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Trabajo de Investigación

Subastas de ERNC

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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERÍA

MAGISTER EN INGENIERÍA DE LA ENERGÍA

TRABAJO DE INVESTIGACIÓN

“Licitaciones de Suministro Eléctrico con Energía Renovable en

Brasil y Perú y perspectivas de aplicación en Chile” ASIGNATURA: IEN 3320 – Mercados Energéticos PROFESOR: HUGH RUDNICK ALUMNOS: RICARDO FUENTES ALEXIS GARAY

OCTUBRE 2010


Subastas de ERNC

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RESUMEN Este trabajo estudia los modelos de subastas dedicados a ERNC (Energías Renovables No Convencionales) llevados a cabo en Brasil y Perú, así como la viabilidad de la aplicación del modelo en Chile como instrumento para dar soporte y fomentar la incorporación de estas tecnologías en la ME nacional. Para lo anterior se analiza cada país citado en lo referente a su marco regulatorio general para determinar el contexto en que las subastas de ERNC se realizan. Se analizan las razones que motivaron a estos países a implantar este modelo y se analiza el grado de obligatoriedad de adquisición de ERNC por parte del mercado en que estos modelos de subasta se desarrollan. Por cierto se analizan los resultados de las subastas, respecto a cantidades y precios y como han influido las políticas energéticas en estas tendencias. También se realiza un breve análisis de las condiciones en que el proyecto eólico Monte Redondo logró ganar un contrato de suministro en una subasta general de energía realizada en Chile en el año 2009 y cuales son las señales para el mercado y para el gobierno respecto a este acontecimiento. Este trabajo concluye que Chile puede aspirar perfectamente a utilizar un modelo de subasta de ERNC para fomentar a las ERNC, sin embargo, y acorde a la experiencia internacional, este mecanismo debe ir de la mano de un grado de obligatoriedad ineludible impuesto por el regulador respecto a incorporar estas tecnologías en la ME nacional. Chile actualmente no tiene un grado de obligatoriedad absoluto al exigir porcentajes de suministro con ERNC por parte de las generadoras tradicionales, ya que estas pueden eludir la responsabilidad cancelando multas. Indistinto de si es aplicable o no para Chile un modelo de subastas para ERNC, el lector podrá darse cuenta al leer este trabajo, que más importante es el establecimiento de una política energética competente y con visión de futuro, que cree las condiciones de mercado apropiadas para que las ERNC se vuelvan un producto atractivo respecto a precios, mas allá de que estas tengan que ser constantemente forzadas a entrar en los mercados energéticos mundiales, ya sea mediante subvenciones, o por obligatoriedades impuestas por los gobiernos.


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ÍNDICE GENERAL

I INTRODUCCION........................................................................................................5 I.1 Generalidades ................................................................................................5 I.2 Subastas de energía como instrumento regulador para asegurar inversiones7 I.3 Motivación.....................................................................................................9 I.4 Objetivos........................................................................................................9

II Descripción y Modelo de Mercado Eléctrico ...........................................................10 II.1 Caso Perú.....................................................................................................10

II.1.1 Normativa General 10 II.1.2 Infraestructura 10 II.1.3 Organización 11 II.1.4 Modelo de Mercado 13

II.2 Caso Brasil...................................................................................................14 II.2.1 Normativa General 14 II.2.2 Infraestructura 15 II.2.3 Organización 16 II.2.4 Modelo de Mercado 18

III Descripción del Desarrollo de las ER........................................................................20 III.1 Caso Perú.....................................................................................................20 III.2 Caso Brasil...................................................................................................21

IV Motivación para Implementar Procesos de Licitación con ER..............................22 IV.1 Caso Perú.....................................................................................................22 IV.2 Caso Brasil...................................................................................................23

V Descripción de los Procesos de Licitación de ER.....................................................25 V.1 Caso Perú.....................................................................................................25 V.2 Caso Brasil...................................................................................................27

VI Resultados de los Procesos de Licitación de ER ......................................................28 VI.1 Caso Perú.....................................................................................................28 VI.2 Caso Brasil...................................................................................................29

VII Análisis Crítico de los Procesos de Licitación de ER ..............................................30 VII.1 Caso Perú.....................................................................................................30 VII.2 Caso Brasil...................................................................................................32

VIII Análisis de Posibilidades de Aplicaciones de los Modelos de Licitación de Energía Renovable en Chile .............................................................................................................33 IX Conclusiones................................................................................................................35 X Referencias ..................................................................................................................36 XI Anexo 1: Principales leyes marco normativo Mercado Eléctrico de Brasil ..........36


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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla VI.1: Precios máximos aprobados por el consejo directivo OSINERGMIN ............. 28

Tabla VI.2: Resultados de las licitaciones de energía ......................................................... 28

Tabla VI.3: Resultados de las licitaciones en potencia........................................................ 29

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura I.1: Proyección de producción mundial de petróleo ................................................. 7

Figura I.2: Mecanismos de apoyo a las ERNC en Latinoamérica......................................... 8

Figura I.3: Motivación cambio en tecnologías de generación eléctrica ............................... 9

Figura II.1: Capacidad instalada en generación mercado peruano.................................... 11

Figura II.2: Empresas y propiedad en el mercado eléctrico peruano ................................. 12

Figura II.3: Actores en el mercado eléctrico peruano......................................................... 12

Figura II.4: Modelo mercado eléctrico peruano.................................................................. 14

Figura II.5: Capacidad instalada en Brasil [1] ................................................................... 15

Figura II.6: Aporte por tecnología en energía a la matriz brasileña [2] ............................ 16

Figura II.7: Interacción entre instituciones del mercado eléctrico brasileño ..................... 18

Figura IV.1: Proyección de demanda sistema eléctrico de Perú......................................... 22

Figura IV.2: Disminución de la demanda eléctrica brasileña (MW promedio mes) en el año 2001 [3] ................................................................................................................................ 24

Figura VI.1: Costos y bloque de energía subasta 2008 y 2009 y precios PROINFA .......... 30

GLOSARIO DE ABREVIACIONES Y UNIDADES

GN Gas Natural ER Energías Renovables

ERNC Energías Renovables No Convencionales SIC Sistema Interconectado Central

DFL Decreto con Fuerza de Ley SING Sistema Interconectado del norte grande

CDEC Centro de despacho económico de carga ME Matriz Energética


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I INTRODUCCION

I.1 Generalidades En los años 80, el parque de generación eléctrico chileno estaba constituido principalmente por centrales hídricas, la geografía del país permitía que estos recursos fuesen abundantes. En los años posteriores, la dependencia del SIC de este tipo de energía comenzó a provocar problemas; las condiciones meteorológicas se tornaron inestables y el sistema eléctrico comenzó a mostrar serios signos de vulnerabilidad. En el año 1998 esta crisis fue evidente, la ausencia de lluvias llevó al sistema eléctrico a escenarios de racionamiento debido a que los embalses no tenían niveles que pudiesen abastecer la demanda. A raíz de lo anterior fue modificado el DFL N°1 de 1982 y se incluyó el cuestionado articulo 99 bis, el que obligaba a las generadoras a pagar compensaciones a sus clientes cuando no puedan abastecerlos ya que no reconoce como casos fortuitos, por ejemplo, desabastecimientos en los embalses. Esta modificación al DFL N°1 a futuro traería un desinterés en la inversión en generación y un desinterés por generar contratos de suministro con empresas distribuidoras. Tras esta crisis, comenzó un interés creciente por instalar centrales de ciclo combinado en base a GN importado desde Argentina, por lo que el mercado eléctrico nacional fue drásticamente cambiado, ahora ya no dependería en mayoría de recursos hídricos, sino que ahora el GN se convertiría en pilar del sistema eléctrico chileno. El efecto de este vertiginoso cambio en la ME fue en primera instancia muy bueno, difícilmente cuestionable, ya que era ésta una tecnología más limpia, más económica, de fácil y rápida instalación y alta disponibilidad. Como consecuencia de esto, los temores de desabastecimiento desaparecieron y los precios de nudo bajaron ostensiblemente, principalmente en el SING. Debido a este cambio en la ME, las inversiones en otras energías alternativas se paralizaron, ya nadie podía competir con los precios de generación del GN y pocos manejaban información respecto al oscuro panorama que la dependencia de este combustible le generaría en el futuro al país. Mientras esto sucedía en Chile, el planeta ya comenzaba a sufrir en forma más acelerada los efectos de la contaminación producida por las grandes cantidades de gases de efecto invernadero emitidos por las industrias y el transporte, tornándose en un tema ineludible para las autoridades del mundo. Tras la firma y posterior ratificación del Protocolo de Kioto en 1998 y 2002 respectivamente, enmarcado dentro de la convención marco de las Naciones Unidas sobre el cambio climático, países principalmente de la Unión Europea se comprometieron a reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero en un plazo preestablecido. Si estos países no son capaces de llevar a cabo estas reducciones deben realizar compensaciones económicas orientadas al desarrollo de proyectos de bajo impacto ambiental en países con economías en transición.


