PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA
“CONEXIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES AL SISTEMA ELÉCTRICO”
DANIEL ALFONSO CELIS RIOSECO
Memoria para optar al título de Ingeniero Civil de Industrias, con Diploma en Ingeniería Eléctrica.
Profesor Supervisor: HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD
Santiago de Chile, 2011
PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA Departamento de Ingeniería Eléctrica
“CONEXIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES AL SISTEMA ELÉCTRICO”
DANIEL ALFONSO CELIS RIOSECO
Memoria presentada a la Comisión integrada por los profesores:
HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD
DAVID WATTS CASIMIS
CRISTIAN ESCAURIAZA MESA
FERNANDO ARAYA (APEMEC)
Para completar las exigencias del título de Ingeniero Civil Industrial, con Diploma en Ingeniería Santiago de Chile, 2011
A mi mamá María Pía y a mi papá Sergio, a quienes les debo todo.
INDICE GENERAL RESUMEN ........................................................................................................................................1 ABSTRACT .......................................................................................................................................2 I.
CONTEXTO ENERGÉTICO MUNDIAL: BASES PARA LAS ERNC EN CHILE .................3 1.1
Problemática mundial de la energía ....................................................................................3
1.2
La respuesta de las Energías Renovables ............................................................................5
1.3
Chile y las ERNC ...............................................................................................................7
1.4
Recurso ERNC en Chile ...................................................................................................10
1.4.1
Energía Solar ................................................................................................................10
1.4.2
Energía Eólica ..............................................................................................................10
1.4.3
Energía de pequeñas centrales hidráulicas ....................................................................11
1.4.4
Biomasa ........................................................................................................................12
1.4.5
Energía Geotérmica ......................................................................................................13
1.4.6
Energía Marina .............................................................................................................13
1.4.7
¿Por qué no se usar sólo EERR? ...................................................................................14
1.5
Situación energética actual. ..............................................................................................16
1.6
Sector Mini Hidro en Chile: Casos. ..................................................................................19
1.6.1
Carrán .......................................................................................................................19
1.6.2
Hidroeléctrica Ensenada ...........................................................................................21
1.6.3
Proyecto “Generación” .............................................................................................24
1.6.4
Problemáticas del sector ...........................................................................................25
II. REVISIÓN INTERNACIONAL DE NORMATIVA PARA CONEXIÓN DE CENTRALES DE GENERACIÓN RENOVABLES ..............................................................................................27 Introducción .................................................................................................................................27 2.1
Chile .................................................................................................................................29
2.1.1
Incorporación del proyecto de ERNC al sistema eléctrico ........................................29
2.1.2
Conexión a redes de distribución. .............................................................................30
2.1.3
Conexión al sistema de transmisión ..........................................................................32
2.1.4
Costos de conexión ...................................................................................................32
2.1.5
Incentivos estatales y propuestas ..............................................................................33
2.2
Alemania ..........................................................................................................................36
2.3
España ..............................................................................................................................38
2.4
Brasil ................................................................................................................................41
2.5
Reino Unido .....................................................................................................................44
2.6
Guatemala ........................................................................................................................46
2.7
Nueva Zelanda ..................................................................................................................49
2.8
Costa Rica ........................................................................................................................51
2.9
Noruega ............................................................................................................................55
2.10
Tabla resumen ..................................................................................................................58
III. ELABORACIÓN DE PROGRAMA COMPUTACIONAL PARA EL DISEÑO DE UN TRAZADO PARA LA CONEXIÓN DE GRUPO DE MEDIOS DE GENERACIÓN” ..................59 Introducción .................................................................................................................................59 3.1
Formulación de metodología y Base teórica .....................................................................59
3.1.1
Proyectos ..................................................................................................................59
3.1.2
Ingresos ....................................................................................................................60
3.1.3
Algoritmo de optimización .......................................................................................60
3.1.4
Valorización de la inversión .....................................................................................63
3.1.5
Input del programa ...................................................................................................65
3.1.6
Output del programa .................................................................................................65
3.1.7
Servidumbres ............................................................................................................67
3.2
Manual de uso del programa.............................................................................................67
3.2.1
Ingreso de datos previos. ..........................................................................................67
3.2.2
Ejecución del programa. ...........................................................................................68
3.2.3
Variables importantes a considerar ...........................................................................69
3.2.4
Resultados ................................................................................................................70
IV.
APLICACIÓN......................................................................................................................72 4.1.1
Obtención de Resultados ..........................................................................................72
4.1.2
Escenario 1 ...............................................................................................................73
4.1.3
Escenario 2 ...............................................................................................................78
4.2
Análisis de resultados .......................................................................................................81
Conclusiones ....................................................................................................................................83 BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................................87 ANEXOS .........................................................................................................................................90 Anexo 1: Flujos Escenario 1. ...........................................................................................................91 Anexo 2: Flujos Escenario 2 ............................................................................................................96
