Archivo Excel “potencial chp industrial”, se entrega la tabla resumen.



299


19.9 Anexo I: Cotizaciones Posibles Proveedores

19.9.1ESOL



300




301


19.9.2HELIPLAST

CHRISTOF HORN Y CIA LTDA.

A / To De / From Heliplast Ltda.

Firma / Company Valgesta Energia S.A Nombre / Name Christof Horn

[email protected]

Nombre / Name Valgesta Energia S.A Departamento / Dept. Energía Solar

Departamento / Dept. Lugar/ Place Santiago

Lugar / Place Teléfono / Phone 334 0800 – 334 6904

232 9861

Teléfono / Phone Fax 334 0800 – 334 6904

Cel Siguen ( ) páginas / Includes ( ) pages. 1

Su referencia /

Your Reference :

Su consulta 24.06.13 Nuestra referencia /

Our Reference

FAX/ES/73704/CH/chjr

Asunto / Subject Envía oferta Fecha / Date 25-06-2013

Como referencia para la instalación pudiera costar un 70% del costo de los equipos.

A: sistemas 2 kW 220 Volt 50Hz Residencial

Item 1.- 8 módulos fotovoltaicos Solarworld SW265 de 265Wp $ 1.659.680.- más IVA

Item 2.- 1 Inversor SMA SB2100 de 2100W monofásico 220 Volt 50Hz $ 1.020.000.- más IVA

B: sistemas 5 kW 220 Volt 50Hz Residencial


Item 2.- 1 Inversor SMA SB5000TL de 5000W monofásico 220 Volt 50Hz $ 1.900.000.- más IVA



302


C: sistemas 8 kW 220 Volt 50Hz Residencial


Item 2.- 1 Inversor SMA mini central 8000TL de 8000W monofásico 220 Volt 50Hz $ 2.300.000.- más

IVA

D: sistemas 9 kW 220 Volt 50Hz Comercial


Item 2.- 1 Inversor SMA mini central 9000TL de 9000W monofásico 220 Volt 50Hz $ 2.542.900.- más

IVA

E: sistemas 20 kW 380Volt 50Hz Comercial


Item 2.- 1 Inversor SMA TRIPOWER 20000TL de 9000W trifasico 380 Volt 50Hz $ 2.542.900.- más

IVA

F: sistemas 45 kW 380 Volt 50Hz Industrial 380 Volt 50Hz


Item 2.- 3 Inversor SMA TRIPOWER 15000TL de 15000Wtrifásico 380 Volt 50Hz $ 11.205.000.- más

IVA

G: sistemas 75 kW 380 Volt 50Hz Industrial 380 Vol t 50Hz


Item 2.- 5 Inversor SMA TRIPOWER 15000TL de 15000W trifásico 380 Volt 50Hz $ 18.675.000.- más

IVA

H: sistemas 100 kW 380 Volt 50Hz Industrial 380 Vo lt 50Hz


Item 2.- 5 Inversor SMA TRIPOWER 20000TL de 20000W trifásico 380 Volt 50Hz $ 18.675.000.- más

IVA

Los sistemas solo requieren de un mantenimiento mínimo de limpieza de los módulos fotovoltaicos.

Los plazos de entrega dependen de la cantidad de unidades a adquirir

Obviamente que para los equipos de mayor potencia es posible hacer un descuento o valor mejorado

por la cantidad detallada.

Cada equipo indicado puede ser monitoreado remotamente vía dispositivo Web Box para PC $

485.000.- c/u, solo se requiere de una solo unidad en caso de existir más de un inversor es la

instalación.



303


19.9.3SOLAR SOLUTIONS



304




305


19.9.4Punto Solar



306




307




308


19.10 Anexo M: Planillas de Evaluación del mecanismo propuesto.

Se adjuntan 3 planillas correspondientes a las Evaluaciones Económicas asociadas al mecanismo de incentivo propuesto, para Usuarios Residenciales, Comerciales e Industriales. En cada una de las planillas se encuentra:

• Búsqueda de Proyecto Tipo. • Modelo Evaluación Económica Individual Privada. • Modelo Evaluación Económica Individual Social. • Modelo Evaluación Económica Grupal Privada. • Modelo Evaluación Económica Grupal Social. • Modelo Evaluación Económica Individual Privada del Mecanismo.

19.11 Anexo N: Minuta Focus Group Proveedores.

MINUTA FOCUS GROUP PROVEEDORES

1.- ANTECEDENTES

Proyecto DISEÑO DE UN MECANISMO DE INCENTIVO PARA FOMENTAR EL DESARROLLO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A NIVEL DE DISTRIBUCIÓN

Tema FOCUS GROUP PROVEEDORES



309


Participantes Valgesta S.A. Proveedores Tecnologías

P.F.D. Patricio Figueroa D. B.M. Boris Manzano (Solener)

M.S.S. Marcela San Martín S.

C.P. Claudio Pérez (Solener)

A.C. Alejandro Couyoumdjian (Solar Solutions)

B.B. Benoit Buntinx (Green Watt)

Fecha 05-06-2013 Hora 09:30 Lugar Valgesta S.A.