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En el año 2001, debido a la crisis Argentina, se produjo un desinterés en las inversiones de ese país por lo que el suministro hacia Chile de GN comenzó a peligrar. En el año 2004 esta situación fue evidente, las disputas entre empresarios del sector y los gobiernos de Chile y Argentina dejaron entrever la vulnerabilidad en que nuevamente había caído el sistema eléctrico chileno. La situación se había invertido, el país pasó de ser peligrosamente dependiente de recursos hídricos a ser peligrosamente dependiente de recursos energéticos extranjeros que comenzaban a escasear, y que además, habían sido negociados mediante la firma de un protocolo y no de un tratado, lo que se tradujo en menor grado de compromiso por parte de la nación Argentina para la entrega del gas. La experiencia de Chile conllevó a estudiar la instauración de un marco regulatorio que fuese menos vulnerable a las variabilidades de los precios de la energía eléctrica, así como generar un mecanismo que incentivase la inversión en capacidad de generación entregando a los inversionistas herramientas para que estos puedan disminuir sus riesgos y asegurar el pago de sus inversiones. Fue así como en el año 2006 la legislación chilena es drásticamente cambiada respecto a la forma en que los grandes clientes y distribuidoras obtendrían sus contratos de suministro, en adelante, estos serian obtenidas en forma competitiva mediante subastas de contratos de largo plazo. Este nuevo modelo de subastas de energía se tradujo en la atracción de nuevas inversiones de generación que permitieron rubro se reactivara y que el mercado chileno pudiese mirar con mayor optimismo su futura capacidad de abastecer demanda. Indistinto de lo anteriormente expuesto, el sistema eléctrico chileno tiene un serio riesgo de desabastecimiento futuro si no se realizan estrategias e inversiones que conlleven sustentabilidad. El futuro de las reservas de petróleo en el mundo es incierto, ya se habla de que la producción de este combustible está llegando a su punto de máxima explotación (figura I.1), es decir, se espera que en adelante la producción de petróleo sea descendente y que en algunos años se comience a ver escasez. Por otra parte, el suministro de GN para nuestra región es incierto, potencias mundiales como China son prioridades para el mercado actual. Radica en lo anteriormente expuesto la urgente necesidad de continuar diversificando la ME de Chile, porque la excesiva dependencia de embalses, de GN, carbón o de petróleo generá vulnerabilidad al sistema eléctrico. Chile es un país muy rico en recursos energéticos no aprovechados; se reconocen fuertes potenciales de energía eólica, geotérmica, solar, biomasa y por supuesto hídricas, entre otras; sin embargo, el país no se ha podido desligar de la tendencia mundial a la dependencia de los combustibles fósiles. Las ERNC aparecen como una opción para diversificar la ME, las tecnologías de la mayoría de estas fuentes energéticas están probadas, los recursos para el funcionamiento son inagotables y digamos gratis, la dependencia extranjera de combustibles es disminuida y además los beneficios sociales y medioambientales son pocas veces cuestionables.


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Figura I.1: Proyección de producción mundial de petróleo1

El presente trabajo explora las potencialidades de Chile para fomentar el uso de ERNC mediante modelos de subasta basado en las experiencias obtenidas por países como Brasil y Perú.

I.2 Subastas de energía como instrumento regulador para asegurar inversiones Bajo una premisa básica de los mercados eléctricos competitivos, los precios basados en una teoría marginalista optimizan el uso de la capacidad instalada definiéndose los precios spot y además genera incentivos para la inversión, esto ya que a medida que el mercado comienza a requerir más energía, una de las primeras señales es la aparición de costo marginales más altos debido a la utilización de unidades con costos variables cada vez más altos [10]. Este aumento de precio gatillado por una demanda creciente se transforma en una señal y en un incentivo para los inversionistas. Sin embargo, en la práctica se requieren otro tipo de incentivos para asegurar las inversiones necesarias para la operación segura del sistema eléctrico, uno de estos es la remuneración por la capacidad instalada de las unidades generadoras. Los mercados eléctricos de Sudamérica, a partir del año 2006, han comenzado a abandonar el modelo de tarificación marginalista y han migrado hacia un modelo de subastas de energía, donde el precio es fijado en forma libre acorde a las señales del mercado y a lograr competitividad para que los generadores ganen contratos de suministro de largo plazo. Este modelo implementado inicialmente en Brasil y Chile, permite a los inversionistas proyectar el pago de sus inversiones con menor riesgo, y por otra parte, los consumidores ya no se ven afectados por la variabilidad de los precios spot. Sin embargo, los contratos que son

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Fuente: Asociación para el Estudio del Cenit del Petróleo (ASPO)-2004.


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generados por las subastas de energía pueden tener fórmulas de indexación, lo que elimina aun más el riesgo a los inversionistas, y por el contrario, aumenta la variabilidad del precio a los consumidores. En el proceso de subasta las empresas generadoras ofrecen sus bloques de energía a plazo fijo, mientras que las distribuidoras y clientes libres están dispuestos (obligados en el caso de las distribuidoras en Chile) a adquirir contratos de suministro de largo plazo. Los modelos de subastas permiten a los inversionistas, no sólo garantizar el pago de sus inversiones, sino también de asegurar el oportunismo de realizar la misma, ya que este puede participar del proceso sin haber aún iniciado la construcción de la central aportante. En esta instancia el inversionista sí debe calificar demostrando la seriedad de su oferta en base a estudios que demuestren la factibilidad del cumplimiento de energía y eventualmente de potencia. Los modelos de subastas han sido utilizados en Latinoamérica para promover el uso de las energías renovables en Uruguay, Perú y Brasil. Otros países, como Chile, han adoptado distintas formas para generar un escenario en el mercado que permita la proliferación de las ERNC. En particular Chile utilizada el modelo de cuotas. En la figura I.2 se aprecia los distintos instrumentos que utilizan los países en Latinoamérica.

Figura I.2: Mecanismos de apoyo a las ERNC en Latinoamérica2

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Imagen extraída de referencia [14]


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Los modelos de subastas aparecen como una interesante alternativa para la agilización de las inversiones en energías renovables no convencionales. En este trabajo se analiza de la experiencia llevada a cabo por Brasil y Perú y las posibilidades de aplicación en Chile.

I.3 Motivación Como se indicó anteriormente, el mercado eléctrico chileno ha sufrido diversos problemas de abastecimiento debido principalmente a la dependencia de combustibles fósiles, de esta forma, este mercado se ha vuelto vulnerable y fuertemente dependiente de agentes externos a las políticas eléctricas nacionales, lo que hace peligrar los marcos de abastecimiento futuros. Por otra parte, las complicaciones que han causado en el mundo los gases de efecto invernadero son una clara señal de que si las emisiones no son disminuidas, o estancadas, los problemas climáticos y de salud para la humanidad seguirán empeorando. La figura I.3 sintetiza las motivaciones para la realización de este trabajo respecto a la promoción de energías renovables.

Figura I.3: Motivación cambio en tecnologías de generación eléctrica

Respecto a las motivaciones de utilizar modelos de subasta, lo que se busca es un mecanismo que permita disminuir la incertidumbre de los inversionistas en ERNC, facilitándoles la toma de decisión de construcción de la central aportante y garantizándoles un flujo constante de ingresos (o indexado) mediante un contrato de largo plazo que pague la inversión.

I.4 Objetivos

Este trabajo tiene como objetivo investigar las posibilidades de aplicación de un modelo de subasta de ERNC en Chile a modo de diversificar la ME, basándose en las experiencias obtenidas por países como Brasil y Perú, realizando además un análisis crítico de los procesos llevados a cabo por los países mencionados.

Problemas políticos

Concentración Tecnológica

Problemas medioambientales

Autonomía energética

Reservas combustibles fósiles

Necesidad de cambio en las tecnologías de generación eléctrica


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II Descripción y Modelo de Mercado Eléctrico

II.1 Caso Perú En este apartado se hace referencia a las características del mercado eléctrico peruano, así como su modelo de mercado y entes que intervienen. La información de este apartado ha sido extraída en gran parte desde un documento promotor del sector eléctrico del Perú elaborado por el Ministerio de Energía y Minas.

II.1.1 Normativa General Las actividades del subsector electricidad están normadas por la Ley de Concesiones Eléctricas (Ley N° 25844) y su Reglamento, vigentes desde el año 1992. Dichas normas se complementan con la Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica (Ley N° 28832) vigente desde el año 2006 con fines de perfección y adecuación a un mercado eléctrico más competitivo. Posteriormente, se perfeccionan los mecanismos de inversión con las siguientes normas:

• Ley N° 1041 (junio de 2008), que también perfecciona la normatividad eléctrica y promueve el uso eficiente del gas natural.

• Ley N° 1002 (mayo de 2008), que concede ventajas competitivas a los proyectos de generación con energías renovables.

Finalmente, existen normas que otorgan beneficios tributarios adicionales a los proyectos de generación eléctrica:

• Ley N° 1058 (junio de 2008), que establece el beneficio de la depreciación acelerada, hasta de 20% anual, para la inversión en proyectos hidroeléctricos y otros recursos renovables.