INDICE DE FIGURAS Página Figura 1.1: Cenit del Petróleo e hidrocarburos…………………………………… 9 Figura 1.2: Capacidad eléctrica instala mundial..………………………………… 10 Figura 1.3: Capacidad Eléctrica Instalada mundial de Energías Renovables…… 11 Figura 1.4: Velocidad del viento en Lengua de Vaca…………….……………………................................................................… 21 Figura 1.5: Participación ERNC Chile…………………………………………… 22 Figura 2.1: Etapas de integración al mercado……………………………………. 28 Figura 2.2: Conexión resultante de ICG………………………………………….. 41 Figura 2.3: Sistema de integración a la red ICG…………………………………. 42 Figura 2.4: Matriz energética Guatemala………………………………………… 45 Figura 2.5: Vista del sistema eléctrico de Nueva Zelanda ………………………. 48 Figura 2.6: Evolución de la factura petrolera en Costa Rica…………………….. 50 Figura 2.7: Evolución de la energía en Costa Rica………………………………. 51 Figura 3.1: Programa pide punto de estación elevadora…………………………. 57 Figura 3.2: Proyecciones de proyectos sobre tramo entre subestaciones………… 57 Figura 3.3: Red de distribución óptima trazada………………………………….. 58 Figura 3.4: Repartición de financiamiento de distintos tramos………………….. 59 Figura 3.5: Elección de sistema para diseñar solución…………………………… 63 Figura 3.6: Ingreso punto de estación elevadora…………………………………. 64 Figura 3.7: Trazado óptimo de la red entregado por el programa……………….. 65 Figura 3.8: Flujo ejemplo Punto 1, para Escenario 1…………………………….. 70 Figura 3.9: Inversión en infraestructura para las distintas configuraciones……… 71 Figura 3.10: Pérdidas de energía anuales………………………………………… 72 Figura 3.11: Pérdidas de energía anuales valorizadas……………………………. 72 Figura 3.12: Valor Presente Neto (VAN) a horizonte de evaluación de 20 años, Escenario 1……………………………………………………………… 73 Figura 3.12: Flujo ejemplo Punto 1, para Escenario 2…………………………… 74 Figura 3.13: Valor Presente Neto (VAN) a horizonte de evaluación de 20 años, Escenario 2…………………………………………………………….... 75
INDICE DE TABLAS Tabla 1.1: Costos de diferentes tecnologías de generación……………………... 11 Tabla 1.2: Normativa aplicable en función de sector de conexión………………. 29 Tabla 1.3: Resumen créditos CORFO Energía…………………………………… 32 Tabla 2.1: Resumen normativa internacional de costos de conexión a la red…… 53 Tabla 3.1: Precios infraestructura………………………………………………… 59 Tabla 4.1: Valores para cálculos de resultados…………………………………… 69 Tabla 4.2: Resultados Escenario 1……………………………………………….. 70 Tabla 4.3: Resultados Escenario 2………………………………………………... 74 Tabla 4.4: Comparación entre Escenarios………………………………………... 76
RESUMEN El abastecimiento energético mundial es hoy una problemática cierta y es responsabilidad de cada nación suministrar a su población el bien básico que es la electricidad. Para que cada hogar e industria cuente con electricidad para sus necesidades se requieren dos procesos: generar la electricidad y transmitirla hasta donde es consumida. Ambas procesos han evolucionado a través de la historia del ser humano y se han creado tecnologías más eficientes y de mejor calidad. Sin embargo, hoy existe escasez general de energía y se busca desarrollar medios de generación que sean eficientes y que no afecten negativamente al medio ambiente. En este contexto nacen las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), que en gran parte del mundo se presentan como un recurso que recién se comienza a aprovechar y que tiene un enorme potencial para generar energía eléctrica limpia. Chile es un país rico en recursos naturales que proveen ERNC y tanto el Estado como los privados han mostrado un amplio interés en ellas. Se ha fomentado el desarrollo de inversiones en generación de este tipo, priorizándose los proyectos de menor tamaño para impulsar una generación de electricidad más “distribuida”. Estas iniciativas se han encontrado con la barrera relacionada con el proceso de transmitir la electricidad hacia los centros de consumo. Aquí, la construcción de una línea eléctrica para evacuar la electricidad generada significa enormes costos, que ponen en riesgo la inversión, y extensas negociaciones con la autoridad y los dueños de los terrenos afectados, que implican una gran incertidumbre. Este trabajo pretende analizar la situación en que se encuentran las ERNC en Chile y el mundo, desde el punto de vista de la conexión de las centrales a las redes de transmisión y distribución. Además se presenta una herramienta computacional enfocada a apoyar el diseño de redes de distribución para evacuar energía de grupos de centrales ubicadas en cuencas del territorio nacional.
1
ABSTRACT The world´s energy supply is today a certain problem and it is each nation´s responsibility to provide its population with such a basis good as the electricity. In order to have electricity for every home and industry, two processes are needed: to generate the electricity and to transmit it to the points where it is consumed. Both actions have evolved through the human history and better and more efficient technologies have been established. However, today there is a general energy shortage and new generation means are developed, that are more efficient and environmentally friendly. In this born context the Non-conventional Renewable Energies (ERNC), which in most of the world are just beginning to being exploited as a huge potential resource for generating clean electricity. At the time, the world is consternated by the recently oil spills, coal mine accidents, and gyrating fuel prices, and in this context, the ERNC are presented as an auspicious option for a more efficient and cleaner future. Chile is a rich country in natural resources that can provide ERNC and both the state and the private sectors have shown a large interest in them. Private investments in generation have been encouraged and smaller projects have received priority in order to support a “more distributed” generation. These initiatives have found a big barrier when they get into the transmission process, which is bringing the electricity to the places where it is used: the construction of a transmission line lead to huge costs, putting the investment at risk, and long negotiations with the authority and the affected land owners, which involve considerable uncertainty. This work analyzes the actual Chilean and worldwide situation the ERNC are in, from the point of view of the connection of the power stations to the transmission and distribution networks. It presents also a computational tool that helps designing a distribution network to transfer the energy generated by groups of plants located in basins of the country
2
I.
CONTEXTO ENERGÉTICO MUNDIAL: BASES PARA LAS ERNC EN CHILE
1.1 Problemática mundial de la energía
A través de su toda su existencia, el ser humano ha variado su estilo de vida y sus costumbres, así como también los requerimientos energéticos que su evolución demandan, los cuáles históricamente han seguido una tendencia creciente. Durante la época del “hombre primitivo” u “hombre de las cavernas” el uso de la energía era destinado exclusivamente a la obtención de alimentos, lo cual significaba el uso de aproximadamente 100 W1 de potencia para estos propósitos. A medida que el hombre evolucionaba, necesitaba cada vez una mayor cantidad de potencia disponible para cumplir con sus necesidades y lograr realizar sus actividades. Es así como, progresivamente, fue necesitando mayor energía, como cuando comenzó a cazar, a usar la agricultura y a cocinar su comida, hasta llegar al gran salto que significó la Revolución Industrial en el siglo XVIII, dónde la potencia requerida aumentó a 3500 W. Este continuo aumento en la necesidad energética del ser humano ha sido siempre una fuente de desarrollo y de estudio enfocados a cubrir estos requerimientos eficientemente. Este crecimiento cuantitativo en la energía necesaria no sólo está determinado por el crecimiento poblacional, sino que también por el desarrollo tecnológico, y el mundo ha logrado emplear alternativas nuevas para obtenerla desde distintos recursos. Sin embargo, esto no ha sido suficiente, ya que la energía mundial necesaria tiene un crecimiento de naturaleza exponencial respecto a la potencia per cápita, por lo que el crecimiento de la energía disponible debe ser acelerado, en una sociedad tecnológica que día a día consume más recursos energéticos. Hoy en día existe conciencia mundial en que una de las principales fuentes energéticas con que se cuenta, el petróleo, está disminuyendo su existencia, lo cual naturalmente debiera ocurrir mientras se exploten sus yacimientos. Un concepto clave respecto a esto es el “Cenit de la extracción mundial del petróleo”2, que explica la llegada de un fin en el crecimiento de la producción de petróleo, marcado por una estabilización y un posterior decaimiento en los barriles producidos en distintos países del mundo. Los 1
PRIETO, P., “Una visión de la matriz energética mundial”, 7° Seminario Internacional “¿Hacia dónde va la matriz energética en Chile y el mundo?”, Santiago 9 de Noviembre de 2011. 2 PRIETO, P., “Una visión de la matriz energética mundial”, 7° Seminario Internacional “¿Hacia dónde va la matriz energética en Chile y el mundo?”, Santiago 9 de Noviembre de 2011.