2.- TEMARIO

N° Tema tratado Solicitudes / Acciones

1 ¿En qué consiste la Ley N° 20.571?

2 ¿En qué están los proveedores?

3 ¿Qué avances experimentan las tecnologías?

4 ¿Qué esperan los proveedores?

5 ¿Cómo incentivar el mayor uso de ERNC en

clientes regulados?

3.- DETALLE

• Temas revisados

Tema Responsable

1. De la Ley N° 20.571 sabía muy poco, tenía entendido que era con medidores análogos y que si uno genera más de lo que consume se lo vendía a la compañía a una tarifa determinada.

A.C.

2. De la Ley N° 20.571 habíamos tenido un esbozo anteriormente, sabíamos de que trataba esta Ley, como venía. Nosotros estamos en una posición expectante, sabemos que si bien la Ley esta promulgada falta el reglamento técnico, que va a decir cómo te

B.M.



310


vas a conectar y bajo que condición específica va a ir la conexión, que equipos se podrán utilizar. Si en este momento yo quisiera hacer un negocio no podría hacerlo formalmente ya que el reglamento aún se encuentra de manera preliminar, esto va a influir directamente en las redes de distribución; el distribuidor aquí tiene mucho que decir, por ejemplo determinar qué calidad de energía es la que se va a inyectar posiblemente ya que la Ley está pensada en el autoconsumo, pero hay que pensar en aquellos clientes que por ejemplo se van el fin de semana, posiblemente tendrán un excedente hacia la red, entonces ahí las distribuidoras van a decir que tipo de inversor se instalará.

3. El reglamento técnico quizás debería decir que las placas fotovoltaicas sean solo de un modelo.

A.C.

4. Esperamos que el reglamento técnico diga un marco de que equipos se podrá utilizar. Existen dos formas que se han hecho en distintas partes, una es que efectivamente el reglamento diga cuales son las condiciones que tienen que cumplir los equipos a instalar, lo otro es que al momento de la instalación algún organismo competente haga las pruebas de puesta en marcha y certifique que los equipos efectivamente si cumplen, aunque no aparezcan en un cierto listado. Todo esto debería ir acogido a un cierto trámite con la SEC, tampoco es instantáneo, se debe pedir una solicitud a la SEC, esta la tendría que aprobar, la distribuidora a la vez tiene que decir si efectivamente se tiene factibilidad de conexión en ese punto. Entre que se presentó la solicitud y se realiza la instalación del equipo pueden pasar meses.

B.M.

5. Si yo quiero instalar un sistema para el autoconsumo, donde tendré mi sistema instalado del medidor hacia adentro, eso equivale a por ejemplo que pueda instalar un generador diesel, hacerlo funcionar y desconectarme de la distribuidora, frente a este ejemplo no tengo que hacer ninguna solicitud.

B.M.

6. Si instalo un sistema que sólo me asegure autoconsumo y nunca realice inyecciones hacia la red, ¿De todas maneras se tiene que pedir autorización?

B.M.

7. Hoy en día venden kits que el usuario puede instalar. A.C.

8. Como está hecha la Ley, va a pasar que el usuario instale kits que aseguren sólo autoconsumo para no pedir las autorizaciones. No veo cual va a ser la relación que va a tener con la solicitud a la SEC o que exista un reglamento que diga las calidades de los



311


equipos a instalar.

9. Si se llega a pasar el límite de tu autoconsumo, ahí es donde se entra a la Ley, si se está abasteciendo para cubrir el autoconsumo no hay que pedir permiso a nadie, es muy difícil sobrepasar el autoconsumo porque el costo es muy alto.

A.C.

10. Aún estos sistemas no se masifican debido a que son muy caros. B.M.

11. El subsidio, o instrumento que se diseñe debería estar enfocado para la gente de bajos recursos, los más necesitados.

A.C.

12. En el futuro el mercado se segmentará, el mismo mercado irá diciendo hacia dónde va a apuntar un cierto incentivo. Si se comenzara con esto, así como está la Ley, efectivamente hay un grupo que no tendrá mucho que aportar en términos de utilización de estos recursos, el uso de la energía fotovoltaica o energía alternativa, en este caso no va ligado a una necesidad energética, va ligado a un tema de negocio, si vendo o dejo de consumir energía entonces existen ciertos grupos que van a quedar marginados, así creemos que será.

B.M.