• Ley Nº 28876 (Junio de 2006), que establece la recuperación anticipada del impuesto general a las ventas de electricidad en empresas que utilizan recursos hidráulicos y energías renovables

II.1.2 Infraestructura En el sector generación existe una equilibrada ME entre fósiles y renovables. En cuanto a las renovables alrededor del 55% de la potencia instalada es hidroeléctrica, mientras que el restante 45% corresponde a principalmente a plantas de gas natural (1719MW), con una


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participación muy baja de plantas diesel y carbón. La figura II.1 muestra la distribución mencionada3.

Figura II.1: Capacidad instalada en generación mercado peruano4

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) cubre casi la totalidad de las regiones del país con líneas de transmisión de 220 kV, 138 kV y 60 kV de tensión nominal, en un sistema principalmente radial, aunque en el corto plazo se tiene proyectado contar con líneas de transmisión de 500 kV. Respecto a la propiedad de la infraestructura, esta pertenece en gran medida al estado, particularmente en el sector distribución y generación. El sector transmisión ha sido completamente privatizado. En la figura II.2 se aprecian las principales empresas del mercado y la propiedad respectiva.

II.1.3 Organización Los agentes que participan en el subsector electricidad en el mercado eléctrico peruano interactúan según la normatividad vigente, con el absoluto respeto de los derechos de las empresas que desarrollan actividades eléctricas y la protección al consumidor. En la Figura II.3 se presentan a los agentes promotores, reguladores y los agentes directos (empresas y clientes).

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Datos al 2008

4 Figura extraída de referencia [8]


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Figura II.2: Empresas y propiedad en el mercado eléctrico peruano5

Figura II.3: Actores en el mercado eléctrico peruano6

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Figura extraída de referencia [8]

6 Imagen extraída de bibliografía [8]


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II.1.4 Modelo de Mercado El mercado eléctrico peruano tiene un modelo tipo Pool, muy similar al modelo Chileno. En es sentido existen tres bloques principales en infraestructura y negocio; la generación, la transmisión y la distribución. Los generadores realizan transacciones entre si a costo marginal, mientras que los distribuidores obtienen su energía mediante contratos con los generadores, adquiridos mediante procesos de subasta acorde a lo indicado en la Ley 28832. En términos más precisos se puede decir que existen 3 mercados:

• Mercado de usuarios libres que contratan directamente su suministro precio libre. • Mercado de usuarios regulados cuya tarifa de generación es fijada por el regulador. • Mercado de corto-plazo, definido por el precio marginal por un despacho por orden

de mérito de costos, que sirve para valorar los intercambio entre generadores. Las coordinaciones del mercado están a cargo del El COES, que es una entidad privada, sin fines de lucro y con personería de Derecho Público. Está conformado por todos los Agentes del SEIN7 (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por los agentes. Tiene por finalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo8. En la Figura II.4 se muestra la estructura del mercado eléctrico peruano, así como las partes integrantes del COES. En cuanto a las licitaciones de energía, el suministro de generador a distribuidor para el servicio público, puede hacerse por contratos directos no resultantes de una subasta, cuyo precio no sea superior un precio establecido por el regulador llamado precio de barra, o por contratos resultantes de subastas/licitaciones. Los distribuidores están obligados a realizar subastas si no pueden asegurar el suministro al 100% de su demanda, por lo menos con dos años en avance. Distribuidoras se pueden unir en una misma subasta y los grandes usuarios pueden pedir ser incorporados en las subastas. El sistema de subastas, incluyendo las de largo plazo, todavía no ha terminado de reglamentarse. Sin embargo, en el DL 1041se produce una ampliación de plazos de los contratos hasta 20 años y a precios firmes no modificables.

7 Sistema Eléctrico Interconectado Nacional del Perú

8 De referencia [9]


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Figura II.4: Modelo mercado eléctrico peruano9

II.2 Caso Brasil

II.2.1 Normativa General El sector eléctrico brasileño ha pasado esencialmente por 3 marcos regulatorios. El primero de ellos es el que rige hasta el año 1995, donde el mercado se financia netamente con recursos públicos, con empresas integradas verticalmente, monopolios y nula competencia, además de un mercado completamente regulado. A partir del año 1995 hasta el año 2003 existe un mercado con un marco normativo que integra la inversión privada, las empresas dejan de ser integralmente integradas, destacándose la aparición como segmento independiente al comercializador y aparece un mercado netamente libre. El tercer marco regulatorio nace bajo la reestructuración llevada a cabo mediante la Ley 9.648 a partir del año 1998 como paso inicial, y la ley 10.848 y Decreto 5.081 como paso final de la reestructuración en el año 2004. Esta gran reestructuración del mercado busca una coexistencia entre las empresas estatales y privadas y coexistencia entre mercado libre y regulado, así como garantizar la contratación del 100% de la energía requerida para suministro.

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Imagen extraída de presentación “Mercado Eléctrico del Perú”, Eduardo Zolezzi, Consultor Banco Mundial-Octubre 2008.


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Paralelamente, a partir del año 2002, con la creación mediante Ley10.438 de “PROINFA”10, se genera una cadena de legislación orientada a dar soporte a las ERNC, creando instrumentos para la integración de estas tecnologías a la ME de Brasil. En el anexo 1 se encuentra un listado de las leyes y decretos de mayor importancia del mercado eléctrico Brasileño.

II.2.2 Infraestructura El sistema eléctrico brasileño cuenta al año 2010 con una capacidad de 116 GW aproximadamente, lo cual lo convierte en el sistema con mayor potencia instalada en Sudamérica. Cabe destacar la preponderancia de las centrales hidroeléctricas en la capacidad instalada con casi 80 GW, lo que representa un 68% del total de la capacidad de generación. Brasil también tiene contratos de importación de electricidad con Paraguay y Venezuela los que suman 6 GW aproximadamente. La figura II.5 muestra la distribución en capacidad instalada del país.

Figura II.5: Capacidad instalada en Brasil [1]

Otro aspecto de interés corresponde a la división del sistema interconectado brasileño en 4 zonas geográficamente identificables (Norte, Noroeste, Sudeste/Centro Oeste y Sur), las cuales tienen la capacidad de exportar sus excedentes de producción a zonas deficitarias de generación. Respecto a la generación de energía, Brasil presentó entre los meses de agosto 2009 y julio 2010 una generación de 496 GWh de consumo, de los cuales la mayor proporción corresponde al segmento industrial con 166 GWh (33% aproximadamente). Al considerar la generación del año 2009 por tipo de tecnología, el sistema brasileño muestra en la 10 Programa para promover la expansión de las energías renovables en general, y específicamente para promover el desarrollo de la industria relacionada con energías renovables a nivel local


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actualidad una componente hidroeléctrica cercana al 93%11, complementada por los aporte de centrales térmicas y nucleares, con un 4 y 3% respectivamente, y un aporte muy marginal de centrales eólicas, con menos de un 1%, lo que significa que el factor de planta de las centrales eólicas está en el orden del 20 al 30%. De lo anterior se infiere que la ME es altamente sustentable, con fuerte participación de ER y en menor medida de ERNC. La figura II.6 muestra este hecho.

93,3%

3,7%

2,9%0,2%

Matriz de Generación Brasil - Año 2009

Hidro Térmico Convencional Térmico Nuclear Eólico Figura II.6: Aporte por tecnología en energía a la matriz brasileña [2]

El peak de demanda para el año 2010 ocurrió en el mes de febrero, con un requerimiento para el sistema eléctrico de 71 GW, lo cual significa que el sistema brasileño tiene un margen de seguridad de capacidad de (116-71)/71 = 63% por sobre la demanda máxima del sistema. Se verifica una tasa de crecimiento anual de la demanda de un 7,2% entre agosto 2009 y julio 2010. Grandes empresas controladas por el gobierno dominan el sector eléctrico Brasileño, incluyendo la propiedad del gobierno federal de Eletrobrás (aproximadamente 52% de capacidad) y compañías estatales CESP(12%), Cemig(10%) y Copel(8%). El sector estaba inicialmente destinado a la privatización a comienzos de 1994, sin embargo, a pesar de muchos intentos hacerlo y esfuerzos para detenerlo por los sucesivos gobiernos, esto no se logró y hoy en día el porcentaje de privatización es más bien bajo.

II.2.3 Organización Tras la reforma del 2004, las instituciones que intervienen en la regulación, operación, planificación y supervisión del sistema eléctrico brasileño son las siguientes: 11

Este porcentaje ha sido una característica constante de la ME del Brasil. En el año 1985 el porcentaje era similar.


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• Ministerio de Minas e Energía – MME: Después de la aprobación de la nueva ley (2004), asume ciertas obligaciones que estaban previamente bajo responsabilidad de la ANEEL, destacándose la entrega de concesiones y emisión de instrucciones para los procesos de licitación para concesiones referentes a los servicios públicos.