3
perfiles de producción del petróleo muestran este fenómeno en una gran cantidad de países tradicionalmente “petroleros”.
Figura 1.1: Cenit del Petróleo e hidrocarburos. Fuente: ASPO 2007. Esta decadencia en la disponibilidad de hidrocarburos ha impulsado una brecha creciente entre la demanda agregada y la oferta disponible, lo cual ha conllevado, consecuentemente, aumentos significativos en el precio del crudo. Todo esto evidencia una imposibilidad a largo plazo de hacer frente a la creciente demanda energética del mundo, ya que el máximo o “cenit” de producción ya fue alcanzado en años pasados. El consumo total de energía primaria del mundo estaba compuesta el año 2007 en un 34% por petróleo y el área transporte dependía en un 94% de los hidrocarburos 3. Frente a esta evidente dependencia y ante la inminente escasez de este recurso energético, se deben buscar alternativas e iniciativas que minimicen esta sujeción al petróleo y, paralelamente, apoyen a mitigar la contaminación del medio ambiente. El núcleo de la crisis radica en el imperativo de asegurar que los habitantes tengan acceso al recurso energético para garantizar un nivel de vida adecuado y dar sustento a la aspiración de los países en vías de desarrollo de alcanzar la condición de sus predecesores. Se estima que, en los próximos años, el 95% del aumento de la población mundial se dará en países en desarrollo4, los cuales impulsarán el aumento en la demanda por 3 4
http://web.ing.puc.cl/~power/mercados/transporteelec/pagina_web_transporte_electrico_009.htm World Watch Institute. http://www.worldwatch.org/node/6262.
4
energía. Este desarrollo, a diferencia del que tuvieron los países que ya cruzaron esa barrera se caracterizará por la escasez de hidrocarburos y el rechazo a los efectos negativos que tiene la generación de energía por medio de ellos, lo cual ya ha impulsado iniciativas nuevas destinadas a generar energía limpia y de manera eficiente.
1.2 La respuesta de las Energías Renovables
En el contexto actual de crisis es esencial contar con alternativas innovadoras para respaldar la oferta de energía y las “Energías Renovables” presentan una gran alternativa dada su naturaleza prácticamente inagotable y no contaminante. Este grupo de recursos energéticos ha tenido, durante los últimos años, una gran aceptación y penetración en los mercados mundiales, implementándose diversas soluciones de generación en todo el planeta. Países desarrollados han planteado iniciativas de desarrollo para reforzar el financiamiento de este tipo de proyectos. Sin embargo, debido a diversos factores, entre ellos los altos costos de desarrollo que presentan, estos medios todavía no tienen una gran participación. Las acciones comienzan en Europa el año 1997 con la emisión del documento “Energy for the Future; Renewable sources of energy, White Paper for a Community Strategy and Action Plan”. Luego, en el año 2006 y bajo presiones de los gobernantes de la UE de tomar consciencia frente al cambio climático y los problemas ambientales se lanzó el documento de nombre “European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy”, cuyo objetivo principal era llegar al año 2015 superando una participación de 15% de fuentes de energía renovable, llegando al 2020 obligatoriamente con un 25% de la energía consumida proveniente de las mismas. Iniciativas como la europea se han replicado en todo el mundo a diferentes niveles y mediante diversos mecanismos, dentro de los cuales se encuentran los incentivos tarifarios, cuotas de obligatoriedad u otros tipos de subsidio y formas de financiamiento apoyados por los estados. El año 2009 se alcanzó una participación mundial de 26% en la potencia eléctrica instalada total mundial a partir de energías provenientes de fuentes renovables (Figura 1.2), alrededor de 1230 GW.
5
Figura 1.2: Capacidad eléctrica instala mundial. Fuente: REN21, Renewables Global Status Report 2010.
Dentro de esta repartición de energías renovables, la hidroelectricidad de grandes embalses representaba el 73%, seguida por la energía eólica con un 14% de la potencia instalada Figura 1.3.
Figura 1.3: Capacidad Eléctrica Instalada mundial de Energías Renovables. Fuente: Fuente: REN21, Renewables Global Status Report 2010. 6
La mayoría de estas tecnologías ha tenido dificultades para encontrar financiamiento e inversionistas interesados, debido a los altos costos de desarrollo que presentan. Debido a esto, los países han tomado medidas para incentivar la inversión en centrales generadoras a partir de fuentes de energía renovable. Estos mecanismos son: -
-
-
Feed-in: Se “premia” a los generadores de energía renovable, definiendo un precio específico de venta que hace atractiva la inversión. El costo es normalmente cubierto por los consumidores finales. Cuotas o certificados: Se exige a las compañías generadoras de electricidad cubrir una cierta cantidad de su producción mediante energías renovables o bien deben pagar multas. Los generadores de energía renovable pueden comercializar sus certificados de energía libre de emisiones. Repago calculado: El Estado cobra un cargo a los usuarios, el cual es traspasado a los generadores de energía renovables durante un cierto periodo. Subastas: El Estado ofrece comprar una gran cantidad de energía proveniente de una fuente específica o de diferentes. Las empresas hacen sus ofertas proponiendo un precio. El menor precio es elegido.
En general, ha resultado que la efectividad de estos mecanismos depende, más que de las características de forma de éstos, de la modalidad en que se implementen. En países como Alemania o España, el sistema “Feed-in” ha elevado considerablemente la inversión en energía solar y eólica, lo cual ha llevado a ambos países a liderar en términos de potencia instalada de este tipo. Otros casos, como el Reino Unido, donde se ha implementado el sistema de cuotas y certificados verdes ha tenido un efecto más lento debido a que este mecanismo requiere de un tiempo mayor para materializarse y la incertidumbre es mayor para el inversionista. Sin embargo, estas cuotas son un mecanismo que otorga una mayor competencia como instrumento de mercado, ya se genera un sistema abierto de tasación y transacción de estos certificados y son los agentes participantes los que definen el precio y no un ente centralizado.
