Peajes de Transmisión Troncal de Energía Asociados a un Generador ERNC

Según se establece en el DFL N°4, aquellas generadoras cuya fuentes de generación sea renovable no convencional (eólica, solar, geotermia,biomasa, mareomotriz, pequeñas hidráulicas, cogeneración), estarán exentos del pago de peajes troncal total o parcial a las inyecciones de energía. Esta exención será total para las generadoras ERNC con excedentes de potencia igual o inferior a 9 MW, y existirá una exención parcial equivalente a un factor entre la diferencia de los excedentes y 9 MW dividido por 11 (pagan en forma lineal).

Es importante mencionar que los peajes corresponderán a:

Peaje = VATT - IT

donde:
VATT es el valor anual de la transmisión por tramo (Anualidad de Inversión (AVI) + COMA).
IT son los ingresos tarifarios de energía y potencia, que provienen de la diferencia entre el producto precios por barras y flujos por tramo.

Además para aquellos tramos dentro del Area de Influencia Común (AIC) los generadoradores pagarán el 80% del peaje, y el 20% restante será a cargo de aquellos que realizan retiron en dicha AIC.

Fuera del AIC, los pagos se distribuirán de acuerdo a la dirección de los flujos. en aquellas horas que los flujos van hacia el AIC serán cargo del generador. En caso contrario, serán cargo de los retiros.

De acuerdo con lo anterior, y considerando el último Informe de Peajes Sistema Troncal (2011, www.cdec-sic.cl) desarrolado por la DP del CDEC-SIC, se tiene los siguientes resultados.

IT energía = 64,341 Millones Pesos.
IT potencia = 7,359 Millones de Pesos.
IT Total = 71,700 Millones de Pesos.
VATT = 93,662 Millones de Pesos.
Peaje = VATT - IT total = 21,962 Millones de Pesos.

El peaje total a cargo de las inyecciones corresponde:

Peaje Inyección = 10,293 Millones de Pesos.

La excencion de peajes asociados a Inyecciones ERNC corresponde a 138 Millones de Pesos. La capacidad instalada supuesta en ERNC para Diciembre de 2011 es de 320 MW.

Esta diferencia es prorrateda entre las otras inyecciones del sistema, que pagan esta excención.

Precio Estabilizado versus Costo Marginal para PMG(D)

En el Decreto N° 244 del 2005, del Ministerio de Economía, se establece que los Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD) o Pequeños Medios de Generación (PMG) que participan de los balances de inyecciones y retiros pueden optar a vender sus excedentes de energía al costo marginal instantáneo (CMg) o a un precio estabilizado (PEst). Esta opción, corresponde a la principal diferencia con los medios de generación tradicionales que operan en el mercado eléctrico chileno.

Cada PMG(D) debe optar por un régimen de precios, CMg o PEst, en el cual deberá permanecer por lo menos 4 años. Esta permanencia hace que la correcta elección sea relevante a la hora de elegir.

En el decreto se estableció que el Pest corresponderá al precio de nudo.

En mi tesis de Magister, se presenta un ejercicio para tres tipos de tecnologías de PMG(D): Biomasa, Eólica e Hidráulica. En cada una de ellas tiene una potencia máxima de 9 MW. En la tabla siguiente se muestra la variación del EBITDA de cada una de las tecnologías para distintos niveles de contratación.

De la tabla anterior se puede conlcuir que la alternativa con Precio Estabilizado presenta un mejor resultados del EBITDA.

Por otro lado, si consideramos que por lo menos se debe permanecer 4 años en cada régimen de precios es importante ver el efecto acumulado de los cuatro años, y no el del período actual.

Por ejemplo el gráfico siguiente presenta los resultados anuales del EBITDA para un PMG Hidráulico.

Claramente el primer año, la opción de CMg presenta mejores resultados, lo que se invierte a partir del segundo año.

Si se visualiza el EBITDA a cuatro años futuros, se obtienen los resultados del gráfico siguiente.

Claramente la opción con PEst presenta la mejor alternativa para los cuatro años de permanencia mínimos.

Referencia: Tesis Magíster en Economía Energética "Evaluación Comparada de Modelos de Negocios para PMG(D) con Características de MGNC". Christian Jeldres, USM, 2010.

¿Cómo va el cumplimiento de las “Cuotas ERNC” en Chile?

En la ley 20257 se estableció que un 10% de los retiros efectuados por empresas eléctricas, para abastecer a distribuidoras o clientes no sometidos a regulación, deberán corresponder a inyecciones de medios de generación renovables no convencionales (ERNC), propios o contratados, y acreditados ante cada la DP de cada CDEC.

Las acreditaciones podrán ser de un generador ERNC que inyecta físicamente en un sistema interconectado distinto, es decir, es posible traspasar “cuotas ERNC” o acreditaciones del SIC al SING y viceversa.