• Agencia Nacional de Energía Eléctrica – ANEEL: El sector eléctrico brasileño es

regulado por la ANEEL. Después de la promulgación de la ley del nuevo modelo del sector eléctrico, la principal responsabilidad de la ANEEL pasó a ser regular y supervisar el sector eléctrico, en línea con la política adoptada por la MME.

• Consejo Nacional de Política de Energía – CNPE: Fue creado para optimizar el

uso de recursos de energía de Brasil y para garantizar el abastecimiento de energía en el país.

• Operador Nacional del Sistema Eléctrico – ONS: La ONS es una entidad de

derecho privado sin fines de lucro constituida por generadores, transmisores, distribuidores y consumidores libres. El papel básico de la ONS es coordinar y controlar las operaciones de generación y transmisión del sistema interconectado, sujeto a la reglamentación y supervisión de la ANEEL

• Empresa de Pesquisa Energética – EPE: Es responsable de investigar estrategias

para el sector eléctrico, con relación a la energía eléctrica, petróleo, gas, carbón y fuentes de energías renovables.

• Comité de Monitoriamiento del Sector de Energía – CMSE: Es responsable por

el monitoreo de las condiciones de abastecimiento del sistema, proponiendo medidas preventivas para restaurar las condiciones adecuadas de entrega, incluyendo acciones en el lado de la demanda, de la oferta y otras.

Las interacciones entre agentes se muestran en la figura siguiente:


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Figura II.7: Interacción entre instituciones del mercado eléctrico brasileño

II.2.4 Modelo de Mercado En el año 2004, el gobierno federal promulgó la ley que rige actualmente al sector eléctrico en un esfuerzo para reestructurar el sector con el fin de entregar más incentivos a los agentes privados y públicos para construir y mantener la capacidad de generación y garantizar el abastecimiento de energía a tarifas moderadas por medio de procesos competitivos de subastas públicas de energía. La ley del nuevo modelo del sector eléctrico introdujo alteraciones relevantes en la reglamentación del sector eléctrico aspirando a:

• Entregar incentivos a los agentes privados y públicos para construir y mantener la capacidad de generación

• Garantizar el abastecimiento de energía en brasil a tarifas razonables por medio de

procesos de subastas públicos de energía eléctrica. Las principales características de la ley del actual modelo del sector son las siguientes:

• Creación de dos ambientes distintos para comercialización de energía, uno para la contratación de la energía destinada a las empresas de distribución, llamado ambiente de contratación regulada, operado a partir de subastas de compra de energía, y otro mercado con reglas de comercialización más flexibles para los generadores, consumidores libres y empresas de comercialización de energía, llamado ambiente de contratación libre.

CNPE

MME CMSE EPE

AGENTES ONS CCEE

ANEEL


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• La obligatoriedad por parte de las empresas de distribución de adquirir energía suficiente para satisfacer el 100% de su demanda.

• Existencia de capacidad física de generación para toda la energía comercializada en

contratos.

• Restricciones a ciertas actividades de distribuidoras, de forma de garantizar que estén envueltas solo en su principal negocio, a fin de asegurar servicios más eficientes y confiables a sus consumidores.

• Restricción al auto-abastecimiento (self-dealing) para entregar un incentivo para

que las distribuidoras contraten energía a precios más competitivos, en vez de comprar energía de partes relacionadas.

• Cumplimiento de los contratos asignados antes de la ley del nuevo modelo del

sector eléctrico con fin de proporcionar estabilidad en las transacciones realizadas antes de su promulgación.

• Prohibición de las distribuidoras de vender electricidad a consumidores libres a

precios no regulados y de desenvolver actividades de generación y de transmisión de energía eléctrica.

Además el actual marco regulatorio excluye a Eletrobrás y sus subsidiarias del plano nacional de privatización, que es un programa criado por el gobierno en 1990 aspirando a promover el proceso de privatización de las empresas estatales. En términos generales, el marco regulatorio permite al segmento de generación vender su energía en un ambiente de contratación regulada, a consumidores libres, a comercializadores, a distribuidoras y al PROINFA. La energía generada por Generación distribuida, plantas calificadas de acuerdo con PROINFA e Itaipu no estarán sujetos al proceso de subastas para el abastecimiento de energía en el ambiente de contratación regulada. La energía generada por Itaipu es comercializada por Eletrobrás y los volúmenes que deben ser comprados por cada concesionaria de distribución son establecidos por medio de cuotas definidas por la ANEEL. La tarifa por la cual la energía de Itaipu es comercializada es denominada en dólar norteamericano y establecida conforme el tratado firmado entre Brasil y Paraguay. En cuanto al Ambiente de contratación regulada (ACR), las empresas de distribución compran energía para sus mercados por medio de subastas públicas reguladas por la ANEEL, y operados por la CCEE. En este sentido las compras de energía serán hechas por medio de dos tipos de contratos:


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• Contratos de cantidades de energía: generador obligado a entregar un bloque establecido de energía, asumiendo el riesgo de hidrologías secas (debe comprar la diferencia en el mercado en caso de no poder cumplir)

• Contratos de disponibilidad de energía: generador no esta obligado a entregar el

bloque de energía comprometido, en este sentido el riesgo lo asume la distribuidora, la que transfiere costos extras a consumidores al comprar la energía deficitaria en el pool.

Las distribuidoras están obligadas a contratar 100% de sus necesidades proyectadas de energía, y no más de los 95% establecidos por el modelo ACR. El no cumplimiento de la totalidad de su mercado puede resultar en multas para las concesionarias de distribución. En cuanto al Ambiente de contratación libre (ACL), la contratación libre la energía eléctrica es comercializada entre las concesionarias de generación, productores independientes de energía, auto productores, agentes de comercialización, importadores de energía y consumidores libres, esencialmente las bases del modelo institucional que reinaba antes de la promulgación de la ley del año 2004. Consumidores potencialmente libres son aquellos que pueden ejercer la opción de cambiarse de abastecedor de energía eléctrica, estando caracterizado por:

• Estar contratados después del 8 de julio de 1995, con una demanda contratada encima de 3MW y en cualquier nivel de tensión.

• Estar contratados antes del 8 de julio de 1995 con una demanda contratado encima de 3MW, pero conectados a un nivel de tensión mayor o igual a 69 Kv.

• Consumidores con demanda contratada igual o superior a 500 Kw, pueden ser servidos por abastecedores, que no son su empresa local de distribución.

III Descripción del Desarrollo de las ER

III.1 Caso Perú El desarrollo de las ERNC en el Perú hasta antes del proceso de subasta fue bastante escaso, sólo se desarrollaron proyectos hidroeléctricos de potencias inferiores a 20MW. Lo anterior se produjo sin ningún tipo de normativa que apoyase el desarrollo de las ERNC. A nivel no comercial se produjeron algunos desarrollos principalmente en áreas aisladas, promovidos por los planes según los planes de Electrificación Rural del MINEM amparado por la Ley General de Electrificación Rural (Ley Nº 28749) del año 2006. Respecto a


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energía eólica, existen desde el año 1993 dos aerogeneradores piloto de 0.25 MW (C.E. Malabrigo) y 0.45 MW (C.E. Marcona) [8]. Al margen de no concretar proyectos de basados en ERNC previo a la realización de subastas, se llevaron a cabo estudios de potencial tanto eólico como geotérmicos (estos últimos se realizan desde el año 1977) y en menor medida solar, lo que permitió definir los potenciales con los que el país contaba, generando una orientación a los inversionistas que mas tarde participaran del primer proceso de subasta de ERNC del Perú.

III.2 Caso Brasil12 En el año 2002 Brasil comenzó el desarrollo de mecanismos de apoyo a las ER mediante el programa PROINFA. El primer mecanismo fue esencialmente establecer un sistema de feed-in tariff, designado para contratar 3300 MW de energía eólica, biomasa y pequeñas hidroeléctricas (plantas con capacidad inferior a 30 MW). Cada tecnología tuvo asignada diferentes feed-in tariff para el primer bloque de 1100 MW. La energía es luego vendida a Eletrobras (el holding de empresas de servicios públicos propiedad del gobierno federal) mediante contratos de 20 años de duración. Posteriormente Eletrobras revende esta energía a todos los consumidores del sistema en proporción al consumo del momento, luego los consumidores tendrán derecho a cuotas de energía en sus portafolios de contratos. El precio promedio pagado a PRINFA por energía proveniente de parques eólicos es de US$140/MWh (en la actualidad estos precios dependen de los factores de carga de los parques). PROINFA requiere que al menos el 60% del equipamiento de cada proyecto se suministrado por empresas locales. No todas las tecnologías cumplieron sus cuotas de instalación, por lo que debió realizarse transferencias entre una tecnología a otra a modo de cumplir la meta de los 3300 MW. En definitiva, un poco más de los 3300 MW fueron adquiridos por el programa PROINFA. El programa fue efectivo en el fomento de la industria de energía renovable en Brasil a gran escala, pero tuvo algunos problemas de implementación, llegando exitosamente a la meta el años 2010. Desde diciembre de 1996 ha habido incentivos específicos para la venta de ER a través de contratos en el mercado libre. Estos incentivos tienen la forma de descuentos en las tarifas de transmisión y distribución para consumidores que compran energía a través de contratos que provienen de ERNC. En la práctica este es un subsidio en los cables, que es pagado por los usuarios de las redes y recibido por los consumidores de ERNC. Este mecanismo estimuló el desarrollo de la cogeneración con caña de azúcar y de pequeñas hidroeléctricas, sin embargo, los compromisos contractuales, y por ende el riesgo en precio-cantidad, en cuanto a potencia firme han mermado el desarrollo de la tecnología eólica.