1.3 Chile y las ERNC
Chile no es la excepción en cuanto a la lucha por contar con un abastecimiento energético suficiente, eficiente y limpio. Es por ello que, aprovechando la riqueza en recursos naturales que el país posee, se ha tomado a las Energías Renovables como parte de la estrategia de desarrollo energético. 7
En Chile, al igual que en gran parte del planeta, se han planteado incentivos para aumentar el uso de fuentes de energía renovable por sobre los combustibles fósiles. Idealmente se espera reemplazar también la inversión en grandes centrales hidroeléctricas, tradicionalmente cerca de la mitad del aporte energético del país, por centrales generadoras más pequeñas. En este contexto se acuñó el concepto de “Energías Renovables No Convencionales” (ERNC), junto con la primera ley que fomenta el uso de estas tecnologías, la Ley 20.257, que entró en vigencia el año 2010 y pretende ser un real incentivo para el surgimiento de las ERNC como parte importante de la matriz energética chilena.
Legislación chilena ERNC La Ley 20.257 “Introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos respecto de la generación de energía eléctrica con fuentes de energías renovables no convencionales”, define lo siguientes medios dentro de la categoría de renovables no convencionales: 1) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de la biomasa, correspondiente a la obtenida de materia orgánica y biodegradable, la que puede ser usada directamente como combustible o convertida en otros biocombustibles líquidos, sólidos o gaseosos. Se entenderá incluida la fracción biodegradable de los residuos sólidos domiciliarios y no domiciliarios. 2) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía hidráulica y cuya potencia máxima sea inferior a 20.000 kW. 3) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía geotérmica, entendiéndose por tal la que se obtiene del calor natural del interior de la tierra. 4) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía solar, obtenida de la radiación solar. 5) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía eólica, correspondiente a la energía cinética del viento. 6) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de los mares, correspondiente a toda forma de energía mecánica producida por el movimiento de las mareas, de las olas y de las corrientes, así como la obtenida del gradiente térmico de los mares.
8
7) Otros medios de generación determinados fundadamente por la Comisión Nacional de Energía, que utilicen energías renovables para la generación de electricidad, contribuyan a diversificar las fuentes de abastecimiento de energía en los sistemas eléctricos y causen un bajo impacto ambiental, conforme a los procedimientos que establezca el reglamento. Con objetivo de materializar requerimientos, derechos y obligaciones particulares, estos medios de generación se sub-clasifican dentro de las siguientes categorías: 1) PMGD: Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9.000 kW, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público. A los PMGD se les confiere el derecho a conectarse a las redes de distribución. 2) PMG: Medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a 9.000 kW conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o adicional. 3) MGNC: Medios de generación cuya fuente sea no convencional y sus excedentes de potencia suministrada al sistema sean inferiores a 20.000 kW. La categoría de MGNC, no es excluyente con las categorías indicadas en los dos puntos precedentes. Esta categoría junto a los proyectos ERNC menores a 20 MW también incluye los proyectos de cogeneración eficiente a base de combustibles fósiles menores a 20 MW. De particular importancia ha sido el tratamiento de los PMGD, categoría donde están normalmente muchas centrales de ERNC. A través de la apertura del mercado chileno y el aseguramiento de la conexión se ha incentivado a los proyectos de esta índole. Además, se impuso una exención del pago de peajes a través del sistema de transmisión troncal, lo cual aplica a medios de generación renovable no convencionales, cuyos excedentes de potencia suministrada al sistema sean menores a 9 MW. Para los casos en que estos excedentes sean mayor a 9 MW y menores a 20 MW, se aplica al pago un factor proporcional al exceso. Adicionalmente, la Ley 20.257 establece obligaciones para las empresas eléctricas con respecto a la naturaleza de los retiros anuales, los cuales deben provenir en proporciones definidas de fuentes de energía renovable no convencionales. Esto se aplica como una obligación del 5% entre los años 2010 y 2014, lo cual se va incrementando 0,5% al año hasta completar un 10% el 2024. El cumplimiento de esta norma se regula a través de multas, que corresponden a 0,4 UTM por MWh de déficit con respecto al porcentaje 9
exigido. Esta obligación aplica a las empresas con contratos posteriores al 31 de agosto de 2007.
1.4 Recurso ERNC en Chile
Las energías renovables son aquellas que provienen de recursos naturales como radiación solar, viento, lluvia, mareas y calor geotérmico. La base en la definición de un recurso renovable radica en que son inagotables, a diferencia de los combustibles fósiles como el petróleo y el carbón. Existen diversas definiciones y una de las más aceptadas es la de la Asociación de Productores de Energía Renovable de España (APPA): “Las energías renovables son aquellas que se obtienen de fuentes naturales inagotables a escala humana, bien porque el recurso dispone de una cantidad de energía inmensa, bien porque el recurso tiene la capacidad de regenerarse de manera natural.”
1.4.1
Energía Solar
La energía del Sol es la energía más constante con la que se cuenta sobre el planeta. Esta energía se recibe sobre la atmósfera como radiación, la cual es reflejada en un 30% hacia el espacio mientras que el resto es absorbido por los océanos, las nubes, etc. En promedio, se puede obtener 1,36 [Arenas René, Nodo Solar] sobre la capa exterior de la atmósfera. Para generar energía eléctrica directamente, la radiación solar se puede utilizar de dos maneras: a través de paneles fotovoltaicos o aprovechando el calor mediante sistemas de concentración solar de potencia. A nivel mundial se conoce una región llamada Cinturón del Sol, que se encuentra ubicada entre los paralelos 35° Norte y 35° Sur y que corresponde al área con la mejor intensidad de radiación solar. Esta zona cubre casi la mitad de Chile, lo que significa un potencial de generación muy grande y que ha sido estimado por la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA) en un máximo de 100 GW.
1.4.2
Energía Eólica
10
La energía eólica es la que es generada a partir de la energía cinética contenida en el viento, el cual se origina por la existencia de diferencias de presión atmosférica entre dos puntos geográficos, lo cual se debe a la acción del calentamiento del aire por el sol, por lo que se dice que la energía eólica es una forma indirecta de energía solar. La tecnología se basa básicamente en aprovechar el movimiento del aire para hacer girar molinos que poseen un generador eléctrico. Existen dos tipos de campos eólicos, los onshore y los offshore, ubicados sobre tierra firme o en el mar abierto, respectivamente. En Chile los terrenos con buenas condiciones para aprovechar el recurso eólico son numerosos y se ubican a lo largo de todo el país, destacándose principalmente las zonas costeras. ACERA estima el potencial del país en 40 GW para este recurso. La desventaja más crítica de este tipo de tecnología es la variabilidad con la que operan los generadores, acarreado por la naturaleza no constante de la intensidad del viento. Esto significa un enorme inconveniente para evaluar los proyectos de generación de este tipo. Por esto se requieren exhaustivos estudios y mediciones en terreno.