13. La Ley N° 20.571 la verdad es que no la conozco ya que limita hasta 100kW ya que hoy en día es muy difícil encontrar una solución técnica no, pero si económica que sea rentable para proyectos tan chicos, pero la experiencia que tenemos en Bélgica en el sistema de Net Metering o Net Billing funciona bien, pero no incentivan la venta de la energía. En Bélgica tu puedes consumir la energía producida por tu planta de biogás y vender directamente el excedente, probablemente la conexión y el medidor están certificados por una institución pública nacional que revisa al final del año por ejemplo la cantidad de kWh vendida al sistema y que te certifican no solamente a través de la venta de energía, sino también por el tema medioambiental, una política medioambiental a través de un certificado verde, como un bono. La única experiencia que he visto en Chile con una empresa también instalada acá es un proyecto para instalar sistemas en las pequeñas explotaciones agrícolas utilizando los purines o estiércol en sistemas de 40 m3, generan el gas y la mitad de este la necesitan para calefaccionar el sistema mismo y la otra mitad para utilizar el calor por ejemplo en la sala de ordeña. No está diseñado para vender, porque si se quiere vender se debe transformar el biogás en energía eléctrica que implica un cogenerador, y este para tener una idea, para una planta de 100 kWé quizás va a costar entre 200.000-240.000 euros y un motor

B.B.



312


de 1 MW va a costar alrededor de 750.000 euros. Es imposible ver una baja en el costo de esta tecnología porque también depende del costo del hormigón, pvc, etc. Todas las empresas que están en el biogás en Europa ven que hay un mercado importante justamente en proyectos entre 30 kWé y 100 kWé que son empresas agrícolas, supermercados, etc, que tienen desechos y que podrían implementar un sistema de estos desechos produciendo energía. El precio de estos sistemas es alto y este tipo de inversión en Europa se justifica si tienes un subsidio de inversión y un FIT, si quieres vender hoy a $ 60 el kWh, sin incentivo adicional se ve muy difícil en Chile. En Chile estamos viendo proyectos de 500 kWé a 1 MW. Para una planta construida de 100 kWé tienes que tener un espacio de aproximadamente 1.000 m2. Los contenedores que se hacen para proyectos de 30 kWé a 50 kWé son contenedores más grandes que 40 pies. Para este tipo de solución hay un problema de espacio.

14. En la solución solar el espacio es tan preponderante, 100 kW estamos hablando de 1.600 m2 a 1.800 m2. Para una casa de 5 kW son aproximadamente 10 m2.

B.M.

15. Creo que todos estamos esperando que sea una Ley que obviamente incentive el uso de estas tecnologías. Quizás sería importante que existiera una exención de impuestos en la compra de estos equipos ya que estamos seguros que no habrá ningún subsidio a la venta de la energía como tal.

B.M.

16. El subsidio debe ir por el tema del costo de los equipos. A.C.

17. Otro mecanismo podría ser el acceder a créditos blandos, créditos que si lo pides para instalar este tipo de sistemas sea de alrededor de 2%.

B.M.

18. Crédito que aparte de que sea blando, se pueda encontrar, ya que la dificultad hoy en día cuando vas a buscar un crédito para este tipo de proyectos te dicen que el precio va a cambiar, que la tecnología no la conocen muy bien, entonces hay un riesgo muy alto hoy en día para convencer a las entidades correspondientes para otorgar el préstamo.

B.B.

19. Debe haber un modelo de crédito que sea avalado por las instituciones bancarias que esté garantizado para este tipo de cosas.

B.M.

20. Para cogeneración, biogás/biomasa se podría mediante un crédito B.B.



313


blando obtener el 60% a 70% de la inversión. En Europa los bancos pueden llegar a prestar entre el 60%-70% de la inversión y son préstamos a 8 u 10 años generalmente y allá por ejemplo se pueden encontrar tasas del orden del 4%.

21. La mano de obra en proyectos fotovoltaicos esta rondando el 25% a 30% de la inversión total, a parte de los paneles se tiene el tema estructural que es muy importante, la mano de obra tiene que ser calificada.

B.M.

22. Estamos expectantes, queremos ver cómo reacciona el mercado, creo que la primera oleada de instalaciones obviamente no vendrá por el lado del negocio, sino que va a venir por un tema de imagen, marketing.

B.M.

23. El subsidio o crédito blando se debería pensar sobre el 50% del costo de la inversión.

B.M.

24. El costo hoy en día de las tecnologías es muy elevado, a parte de los subsidios, préstamos, se debería incentivar o garantizar los precios de venta de energía.

B.B.

25. El costo, la inversión inicial, si bien es cierto han bajado los precios de estos equipos, pero esta baja en gran medida es artificial, existe un desconexión entre lo que cuesta producir una celda y el precio de venta final. Una celda puede costar entre 0.6 a 0.7 centavos de dólar. El precio de fabricante a proveedor se debería estabilizar y llegar a 1.2 US$.

B.M.

26. El mecanismo debería ir por la exención de impuestos al proveedor.

B.M.

27. Se debe cautelar el tema de las empresas que entran a este rubro, de ninguna forma cerrar barreras, pero si que las empresas que se metan en el tema de la energía renovable, demuestren que están en condiciones de hacerlo.

B.M.

.



314


19.12 Anexo O: Planilla Resultados Evaluación Económica del Mecanismo Propuesto.

Se adjuntan con el resultado de las Evaluaciones económicas del Mecanismo Propuesto, tanto para Clientes Residenciales como Comerciales e Industriales.

informe revision diseño de mecanismo gx distribuida rev...

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