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Apartado extraído casi en su totalidad de referencia [14]


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En el año 2008, en forma paralela a PROINFA, se instauro un nuevo mecanismo para el fomento de las ERNC el que consistía en someter grandes bloques de suministro a procesos de subastas. Hasta subastas se han sucedido en el año 2008, 2009 y 2010. Mayores detalles de estos procesos y sus resultados en los capítulos posteriores.

IV Motivación para Implementar Procesos de Licitación con ER

IV.1 Caso Perú El gobierno de Perú, a través de su decreto legislativo Nº 1002 de promoción de energías renovables, reconoce este tipo de tecnologías como una opción estratégica para afrontar los desafíos económicos del país y para la diversificación de la ME. La economía peruana viene experimentando un crecimiento económico sostenido que está ligado a un mayor crecimiento de la demanda de energía eléctrica, cuyas tasas han sido del 8,3% el 2006, 10,8% el 2007 y 8,45% el 2008, promediándose al 2009 un crecimiento que bordea el 8% durante los últimos 5 años. Dado el tratado de libre comercio entre EEUU y Perú, ratificado por este último en el 2006 y puesto en vigencia el año 2009, con las consecuentes posibilidades de aceleramiento del desarrollo económico de esta nación, se estima que al 2015 el crecimiento de la demanda eléctrica será en promedio del 7,3% [11] lo que se traducirá en un aumento de la oferta de potencia en 3600MW para aquel año. En la figura IV.1 se aprecia la tendencia de crecimiento de la demanda en distintos escenarios.

Figura IV.1: Proyección de demanda sistema eléctrico de Perú13

Dado lo anterior nace la necesidad de atraer inversiones al mercado eléctrico peruano, inversiones que se traduzcan en una matriz estable en precios, poco vulnerable a las

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variaciones internacionales. En este sentido, el gobierno peruano ha optado por utilizar un mecanismo de atracción de inversión mediante un modelo de subasta, en el que se garantice a los inversionistas en ERNC el despacho prioritario de su energía al sistema y que se le garantice un flujo constante de ingresos14 durante el periodo de vigencia de la tarifa de adjudicación. El gobierno peruano reconoce en las energías renovables la opción más limpia y beneficiosa para afrontar los nuevos desafíos de desarrollo del país, logrando una mayor cimentación de una política de seguridad energética. El plan considera lograr una participación importante de las ERNC en la futura ME en desmedro de combustibles de origen fósiles, los que son reconocidos como no renovables y contaminantes.

IV.2 Caso Brasil Brasil comenzó su proceso de reestructuración del mercado eléctrico desde mediados de la década de los años ’90. Dos de los principales hitos fueron la creación de Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), mediante la Ley 9.427 del año 1996 y la reorganización de los segmentos de generación, transmisión, distribución y comercialización. La reestructuración fue pensada para incentivar una masiva entrada de inversionistas privados tanto a los segmentos de generación y distribución, dominados hasta ese momento por empresas estatales, y la creación de un mercado mayorista a nivel de generación. Sin embargo, las primeras series de medidas no fueron del todo exitosas debido a factores macroeconómicos de Brasil a fines de la década de los año ’90 (depreciación del Real en 1999), presión hacia el regulador del sistema de traspasar las pérdidas de las compañías a las tarifas eléctricas y una severa sequía que afecto a Brasil durante los años 2000 y 2001. Los eventos de sequía que afectaron seriamente la capacidad de generación de los embalses hidroeléctricos, determinaron la necesidad de realizar racionamientos eléctricos, programas de reducciones voluntarias (con castigos y premios a través de la tarifa) y evaluar la forma como la seguridad energética futura era dejada solamente en manos de las reglas del mercado eléctrico. Otro factor que afecto el pleno éxito de las primera etapas de reformas y cuerpos normativos, fue que estas fueron realizadas cuando ya se había iniciado el proceso de privatizaciones en generación y distribución, con lo cual el marco regulatorio no era efectivo en entregar las pautas de diseño del mercado ex - antes que sus actores se integraran a el mismo.

14

Constante pero afecto a fórmulas de actualización definidas por el regulador


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Figura IV.2: Disminución de la demanda eléctrica brasileña (MW promedio mes) en el año 2001 [3]

Los factores descritos incentivaron al gobierno de Ignacio da Silva (quien ganó las elecciones presidenciales en el año 2002) a promover e implementar un nuevo modelo para el sector eléctrico de Brasil. Se crearon la Empresa de Investigaciones Eléctricas (EPE), organismo encargado de realizar estudios de planificación en materia eléctrica para asesor al Ministerio de Minas y Energía, y la Cámara de Comercialización de Energía (CCEE) para coordinar las transacciones comerciales en el mercado eléctrico. Adicionalmente, se dividió el marcado eléctrico mayoristas en dos segmentos: clientes libres y clientes regulados. El nuevo modelo de mercado eléctrico contempló el suministro de las empresas distribuidoras a través de un proceso de licitaciones competitivas y abiertas, coordinadas por la ANEEL. Para esto, se realizó una distinción entre las ofertas provenientes de capacidad de generación ya instalada y las ofertas de nuevos proyectos. Para incentivar el nuevo mercado, se determinó que las empresas distribuidoras deben tener el 100% de su energía contratada para el horizonte de los próximos cinco años y para el caso de nuevos proyectos que utilicen energía renovable no convencional (principalmente eólica y biomasa en Brasil), contratos de larga duración de entre 15 a 35 años para disminuir el riesgo financiero de los eventuales inversionistas interesados en participar en las licitaciones [3]. En lo referente a las subasta especificas de energías renovables, la motivación para esta decisión se enmarca en el “boom” del etanol en Brasil producido entre los años 2006 y 2007, donde se incentivó a la expansión de la producción de caña de azúcar y la instalación de cientos de fábricas de etanol que estarán operativas entre el año 2009 y 2012 y que serian aptas para asociar proyectos de generación eléctrica. En cuanto a la energía eólica, la motivación para esta subasta se basa en tomar ventajas de los bajos costos de equipamiento dada la crisis mundial entre los años 2008 y 2009 y del desarrollo local de la tecnología a gran escala impulsado por PROINFA.


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V Descripción de los Procesos de Licitación de ER

V.1 Caso Perú En este apartado se describe el procedimiento de subasta y de adjudicación de bloques de energía renovable de largo plazo, implementado por Perú para fomentar la inversión a través de la Ley de promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energía renovables – Decreto Legislativo No. 1002, y el Reglamento de la generación de electricidad con energías renovables – Decreto Supremo No. 050-2008- EM. El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería – OSINERGMIN, es la institución encargada de subastar la energía ofertada por cada generador en base a ER, en base a los direccionamientos que fije el Ministerio de Energía y Minas. El OSINERGMIN es el organismo encargado de realizar la convocatoria, preocupándose de mantener informados a los potenciales ofertantes de energía respecto a plazos, cantidad de energía requerida, y en general toda información que permita una adecuada fluidez del proceso de inscripción. Para esto utilizará periódicos de circulación nacional e internacional y su portal de Internet. En particular el OSINERGMIN informará del inicio del proceso al menos 120 días calendarios en inicio de este. Las bases del proceso son elaboradas por el OSINERGMIN y aprobadas por el viceministro de energía. Estas bases serán publicadas por el OSINERGMIN y son de cumplimiento obligatorio para todos los participantes del proceso de subasta. Los procesos se llevaran a cabo al menos con una periodicidad de dos años. Los inversionistas deben cumplir una serie de requisitos para poder participar en el proceso, entre los más importantes se considera:

• Demostrar mediante un estudio de prefactibilidad la capacidad de entregar energía, así como las inversiones necesarias en equipos y leneas de transmisión y los plazos para puesta en operación de la planta.

• Que la planta cumple con los requerimientos técnicos de operación acorde a la

futura interconexión a los sistemas eléctricos.

• Que el inversionista deberá presentar una garantía de seriedad de la oferta, la que posteriormente se transformará en una garantía de fiel cumplimiento de contrato de concesión, finalizando la vigencia de esta garantía hasta la puesta en operación comercial de la planta generadora.

Para la determinación de la tarifa base, OSINERGMIN considera una rentabilidad no menor a la tasa del 12% real anual, realizando los estudios de costos internacionales de


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inversión, de operación y mantenimiento, así como los costos relacionados a las conexiones al sistema necesarias para su operación. Sobre las tarifas de adjudicación, para poder otorgarlas se siguen los siguientes pasos:

1. Se ordenan los precios de menor a mayor. 2. Se verifica que no se excedan las tarifas base. 3. Se verifica que los MW no excedan los límites de potencia. 4. Se verifica que MWh ofertado sea menor a energía requerida. 5. Se adjudican las tarifas a los proyectos.