1.4.3
Energía de pequeñas centrales hidráulicas
La energía hidráulica se obtiene directamente de los flujos de agua que actúan generando energía mecánica en turbinas, que alimentan a equipos generadores que producen la electricidad. El agua es un recurso renovable que tiene un ciclo natural permanente y la tecnología de centrales que lo aprovecha es un proceso eficiente, confiable y durable, que tiene ventajas comparativas frente a otras fuentes, considerando sus bajos costos de operación y mantención (Ver Tabla 1.1.). Las centrales hidroeléctricas pueden clasificarse dentro de dos tipos: centrales de pasada y centrales de embalse. Las primeras aprovechan directamente la energía cinética del cauce de agua donde se encuentra la central. Las centrales de embalse almacenan el agua y aprovechan como energía primaria la potencial del agua. Para la legislación chilena, las centrales hidráulicas de una capacidad menor a 20 MW son consideradas como Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Actualmente la Agencia Internacional de la Energía (IEA) subclasifica a estas centrales como mini hidro a las de potencia mayor a 300 kW y como micro hidro a las con potencia menor a este valor. 11
En Chile, el potencial de generación de pequeñas centrales hidráulicas ha sido estimado por ACERA en 20 GW. Existen actualmente proyectos por más de 3000 MW [catastro APEMEC] que esperan ser aprobados para ser ejecutados. Sin embargo, existen numerosas barreras a las que estas iniciativas se ven enfrentadas, las cuales involucran desde demoras en tramitación de permisos hasta la no existencia de criterios claros en normativas ambientales o de mediación entre partes.
1.4.4
Biomasa
La energía que se puede obtener de la biomasa se basa en la utilización de este elemento, que es materia orgánica de origen vegetal o animal. Los métodos que existen para aprovechar este recurso son la combustión directa de la biomasa, el tratamiento de residuos orgánicos y el cultivo de algunas plantas y granos, a partir de las cuales se obtiene biogás y biocombustibles, usados como sustitutos de compuestos petroquímicos. La explicación del por qué una combustión de este material no se considera como una emisión de CO2 a la atmósfera es que este componente ya fue previamente captado por los organismos durante su crecimiento, por lo tanto la biomasa no representa un aumento en las emisiones de CO2. Las formas en que se puede encontrar la biomasa son variadas y los que comúnmente se utilizan para su aprovechamiento energético son cuatro: -
Biomasa natural, que no ha tenido ninguna intervención humana. Biomasa residual seca, que incluye sólidos no utilizados en actividades agrícolas y ganaderas, forestales y de procesos de transformación de la madera y agroalimentarias.
-
Biomasa residual húmeda, son los vertidos denominados biodegradables, como aguas residuales y residuos ganaderos. Cultivos energéticos, como maíz, raps, girasol y plantaciones para producir biocombustibles.
En Chile, el uso de la biomasa se ha dado principalmente a través del uso de la combustión directa de residuos industriales y el aprovechamiento de gases extraídos de vertederos basura. Se ha estimado un potencial para el año 2025 de entre 461 a 903 MW.
12
1.4.5
Energía Geotérmica
La energía geotérmica aprovecha el calor contenido bajo la superficie terrestre. Este recurso suele encontrarse comúnmente en zonas de alta actividad volcánica y fallas geológicas, que es donde abundan los fenómenos que generan calor bajo la tierra. Las tecnologías que han sido desarrolladas para explotar estos recursos son diversas y se diferencian en el objetivo de la central, que puede ser aprovechamiento térmico o eléctrico. Para la producción de electricidad se utilizan básicamente sistemas de obtención de agua, vapor o aire caliente a través de emanaciones subterráneas, como géiseres. También es posible inyectar agua fría dentro de cámaras perforadas sobre fuentes de calor subterráneas. La identificación de focos para el aprovechamiento del recurso geotérmico implica significativos y especializados estudios, lo cual es una gran dificultad para el desarrollo de esta tecnología. Chile se encuentra ubicado sobre una zona geográfica denominada “Cinturón de Fuego del Pacífico”, la cual concentra las mayores actividades sísmicas y volcánicas del planeta y representa un gran potencial para la generación geotérmica. Se ha calculado un potencial bruto de 16 GW en Chile [FCFM U. de Chile, 2011 (revista n°55)].
1.4.6
Energía Marina
La energía con la que se mueven las masas oceánicas es enorme y ha sido posible transformarla en electricidad. La llamada energía mareomotriz resulta del aprovechamiento de grandes flujos de agua como variaciones de mareas o corrientes marinas o energía de las olas. La mayoría de las tecnologías que buscan desarrollar este recurso se encuentran en fase de estudio o desarrollo, por lo que en el mundo entero la experiencia todavía existen muchas variabilidades en los costos y eficiencias. Los diferentes métodos utilizados están definidos por el tipo de flujo que se quiere aprovechar. Se han desarrollado sistemas para aprovechar la energía de las olas (undimotriz), la variación de las mareas (mareomotriz), de corrientes marinas y variación de temperatura y salinidad del agua. Chile es uno de los países con condiciones más favorables para el aprovechamiento del recurso energético proveniente del océano. Esto, gracias a la extensa franja costera y sus 13
especiales características. Sin embargo, aún no se han presentado proyectos de generación en ninguna de las variantes.
1.4.7
¿Por qué no se usar sólo EERR?
Comúnmente, las energías renovables han sido más caras de producir y usar que los combustibles fósiles. La evolución en los costos de las diferentes tecnologías ha demostrado permanentes disminuciones en los costos, lo que hace suponer una pronta competitividad dentro del mercado. Sin embargo, los costos de desarrollo siguen siendo superiores a las grandes centrales hidráulicas y tanto parques eólicos como solares todavía presentan costos de desarrollo mayores que las centrales de carbón.
Costo Inversión [US$/kW] 1.950 2.100 3.550 3.000 2.350 6.000 2.000 750 3.200
Costo Operación [US$/MWh] 5 5 2 5 48 17 8 91 0
Hidro Embalse Hidro Pasada Geotérmica Mini Hidro Carbón Nuclear Eólica GNL Solar Fotovoltaica Diesel 720 218 * No incluye costos de transmisión asociados.