La exigencia del 10% se espera completar al 2024. Transitoriamente esta exigencia parte en un 5% en enero del 2010 y hasta el 2014, posteriormente desde el 2015 comienzan con aumentos anuales del 0.5%, hasta llegar al 2024 con un 10%.

Otra particularidad del cumplimiento transitorio, es que se aplicará sólo a los contratos que se suscriban a contar del 31 de agosto del 2007. Actualmente, la demanda que cumple con esa exigencia es sólo 21% de la demanda total, por lo que esta exigencia se está aplicando sólo al 1% de la demanda total.

El cumplimiento de la exigencia se realizará mediante un balance anual, no obstante a continuación de presenta el estado del cumplimiento de esta exigencia con un desglose mensual (Fuente CDEC-SIC).

Las barras verdes corresponden a la ERNC generada por cada mes, mientras que en azul la demanda a la cual se le aplica la exigencia. Claramente se puede concluir que existe un excedente de ERNC.

No obstante lo anterior, lo anterior se debe exclusivamente a que la exigencia se está aplicando sólo al 1% de la demanda global, y no al 5%.

Además es posible observar, que la ERNC generada no cubre el 5% de la demanda (diferencia entre barras rojas y verdes), alcanzando en promedio sólo un 32% de dicha exigencia.

Comentario Final

Si bien actualmente se está cumpliendo con las exigencias establecidas en la Ley 20257, a medida que nuevos contratos se suscriban o actualicen, será necesario ir aumentando la capacidad instalada en ERNC.

Nivel de Contratación Óptima para Generadores de Energía Eléctrica en un Mercado Hidro-Térmico

El nivel de contratación que puede optar una empresa generadora es una variable de decisión relevante para cualquier gerencia comercial. Este nivel dependerá exclusivamente de los niveles de riesgo a los cuales este dispuesto a tolerar la empresa.

Sin duda existen numerosas variables que agregan incertidumbre a la hora de de comprometer contratos de suministros para el futuro. Entre estos podemos destacar: precios de combustibles, costos marginales, hidrología, etc. Cada una de estas afectará de manera directa el margen operacional que recibirá cada generadora.

La función de margen operacional total, para cada condición hidrológica (MT_H), quedará determinada por la siguiente expresión:

Donde

G_H= generación en la hidrología H.

CMg_H= costo marginal en la hidrología H.

Ventas= nivel de contratación.

P_contrato= precio del contrato de energía.

Es posible graficar el margen operacional para cada una de las condiciones hidrológicas en función del nivel de contratación, con lo cual se obtiene un gráfico como el siguiente.

En el gráfico anterior, es posible observar que existe un nivel de contratación en el cual la varianza presenta menor dispersión en comparación con otros niveles de contratación. Este nivel, que llamaremos óptimo, permite minimizar los riesgos asociados a la condición hidrológica con su respectivo impacto sobre los costos marginales.

Aplicación a Tres Tipos de Tecnologías

Para poder visualizar lo anterior, se presenta un ejercicio, en el cual se observan las curvas de margen operacional para tres tecnologías renovables no convencionales distintas: eólica, minihidráulica y biomasa.

En todos los casos se supuso que los costos marginales corresponden a los definidos en el informe de precio de nudo de abril de 2010 (www.cne.cl).

Las tres tecnologías se suponen con una potencia máxima de 9 MW, por lo cual no impactarán significativamente los costos marginales mencionados anteriormente.

Eólica

Para este caso se supuso se supuso una generación aleatoria entre los maximos y mínimos registrados por central Canela, conectada al SIC entre las subestaciones Los Vilos y Pan de Azúcar (Subestación Las Palmas). El costo variable para este caso se supuso cero.

Para el caso de una central eólica, el nivel de contratación óptimo es cercano a su factor del planta (25-30%).

Minihidráulica

En este caso, además de la variación de los costos marginales producto de la hidrología, se supuso que la generación de esta central también varía con la hidrología, de acuerdo a los niveles registrados por la central Ojos de Agua. El costo variable se supuso igual a cero.

En este caso, el nivel de contratación óptimo se encuentra por debajo del factor de planta, debido al efecto directo de la hidrología sobre la generación además de los costos marginales.

Biomasa

Para esta tecnología se supuso un costo variable constante en todo el análisis de 40 UD$/MWh, definido en el informe de precio de nudo de abril de 2010 para la central Biomasa MASISA.

En este caso, el nivel de contratación óptimo se encuentra cercano al 95% de su capacidad.

Comentario General

Son muchas las que afectan al nivel de contratación que puedan optar las empresas generadoras, no obstante dicho nivel estará asociado a los riesgos que puedan o estén dispuestas a asumir estas empresas.

El ejercicio anterior refleja sólo el efecto de la hidrología, e indirectamente el nivel de costos marginales, al que se exponen las empresas generadoras, bajo diversas condiciones hidrológicas.