En este procedimiento, se subasta la energía requerida en MWh/año. Sobre la energía que se subasta, el Ministerio de Energía y Minas fija un porcentaje objetivo cada 5 años, para la primera subasta (primeros cinco años) es el 5% del consumo nacional, esta energía requerida para la primera subasta realizada en el Perú fue de 1314 GWh/año. Las tarifas que resulten adjudicadas tendrán un plazo de vigencia no menor a 20 ni mayor a 30 años. Respecto a la tarifa de adjudicación, es definida como aquella tarifa que se garantiza a cada adjudicatario por la venta de su producción de energía, expresada en ctv US$/kWh, y es el resultado como consecuencia del proceso de subasta. Esta tarifa de adjudicación, si bien es definida en la normativa como fija, contempla fórmulas de actualización, las que son definidas en las bases [13]15. Ahora bien, a efectos de garantizar de manera efectiva los ingresos de los generadores que utilicen recursos renovables a la tarifa de adjudicación conforme a lo establecido anteriormente, el regulador ha previsto el establecimiento de una prima pagadera a los generadores en ERNC. Esta prima representa el monto para que el generador en ERNC reciba los ingresos garantizados (por la venta de la energía producida valorizada a la tarifa de adjudicación), una vez descontados los ingresos recibidos por la venta de la energía producida valorizada al costo marginal de corto plazo. En definitiva, la prima es el monto que pagarán los restantes generadores del sistema [13]16, en caso que los ingresos por costo marginal de los generadores en ERNC no cubran los ingresos garantizados a la tarifa de adjudicación, y se aplican únicamente durante el plazo de vigencia del contrato. De lo anterior se infiere que en el proceso de subastas no existen distribuidoras o grandes clientes que compren la los bloques de energía, sino que el regulador determina a los generadores ERNC que venderán su producción en el mercado de corto plazo garantizándoles sus ingresos. Por cierto existe prioridad en el despacho de la energía eléctrica producidas por ERNC. Como parte del paquete de incentivos, el Regulador ha dispuesto que la energía generada a través de recursos renovables tendrá prioridad en el despacho diario de energía eléctrica 15

Artículo 1.24

16 Artículo 19.5


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con el fin de asegurar el despacho de la energía producida por dicha generación y cubrir el porcentaje objetivo que se otorga a dichos generadores. Los generadores en base a ERNC que no logren adjudicarse contratos, podrán vender su energía a precio marginal de corto plazo o en base a contratos celebrados libremente con terceros

V.2 Caso Brasil En el año 2008, un nuevo mecanismo de incentivo fue establecido en Brasil. La regulación del país permitió el uso de contratos de subastas como mecanismo de respaldo para el desarrollo de tecnologías especificas, dadas por las decisiones de la política energética instaurada. En este esquema, el costo fijo de estas tecnologías es pagado por todos los usuarios, pero en este caso los consumidores17 no deben tener esta energía como parte de su portafolio de contratos, que era lo que ocurría con PROINFA. En su lugar, esta energía es usada como reserva física del sistema. Como esta energía no es formalmente asignada a los consumidores mediante contratos futuros, el ingreso por energía se realiza mediante el mercado spot, donde los costos son finalmente pagados por los consumidores (en el modelo de subasta Peruano, este costo lo pagan las generadoras). Bajo este esquema algunos consumidores han comenzado a instalar plantas comerciales en ERNC, pagando una cantidad fija y recibiendo como beneficio los ingresos del mercado spot. Desde el año 2008, las subastas de tecnologías específicas se han convertido en el mecanismo principal para el fomento de las ERNC. La primera subasta fue llevada a cabo en agosto de 2008 para contratar nueva energía en cogeneración preveniente de caña de azúcar para ser entregada al sistema en el 2011 y 2012. En orden de hacer uso de la expansión de la producción de etanol para el beneficio del sector energético fueron llevadas a cabo subastas especiales de reserva para contratar nueva energía desde estas plantas. Alrededor de 2400 MW fueron adquiridos en contratos de 15 años de duración con un precio promedio de US$84/MWh. En diciembre de 2009, una subasta similar se llevo a cabo para contratar energía eólica que será entregada al sistema a partir del año 2012. El producto ofrecido por los inversores potenciales fueron contratos con entrega a partir del 2012, lo que incluye un mecanismo específico diseñado para proveer a los inversionistas pagos fijos (a modo de facilitar los temas financieros). Los proyectos eólicos representan 13000 MW registrados para la subasta, de los cuales se contrataron alrededor de 1800 MW de capacidad a un precio promedio de US$80/MWh. Diversos inversionistas locales e internacionales ganaron los contratos.

17

Refiriéndose a las distribuidoras


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En la actualidad Brasil posee el 65% de la capacidad instalada en parques eólicos en Sudamérica. El país mantiene 45 parques con una capacidad agregada de 800 MW aproximadamente, lo que equivale al 0,7% de la capacidad instalada total del país.

VI Resultados de los Procesos de Licitación de ER

VI.1 Caso Perú La primera subaste de ERNC llevada a cabo en el Perú se realizó el 12 de febrero de 2010, y contó con la participación de 45 proyectos de distintas tecnologías en base a ERNC. Esta licitación contó con los siguientes precios máximos para cada tecnología, establecidas por el regular acorde a lo explicado previamente en el capítulo de descripción de procesos de subasta.

Tabla VI.1: Precios máximos aprobados por el consejo directivo OSINERGMIN

Precios máximos para subasta Tecnología US$/MWh

Biomasa 120 Eólica 110 Solar 269 Hidroeléctrica 74

Los resultados del proceso se muestran en las tablas siguientes, donde se aprecia que una gran mayoría de los proyectos lograron vender sus bloques de energía a precios muy similares a los definidos como máximos por el regulador.

Tabla VI.2: Resultados de las licitaciones de energía18

RESULTADOS ENERGÍA Biomasa Eólica Solar Total Precio Máximo (Ctv US$/kWh) 12,00 11,00 26,90 Energía Requerida (GWh/año) 813,00 320,00 181,00 1314,00 Energía Adjudicada (GWh/año) 143,30 571,00 172,94 887,24 Nº de Proyectos Propuestos 2 6 6 14 Nº de Proyectos Adjudicados 2 3 4 9

18

De referencia [12]


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Tabla VI.3: Resultados de las licitaciones en potencia19

RESULTADOS POTENCIA Hidroelectricidad Precio Máximo (Ctv US$/kWh) 7,40 Potencia Requerida (MW) 500,00 Potencia Adjudicada (MW) 161,71 Nº de Proyectos Propuestos 17 Nº de Proyectos Adjudicados 17

Las razones para excluir generadores de la subasta fueron principalmente debido a tarifas propuestas superiores a la tarifa base máxima calculada por el regulador así como por superar restricciones físicas del sistema para realizar las inyecciones resultado del proyecto en ERNC. Entre los proyectos excluidos se cuentan 2 plantas solares y 3 plantas eólicas. Es importante mencionar que dado que no se cumplió el objetivo planteado en la primera subasta respecto a la energía, se realizó un segundo llamado a licitación, concretándose la subasta el 23 julio de 2010, la que produjo la adjudicación de 18MW hidroeléctricos.

VI.2 Caso Brasil En la figura VI.1 se resumen los resultados de las licitaciones de suministro llevadas a cabo para tecnologías particulares. Acorde a lo indicado anteriormente, en el año 2008 se llevó a cabo una licitación exclusivamente de energía proveniente de plantas cogeneradoras en base a biomasa (bioelectricidad), mientras que en año 2009 se llevaron a cabo licitaciones exclusivamente de tecnología eólica. Las razones de esta separación tecnológica fueron explicadas previamente en el capítulo de motivaciones. Adicionalmente, se aprecia en la figura siguiente el resultado del programa PROINFA, donde los costos obtenidos para cada tecnología fueron bastantes altos para el caso de proyectos eólicos. Este punto, y las razones de este, son discutidas en detalle en el análisis crítico del proceso de subastas de Brasil.

19

De referencia [12]


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Figura VI.1: Costos y bloque de energía subasta 2008 y 2009 y precios PROINFA20

Cabe destacar que en Agosto de 2010 se llevó a cabo una nueva subasta en la que el gobierno brasileño contrató 714 MW de potencia media proveniente principalmente de tecnología eólica y biomasa, contándose también una fracción de pequeña de centrales hidroeléctricas. Para diciembre del presente año se espera la licitación para cubrir los requerimientos de los clientes regulados posterior al año 2015. Se espera la participación de nuevos proyectos eólicos, biomasa y mini hidroeléctricas, como también de proyectos de energía convencional como centrales de embalse y ciclos combinados [4],[7].