Factor de Planta Promedio 65% 65% 85% 65% 85% 85% 30% 65% 25%
Costo de Desarrollo [US$/MWh]* 38 41 47 55 83 89 96 105 165
65%
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Tabla 1.1: Costos en diferentes tecnologías de generación (*) Fuente: Systep, 2011 En Chile, los recursos de energía renovable, además, se encuentran ubicados normalmente en áreas remotas, lo cual hace significativamente caro construir instalaciones de transmisión para llevar la energía generada a los centros de consumo. En el caso del viento, comúnmente los lugares con condiciones más favorables para su aprovechamiento se encuentran ubicados en las zonas costeras, alejadas de los centros de consumo, al igual que los causes propicios para la instalación de mini centrales hidroeléctricas. La situación ideal se hallaría en la producción “in situ” de la 14
electricidad, o la consolidación de los PMGD. Es decir, generar la energía en el lugar donde será consumida, lo cual disminuiría la necesidad de disponer de sistemas de distribución de electricidad. Por otro lado, los recursos renovables no se encuentran la totalidad del tiempo disponibles, ya que dependen críticamente de las condiciones temporales atmosféricas, como la velocidad del viento o la intensidad de radiación solar existente. Esto dificulta la planificación de una producción y aumenta los riesgos asociados al negocio. Se está trabajando mundialmente en desarrollar técnicas para almacenar los excedentes de energía, como baterías, bombas o pilas de combustible hidrógeno, que resulten más económicas que las alternativas actuales.
Figura 1.4: Velocidad del viento en Lengua de Vaca. Fuente: Mohr, Ricardo, “Inserción de generadores de energía renovable en redes de distribución”, PUC, 2007.
Cabe destacar, que la energía marina, si es una fuente permanente, debido a la estacionalidad de las mareas y la constancia del oleaje. Por esta razón la operación de esta tecnología si puede ser programable y estable.
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1.5 Situación energética actual.
La aplicación de la Ley que promueve la inversión en ERNC en Chile ha tenido efectos positivos, pero actualmente existen ciertas dudas respecto al real impacto que esta normativa ha tenido. El año 2010, primero en que se aplicó realmente la Ley 20.257, la participación de las ERNC en la matriz chilena llegó a un 3,1% de la generación total, con una generación total de energía de 1.350 GWh (SIC).
Figura 1.5: Participación ERNC Chile. Fuente: CDEC-SIC, Valgesta Energía A pesar de la normativa, la participación de las ERNC no llega a niveles significativos, ni alcanza el 5% de la obligación. Esto se explica principalmente debido a la excepción de la obligación incluida en la Ley para todos los contratos previos al año 2007, los cuales representan aproximadamente el 80% del total. En el caso de los contratos posteriores a 2007 el incremento en ERNC también se ha visto atenuado, ya que muchas empresas han pagado preferentemente las multas correspondientes antes de realizar contratos para cubrir sus obligaciones de retiros de ERNC. Sin embargo, el contexto actual parece favorable y existe un creciente interés por invertir en ERNC, lo que queda demostrado con la gran cantidad de proyectos que ingresan a los sistemas de evaluación ambiental (más de 1.800 MW aprobados en 2010 en SEIA5 y existe una iniciativa de impulsar el desarrollo para llegar a un 20% de participación ERNC para el año 2020 a través de la legislación. 5
Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), http://centralenergia.cl/2010/07/28/proyectos-ernc/.
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Las barreras que enfrentan las ERNC no son sólo económicas, sino que también políticas, sociales, administrativas y ambientales. A propósito de este tema, en el país se ha gestado una amplia discusión social dedicada a responder qué alternativas de generación eléctrica resultan más convenientes para desarrollar la matriz energética del futuro de Chile. Existe consenso de que la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles es la opción menos deseada, debido a las grandes emisiones de CO2 que acarrea su operación. Pero, como ya se mencionó, la crisis energética mundial es una realidad y Chile no está apartado de esto. Es por esto que existe un imperativo de aumentar la capacidad de generación sin dejar de lado la seguridad de suministro ni la conservación del medio ambiente. La disyuntiva actual radica en cómo incrementar la potencia instalada interviniendo lo menos posible el medio ambiente y en los plazos necesarios. Tradicionalmente, Chile ha contado con una matriz energética compuesta básicamente por centrales termoeléctricas y grandes hidroeléctricas de embalse, cada cual con aproximadamente 50% de participación. Actualmente, ambas tecnologías son públicamente rechazadas por la ciudadanía. Dos casos emblemáticos que muestran esto son la central termoeléctrica Barrancones, proyecto que fue detenido por el mismo Presidente de la República, frente a presiones ciudadanas en Agosto de 2011, y el mega proyecto hidroeléctrico de Hidroaysén, el cual, a pesar de haber sido aprobado en las primeras etapas de evaluación ambiental, significó una gigantesca batalla mediática y una enorme oposición ciudadana, lo cual permanece hasta la actualidad y pone en duda la aprobación del proyecto en su totalidad. Existe también controversia en Chile sobre la opción nuclear. La reciente tragedia ocurrida en Fukushima, Japón tras el terremoto hace temer a muchos de la posibilidad de tener centrales nucleares en el país y enfrentarse al riesgo de un desastre nuclear. El desarrollo de un programa nuclear en Chile se ve necesario por algunos, mientras que muchos expresan su fuerte rechazo a esta tecnología que representa el 8% de la potencia mundial instalada6 y que no produce emisiones de CO2. La opinión más ambientalista exige un recambio radical en la matriz energética y propone el fomento exclusivo a la inversión en energías renovables no convencionales. Sin embargo, éstas presentan desventajas como intermitencia de generación (solar, eólica), altos costos de desarrollo y bajos factores de planta. Consecuentemente se debe plantear una matriz que considere la inclusión de distintos tipos de generación eléctrica, 6
REN21, Renewables Global Status Report 2010. 17
los cuales puedan complementarse para entregar un suministro seguro, de calidad y lo más ambientalmente amigable posible. Así, la institucionalidad ambiental ha desarrollado rigurosos procesos de estudios y evaluación de impacto para los proyectos, lo cual se presenta como una barrera considerable para la aprobación que conduce a la construcción de las centrales. Uno de los temas más relevantes dentro del proceso de desarrollo de un proyecto de ERNC (y de un proyecto de generación en general) es la construcción de la línea de transmisión destinada a evacuar la energía generada. Esto tiene un impacto muy significativo en la realización de la iniciativa, ya que es un elemento imprescindible para el objetivo final de ésta, que es entregar energía a los centros de consumo, y normalmente acarrea dos consecuencias que pasan a ser barreras para que un proyecto de generación llegue a materializarse. Estas barreras son: -
-
La construcción de la línea de transmisión de electricidad tiene un costo elevado, que aumenta enormemente la inversión y que puede superar el 50% de la inversión total en la central generadora. Esto contrasta con el caso de grandes centrales hidroeléctricas, donde, dentro de la inversión, el costo de la línea no supera el 10%. La construcción de la línea requiere de la aprobación ambiental y de la aceptación vecinal. Esto significa largos periodos de burocracia en la institucionalidad pública y complejas negociaciones con los propietarios de los terrenos por donde el cableado eléctrico pasaría. Esto último acarrea también costos de servidumbres, los cuales suelen ser muy elevados.
Este trabajo pretende abarcar la problemática actual con la que realizadores de proyectos de energía renovable no convencional se encuentran en el momento en que se pretenden transmitir la electricidad generada hacia centros de consumo a través de una línea conductora. En el capítulo siguiente (Capítulo II) se realiza una revisión internacional de las metodologías empleadas en distintos países del mundo para afrontar el tema de la conexión de centros de generación a la red eléctrica. Se hace énfasis en la asignación de costos entre el interesado y el operador de la red eléctrica, además de considerar los incentivos que cada país ofrece a la inversión en esta materia. Además se revisa el caso de Chile y los estímulos de parte de la institución CORFO y la revisión del recientemente publicado informe de la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE).
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En el Capítulo III se documenta la elaboración de un programa computacional que elabora diseños de redes de evacuación de energía para cuencas dentro del territorio nacional que concentren grupos de proyectos de generación. El producto, elaborado en Matlab, entrega una solución de diseño óptima en cuanto a cantidad de conductor a utilizar y entrega la información de los costos repartidos para los distintos actores.
1.6 Sector Mini Hidro en Chile: Casos.
1.6.1
Carrán
1.6.1.1 Antecedentes generales
Carrán Ltda. es la empresa propietaria del fundo llamado Carrán, ubicado en la zona de lago Maihue, en la Región de Los Ríos, zona del sur de Chile de clima continental húmedo, rica en recursos hídricos, como ríos y lagos. Dentro de éste tiene varios proyectos de generación mini hidro que suman aproximadamente 80 MW en su totalidad. Uno de ellos ya entró en operación con una capacidad de 0,42 MW y otros dos se encuentran en fase de ingeniería básica. Éstas son la centrales hidroeléctricas Chilcoco y Melipúe, de 12 y 24 MW respectivamente. Los proyectos se encuentran ubicados geográficamente muy cerca uno del otro, en una zona a orillas del lago Maihue, cercano al lago Ranco. La inversión para el primer proyecto ha sido estimada en US$22 millones. El caudal del estero Chilcoco es bastante estable y tiene la particularidad de que el Lago Huishue, ubicado en la parte superior de la cuenca, no tiene desagüe superficial durante gran parte del año, lo que significa que la mayor parte del caudal del estero se debe sólo a afloraciones ubicadas en el tramo más cercano a la bocatoma. El valor mínimo registrado fue de 12,59 m3/s el año 2002 y el máximo fue 14,97 m3/s, en 2004. Esto es muy positivo para la rentabilidad del proyecto y permitiría a la central generar anualmente 75,5 GWh, con un factor de planta de aproximadamente 85%. La altura neta de caída para la central corresponde a 84,5 metros (Ref: Carrán Ltda.). El caudal del estero Chilcoco, está compuesto de la adición de las componentes pluvial y de filtraciones. Se estimó un caudal ecológico para el estero de 1,4 m3/s (Ref: Carrán Ltda.). 19
Para el proyecto a instalarse en el Rio Melipúe se requiere de una inversión aproximada de US$32,4 millones, con lo que se pretende construir una central mini hidro que produzca una energía anual estimada de 117 GWh, con una potencia instalada de 24 MW, proporcionados a través de una altura de caída neta de 84,5 metros. El rio Melipúe presenta un caudal de 30,5 m3/s. Ambos proyectos serán conectados a una línea de 66 kV, lo cual, como en muchos otros proyectos mini hidro, es el gran problema para la viabilidad.
1.6.1.2 Conexión y dificultades
En un principio, el año 2004, el dueño del proyecto, Carrán Ltda., presentó a la empresa distribuidora de la zona su interés de desarrollar los proyectos en cuestión. Frente a esto se analizó la información de consumo en la zona, es decir, la cuenca del Lago Ranco con todos los poblados y centros de producción agrícola, como, por ejemplo, lecherías, constatándose que la demanda punta que presentaba la zona en esa época era de no más de 1,5 MW. Por esta razón, la inyección por parte de cualquier generación pequeña significaba una inversión en los flujos en la red de distribución. Esto significó que los proyectos de generación de Chilcoco y Melipúe necesariamente debían ser conectados a nivel de transmisión, es decir, al Sistema Interconectado Central. Existía, por lo tanto, una necesidad real de conexión, lo cual dejaba dentro de las alternativas invertir personalmente en una línea de transmisión de aproximadamente 100 kilómetros, que, de ser considerada, no ponía en riesgo la rentabilidad del proyecto. Esto debido a los excelentes niveles de producción y factores de planta de las centrales. Otro punto a considerar es que la zona donde se encuentran ubicados estos proyectos, la cuenca del lago Ranco, reúne además varios proyectos de centrales de generación mini hidro, que se estiman que en total sumen alrededor de 200 MW. Por esto es que para el diseño de la línea se considerará la presencia de ellos, de manera de contar con una solución común y financiada conjuntamente por los diferentes involucrados. Para encontrar una solución óptima, considerando dimensionamiento, ubicaciones, puntos de conexión y flujos, existe un problema de financiamiento, debido a que los diferentes privados involucrados no cuentan con los recursos para esto, que son valores importantes de dinero. Sin embargo, por una iniciativa de Carrán Ltda. y dos privados más de la zona, se realizó un estudio para evaluar el proyecto de conectar un total de aproximadamente 80 MW al sistema, construido por una transmisora particular. Este 20
estudio dio como resultado una recuperación de la inversión hecha para transmitir la potencia generada en un plazo de siete años, considerando un valor de AVI de 10%, COMA de 3% y la utilización del 10% de los ingresos por generación para el pago de la línea. Todo esto esperando un precio de la energía (costo marginal) de 100 US$/MWh. Con esto se vio reflejada la viabilidad de una conexión común, desde el punto de vista financiero. Las dificultades aparecen cuando el constructor de la línea, el transmisor, ve que las garantías que tiene no son seguras debido a la incertidumbre de que todos los proyectos terminen utilizándola. Además, para el inversionista de la línea es necesario tener garantías con respecto a los tiempos de conexión e inicio de inyección de la producción de cada generador. La solución común se hace obligatoria si se pretende construir sólo una línea en la zona. Por esto, los estudios de diseño implican el análisis de la ubicación de los alimentadores y las subestaciones.