VII Análisis Crítico de los Procesos de Licitación de ER

VII.1 Caso Perú En este apartado se realiza un análisis crítico de los procesos de subastas de ERNC, teniendo en cuenta el entorno regulatorio y los agentes participantes en el proceso. Previo a cualquier análisis del proceso, se debe tener en cuenta que en el Perú el mercado de generación (vendedor en la subasta) y el de la distribución están compuestos en un alto porcentaje por empresas estatales, por ende los resultados obtenidos en este proceso se 20



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espera respondan sólo en esta condición del mercado, un resultado diferente se esperaría en un mercado donde el estado cumple solo un rol de regulador. Mediante el mecanismo implementado por el Estado peruano para promover el uso de las ERNC, se aprecia que a los generadores adjudicatarios se les garantiza el despacho y se les garantiza el ingreso comprometido en la licitación mediante el pago de una prima, la que cubre la diferencia entre el costo marginal de corto plazo y la tarifa de adjudicación. Por otra parte, el generador al vender su energía en el mercado spot no esta contractualmente ligado con una empresa en particular, sino que su compromiso está cerrado con una institucionalidad y amparado por una fuerte determinación normativa del Estado. Adicionalmente, la tarifa de adjudicación esta afecta a fórmulas de indexación, los que garantiza aún más los ingresos a los generadores. Desde el punto de vista de los generadores, una vez que logran ser adjudicados por el regulador, el camino hacia adelante parece de muy poco riesgo en cuanto a la recuperación de sus inversiones. En gran medida la convocatoria obtenida en la primera subasta de energía realizada en el Perú es atribuible a este atractivo escenario para los inversionistas. Ahora bien, el establecimiento de tarifas máximas, si bien incentiva a lograr mayor eficiencia en los precios, esta bastante condicionado por la conformación de la ME del país, en el caso de Perú, su matriz esta compuesta principalmente por hidroelectricidad y gas natural, por ende se puede considerar que es necesario establecer una barrera superior de precio en las subastas, dado que la matriz en general es barata y además los restantes generadores (que deben costear la diferencia entre la tarifa de adjudicación y los costos marginales de corto plazo) podrían haberse opuesto fuertemente a la iniciativa normativa si los generadores en ERNC ganaban contratos con altos costos de energía. Especulando con bastante sustento, es de esperar que la normativa haya tenido una adecuada aceptación en el mercado dada la imposición de barreras de precios superiores, ya que los generadores pueden estimar los costos marginales futuros y por ende los posibles pagos a realizar para financiar la tarifa de adjudicación de los generadores en ERNC, lo que podría anticipar perjuicios a sus agentes y distorsiones en el mercado. Acorde a lo anteriormente expuesto se espera que sólo ganan contratos en las subastas generadores ERNC que tengan factores de carga que reflejen un potencial medio-alto del recurso renovable y que no pretendan tasas superiores al 12%, sin descartar la facilidad de integración eléctrica al sistema mediante redes de transmisión, las que podrían hacer aumentar los costos de inversión hasta un punto de hacerlos no competitivos en las subastas. Ahora bien, desde un punto de vista muy crítico, el imponer el financiamiento compartido de tarifas a los generadores en ERNC por parte de generadores de energías tradicionales, las que para el caso de la ME peruana ya podrían ser consideras como sustentables (hidroeléctricas y gas natural21, el que puede llegar a ser sustentable si se maneja de manera

21

Para Latinoamérica el GN es considerada una tecnología limpia, otra cosa dirán algunos países de la comunidad Europea.


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sustentable), puede generar una señal de Mercado muy distorsionada. Distinto fuese el caso si la matriz peruana tuviese un alto porcentaje de fósiles muy contaminantes (carbón y diesel), ya que en ese caso la señal sería “si usted contamina debe financiar proyectos que no contaminan”, lo que sería un incentivo hacia la generación limpia evitando así las conocidas externalidades no cuantificados de las generadores fósiles. En este análisis crítico no podemos dejar de mencionar que consideramos que el establecimiento de la normativa que ampara a las ERNC fue posible dada la participación del Estado en un porcentaje importante de la generación y distribución del mercado, lo que conlleva una mayor fuerza a la hora de sacar adelante estas iniciativas.

VII.2 Caso Brasil Los procesos de licitación de ERNC en Brasil son un verdadero ejemplo de cómo una política energética seria, y con visión de futuro, puede hacer competitivas a las ERNC en el mercado. En caso de Brasil, las autoridades tuvieron presente un factor muy importante a la hora de crear políticas energéticas, ellos consideraron al sector industrial como el pilar para lograr el objetivo de incorporar grandes bloques de ERNC a la ME. Previo a la implementación del modelo de subasta como soporte al desarrollo a las ERNC, brasil implementó el programa PROINFA, el que generó el desarrollo de la industria local de tecnologías de energía eólica, y a su vez, fomentó un gran plan de desarrollo local de la industria de la caña de azúcar para la producción de etanol, la que genera sub productos aprovechables para la generación de electricidad. En esta primera etapa Brasil debió pagar altos precios por los proyectos ERNC que fomentó, no del todo competitivos, pero esos proyectos estaban dejando atrás un desarrollo industrial que más tarde sería el cimiento de la consagración de una política energética competente. Durante el periodo citado Brasil impulsó el desarrollo de proyectos con costos de US$140/MWh, difícilmente considerables como competitivos, pero como se mencionó anteriormente, lo que reflejaba este costo era una externalidad positiva, el desarrollo de la industria. Con parte del sector industrial ya desarrollado, y el restante con una vía ya pavimentada hacia el futuro, se instauran los modelos de subasta. Estas subastas se llevan a cabo por tecnologías, ya que la política energética del país tenía planes específicos para cada una de ellas. Los resultados de estos procesos de subastan logran precios tremendamente competitivos, teniendo contratos de energía eólica cerrados a US$80/MWh. y de US$84/MWh para plantas de cogeneración en base a desechos de caña de azúcar. Un último aspecto a destacar, como lo indicó el director de ANEEL, Sr. Nelson Hübner, posterior a la licitación de suministro de fuentes renovables del año 2010 [4], el mecanismo implementado en Brasil demostró que la energía eólica puede tener precios competitivos respecto a los precios de centrales térmicas, las cuales son fuentes de emisiones de CO2. Está situación que no contempla subsidios estatales a la generación eólica (a diferencia de


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otros países que sí los tienen), es un nuevo aliciente a dicha industria para su competitividad en un mercado abierto y en las mismas condiciones que las tecnologías fósiles convencionales.

VIII Análisis de Posibilidades de Aplicaciones de los Modelos de Licitación de Energía Renovable en Chile A diferencia del caso peruano, Chile ha incluido en su normativa un modelo de incentivos basado en cuotas de energía, es decir, se les exige a las generadoras tradicionales abastecer sus contratos con un 5% de energía proveniente de proyectos en base a ERNC, si ellos no producen esa energía deben salir a buscar contratos al mercado. En el caso peruano no sólo se han fijado cuotas variables de participación de las ERNC en la ME, sino también, a través de las subastas y la normativa, se han garantizado los ingresos a los generadores en ERNC durante el periodo de vigencia del contrato de adjudicación y transfiriendo los costos de esta estabilización de precio a todos los generadores del sistema. Ahora bien, las lecciones del caso brasileño hacen ver a Chile como un país con una política energética muy débil (si es que esta existe en algún grado). Nuestro país, nuestras autoridades, constantemente plantean objetivos respecto a la integración de ERNC en la ME, se habla mucho de energía solar, geotermia y energía eólica, pero la pregunta es que se ha hecho previamente para lograr estos objetivos. Nuestro presupuesto en I&D es bajo, no hemos incluido a la industria en ningún grado en la política energética, o al menos hasta el momento el desarrollo de esta respecto a ERNC es prácticamente nula, sólo contamos con el desarrollo de algunas empresas desarrolladoras de colectores solares planos. El caso del proyecto eólico Monte Redondo en Chile, no es más que otra demostración de una política energética inexistente, que no permite hacer competitivas a las ERNC. Este proyecto ganó un contrato por la venta de energía de largo plazo en el año 2009 a un precio de US$110,5/MWh, lo cual podría ser considerado competitivo dado que las restantes adjudicaciones de la subasta con tecnología tradicional tuvieron también altos costos, esto último debido a lecciones aprendidas en el primer proceso de subasta por los ofertantes, los que se dieron cuenta que podían lograr mayores precios. Volviendo al tema de Monte Redondo, dado que en las bases del proceso de licitación se establecieron fórmulas de indexación para todas las tecnologías participaste, hoy (Octubre 2010) Monte Redondo tiene ingresos por energía de US$143/MWh. Este precio no puede ser considerado competitivo, y a diferencia del caso brasileño, el pagar este costo, mas allá de ahorrarnos la emisión de varias toneladas de CO2 y generar una mayor autonomía energética, no nos deja ninguna externalidad positiva que cimiente un futuro desarrollo de tecnologías en base ERNC. Monte Redondo es un proyecto caro, que logró ser competitivo dado que los restantes participantes fueron muy caros, y se volvió menos competitivo dadas sus fórmulas de indexación basadas de precios de combustibles fósiles, ahora como este precio es precio de licitación (por ende fijo durante el tiempo), el país tendrá que pagar los altísimos costos


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actuales de este proyecto, sin obtener beneficios de mediano o largo plazo apreciables. A nuestro entender, Monte Redondo no debe ser considerado como un ejemplo para el desarrollo de las ERNC en Chile, por el contrario, es el reflejo de una pobre política energética nacional. Para rescatar algo positivo del proyecto Monte Redondo, este logró ganar una licitación bajo las condiciones de mercado, lo cual, si bien no es el mejor ejemplo, muestra que sin subvención estos proyecto pueden participar en la ME en forma competitiva. El otro extremo es el sistema de subvención directa, el que es un mecanismo que introduce distorsiones en el mercado e inestabilidad en el desarrollo de las ERNC. Sólo por citar un caso nos referimos a España, el gobierno se ve en crisis y las subvenciones se acaban, los proyectos se paralizan y la industria creada para producción nacional se ve completamente desestabilizada. Ahora bien, entendiendo que una política energética competente con visión de futuro es el cimiento para el desarrollo las ERNC, en lo referente exclusivamente a la viabilidad de un modelo de subasta dedicada para ERNC, consideramos que esto es perfectamente factible. Sin embargo, el éxito del modelo (sólo respecto a si se logran adjudicar proyectos) dependerá de un marco regulatorio que implante obligaciones. En el caso de Perú, el gobierno es quien compra la energía en las subastas garantizándole un ingreso tarifario constante al inversionista, en este modelo quienes pagan son las generadoras. En el modelo de Brasil, también es el gobierno quien compra la energía, la que luego utiliza como reserva valorizándose en el mercado spot (a diferencia de Perú, en el caso brasileño los precios logrados son tremendamente competitivos). En el caso de Chile, seria posible implementar un modelo de subasta de ERNC dado que ya existe la obligatoriedad por parte de las generadoras de abastecer sus consumos con 5% de energía proveniente de estas tecnologías (porcentaje creciente hasta un 10%). En este contexto, el modelo de subasta permitiría a los inversionistas proyectar sus inversiones, lo que se transformaría en un importante incentivo para la incorporación de ERNC en la ME. Ahora bien, la obligatoriedad impuesta por Chile a la compra de ERNC por parte de las generadoras podría ser no suficiente. Si las subastas no logran precios competitivos, el generador realizara algunos cálculos y evaluará que le conviene más, adquirir contratos en base a ERNC o pagar las multas impuestas por el estado, si la diferencia es muy baja entre ambas quizás opte por mejorar su imagen corporativa, si la diferencia en el cálculo es mucha, probablemente preferirá continuar pagando la multa. En definitiva, el proceso de subasta de ERNC será un éxito en la medida que el producto subastado sea bueno22, para eso, como se planteó anteriormente se requiere una serie de pasos previos enmarcados en una política energética, o, será un éxito parcial si el país obliga a los consumidores o generadores a pagar por el ingreso de las ERNC. Chile se

22

Nos referimos a buen precio


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encuentra en un paso intermedio, difícilmente podrá ofrecer un buen producto dado el nulo desarrollo de la industria local, y por otra parte, su obligatoriedad con las ERNC es relativa, ya que esta puede ser subsanada mediante una multa. Nuestra opinión es que el gobierno debe dar un paso al lado en esta materia, plantear una política energética en torno a las ERNC, y luego buscar el modelo más apropiado para dar soporte a este tipo de tecnología.

IX Conclusiones Tras los análisis críticos realizados a los procesos de licitación con ERNC en Brasil y Perú, y conociendo la realidad energética de Chile, las conclusiones se dan por si solas. Las lecciones del caso brasileño, donde existió una potente política energética con visión futuro respecto a las ERNC, hacen ver a Chile como un país con una política energética muy débil o inexistente en materia de ERNC. Chile constantemente plantean objetivos respecto a la integración de ERNC en la ME, pero la pregunta es que se ha hecho previamente para lograr estos objetivos. Nuestro presupuesto en I&D es bajo, no hemos incluido a la industria en ningún grado en la política energética, o al menos hasta el momento el desarrollo de esta respecto a ERNC es prácticamente nula. Perú, si bien no ha mostrado una política energética clara respecto a ERNC, ha tenido la decisión de implantar una obligatoriedad ineludible respecto a la integración de ERNC en la ME, obligando a las generadoras a cubrir posibles diferencias de costros entre la tarifa adjudicada en la subasta respecto a la valorización de la energía despachada del generador en ERNC pagada a precio spot. En definitiva, el proceso de subasta de ERNC será un éxito en la medida que el producto subastado sea bueno, para eso, como se planteó anteriormente, se requiere una serie de pasos previos enmarcados en una política energética, o, será un éxito parcial si el país obliga a los consumidores o generadores a pagar por el ingreso de las ERNC a la ME. Chile se encuentra en un paso intermedio, difícilmente podrá ofrecer un buen producto dado el nulo desarrollo de la industria local, y por otra parte, su obligatoriedad con las ERNC es relativa, ya que esta puede ser subsanada mediante una multa. Nuestra opinión es que el gobierno debe dar un paso al lado en esta materia, plantear una política energética en torno a las ERNC, y luego buscar el modelo más apropiado para dar soporte a este tipo de tecnología, el que por cierto podría incluir subasta de ERNC.


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X Referencias [1] Ministerio de Minería y Energía, “Monitoramento do Sistema Eléctrico Brasileiro”, Agosto 2010”. [2] Página web del operador de red del sistema eléctrico brasileño (Operador Nacional del Sistema Eléctrico): www.ons.org.br [3] De Oliveira A., “The IPP Experience in the Brazilian Electricity Market”, 2005. [4] Página web del blog de energías renovables CleanTechies: blog.cleantechies.com [5] de Souza et. al., “Dynamics of risk management tools and auctions in the second phase of the Brazilian Electricity Market reform”, 2009. [6] Reportes de resultados de procesos de licitación del Instituto Acende Brasil [7] Página web del Ministerio de Minería y Energía de Brasil: http://www.mme.gov.br [8] Ministerio de Energía y Minas, Perú, sector eléctrico 2009, documento promotor, 2009 [9] http://www.coes.org.pe/coes/index.asp [10] Moreno R., Barroso L. A., Rudnick H., Mocarquer S., Bezerra B., "Auction Approaches of Long-Term Contracts to Ensure Generation Investment in Electricity Markets: Lessons from the Brazilian and Chilean Experiences", Energy Policy, Vol 38, N 10, October 2010 [11] decreto legislativo Nº 1002 promoción de energías renovables-Perú [12] Acta notarial de adjudicación subasta de suministros de electricidad con recursos energéticos renovables [13] Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables, DECRETO SUPREMO Nº 050-2008-EM, 2008 [14] “The green Effect”, IEEE power & energy magazine, Octubre 2010

XI Anexo 1: Principales leyes marco normativo Mercado Eléctrico de Brasil

• Constitución 1988 Artículos 175 y 176: Régimen de concesión y utilización de potencial de energía hidráulica

• MAR/1993 - LEY 8631: Extingue la ecualización tarifaría vigente y crea los contratos de suministro entre generadores y distribuidores

• JUL/1995 - LEY 9074: LEY de concesiones sector eléctrico; libre acceso a la red, crea el PIE y autoriza libre elección del proveedor para consumidor con carga mayor a 3 MW.

• DEZ/1996 - LEY 9427: Instituye la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) _ AGO/1998 - RES 264: Condiciones de contratación de energía p/ consumidores libres

• MAI/1999 - LEY 9648: 50% de reducción encargos de uso de las redes p/ PCH´s <30MW; crea MAE y ONS

• NOV/2000 - RES 456: Establece las Condiciones Generales de Suministro de Energía Eléctrica

• MAI/2001 - RES 169: MRE para PCH´s


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• ABR/2002 - LEY 10438: Crea ECE, RTE, CDE, PROINFA - Reducción encargos de uso en la punta del consumo

• NOV/2003 - LEY 10762: Reducción encargos uso redes p/ eólica, solar, biomasa y cogeneración cualificada

• MAR/2004 - LEY 10848: Remates obligatorios compra p/ distribuidores; lastro físico integral p/todos agentes

• JUL/2004 - DEC 5163: Reglamenta la comercialización de energía eléctrica ( LEY 10848) y declara libres consumidores encuandrados en la LEY 9074 con tensión inferior a 69 kV.

• AGO/2004 - RES 77: Reducción de las tarifas de uso de las redes p/ fuentes alternativas y PCH´s <= 30 MW

• OUT/2004 - DEC 5249: Reestablece el limite de 69 kV para consumidores libres • MAI/2005 - RES 157: Reducción de 100%, establecida por la Resolución nº

077/2004 p/ punta del consumo • DEZ/2006 - RES 247: Establece la comercialización de energía a travéz de fuentes

incentivadas para unidades o conjuntos de unidades consumidoras con carga mayor o igual a 500 kW

• ENE/2007 - RES 248: Adecuación del sistema de medición y encargos de conexión a efectos de facturación

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