1.6.2
Hidroeléctrica Ensenada
1.6.2.1 Antecedentes generales
En marzo de 2009 comenzó la construcción del proyecto hidroeléctrico Hidroeléctrica Ensenada, iniciativa de la empresa española Hidrolena, a través de su sociedad vehículo Enertrón. La oportunidad fue concebida dentro de un acuerdo con quien era el propietario del proyecto en 2007, Alex Ziller, que pretendía construir una planta hidroeléctrica con una potencia máxima de 4 MW, el cual fue comprado por Hidrolena y rediseñado para aumentar su capacidad. El proyecto se encuentra ubicado en la cuenca del Río Blanco, en la provincia de Llanquihue, en la región de Los Lagos y considera como primera etapa la construcción de una planta de 6,8 MW, la cual representa un costo aproximada de 11 MMUS$. La captación de las aguas del Rio Blanco se hace a través de una bocatoma sumergida en el cauce del río y se dirigen dentro de una tubería metálica para llegar a la casa de máquinas de la central (4 km más abajo del punto de captación) donde serán turbinadas en tres turbinas Pelton y posteriormente regresadas a su cauce natural en forma
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gravitacional. En distintas épocas del año, el Rio Blanco provee un caudal máximo y mínimo de y 2 m3/s respectivamente. Dentro del diseño de la central se contempla una diferencia de altura bruta de 210 metros en un tramo horizontal de 3,8 km. y el caudal ecológico que definió la Dirección General de Aguas fue 0,37 m3/s (Ref: Hidrolena).
1.6.2.2 Conexión
La conexión de la central al sistema contempla la construcción de una línea de 50 kilómetros. En principio se analizó la alternativa contemplada por el antiguo propietario de utilizar una línea de distribución aérea existente de la empresa Crell, inyectando la energía a aproximadamente 2 kilómetros de Ensenada. Sin embargo, los estudios indicaron que la capacidad de este cableado no era suficiente para evacuar la producción de la central. De esta manera, la empresa materializó dentro del proyecto la construcción de una línea desde Ensenada a Puerto Montt, donde se conectaría a la subestación Melipulli, de Saesa. La necesidad de financiar un cableado propio para conectar la central a la red significó un cuestionamiento por parte de la empresa de sobre si el proyecto seguía siendo rentable. Frente a esto se realizó la evaluación y los estudios correspondientes con lo que se determinó que la opción de realizarlo seguía siendo conveniente, debido principalmente, a los grandes niveles de producción que permitían las condiciones pluviales y nivales del emplazamiento. Es decir, la relación entre los montos de inversión y los flujos de venta de la electricidad producida eran muy buenos. La planta tiene una generación de energía estimada en 33,4 GWh al año con un factor de planta de 50%, una gran productividad que explica lo atractivo del proyecto. También de una gran relevancia para decisión de Hidrolena respecto a la línea de transmisión fue tener en carpeta tres proyectos más que podrían realizarse en el mediano plazo en la misma cuenca y que podrían aprovechar la presencia de las instalaciones de transmisión. Sin embargo, es importante mencionar que dejando de considerar la existencia de estas tres centrales adicionales, la evaluación del proyecto seguía entregando una rentabilidad positiva para el proyecto, pero lógicamente menos atractiva.
22
1.6.2.3 Dificultades
Dentro de la planificación y tramitación del proyecto, la empresa encontró importantes dificultades en lo relacionado a la solicitud de la vía para la línea de transmisión. Esto último está referido a la obtención de los permisos necesarios para construir la obra civil. Dentro de las razones que causaron estas demoras y problemas estuvieron los desacuerdos y los conflictos entre la empresa y los propietarios de los terrenos afectos al paso de la línea y diferentes instituciones públicas. Durante el proceso realizado para el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) se presentaron apelaciones de distinto índole. El proceso se convirtió en un tema regional e involucró el debate en el ámbito político, donde las figuras públicas participaron del lado de los propietarios de terrenos. Esto generó trámites aún más engorrosos y difíciles de llevar a un acuerdo, debido a la gran cantidad de objeciones a la línea que se presentaron con el apoyo de los políticos, aludiendo a razones que en muy pocos casos resultaban ser objetivas y técnicamente justificables. Un ejemplo de esto fueron apelaciones con respecto a la emisión de campos electromagnéticos que las instalaciones de transmisión de electricidad podrían presentar. En Chile no existe una norma relativa a los valores de exposición a estos campos, por lo que se siguen las experiencias internacionales, estableciendo una franja de seguridad, fuera de la cual, la acción de los campos en cuestión es despreciable. También se presentaron alegatos respecto a la deterioración de la visibilidad producto de la línea. Sin embargo, esto será mínimo y la visión de la línea será filtrada, apreciándose incluso menos que los cables hoy existentes de la línea que lleva la electricidad a los poblados de la zona (Ref: Hidrolena). Además de esto, el proyecto requería de una “Declaración de Impacto Ambiental”, sin embargo, los requisitos que esto implicaba terminaron transformando este trámite en algo similar a un “Estudio de Impacto Ambiental”, lo que implica una inspección mucho más exhaustiva del sector y sus características potencialmente afectadas por el proyecto. Dentro de este marco se realizaron estudios de suelo, vegetación y fauna, además de la certificación arqueológica, elementos encargados a consultoras. Debido a requisitos ambientales de la Intendencia Regional, la línea fue sobredimensionada y construida finalmente para una capacidad de 66 kV ampliable a 110 kV, pese a que para el proyecto hubiera sido suficiente una instalación de una tercera parte de esta capacidad. 23
Con la distribuidora, Hidrolena estuvo por mucho tiempo en negociaciones respecto a los precios, determinados por los valores costos del proyecto: AVI, COMA, peajes, la subestación a construir, etc. En este proceso la empresa generadora se enfrentó a una desventaja frente a las proporciones distintas en los tamaños de las partes, dándose, previas al acuerdo, asimetrías de información y un poder de negociación menor para Hidrolena, aplazándose la ejecución de las etapas posteriores. Finalmente se llegó a consenso y se firmó contrato, dentro de lo cual se estipuló el compromiso de Hidrolena de vender las instalaciones de la línea de transmisión a la distribuidora a un precio acordado.
1.6.3
Proyecto “Generación”7
1.6.3.1 Antecedentes generales El proyecto “Central Hidroeléctrica Generación” fue uno de los primeros en nacer en el sur de Chile, específicamente ubicado en la Región de los Ríos. El proyecto es una iniciativa de una empresa familiar que es propietaria del terreno donde se instalaría la central. El año 2004 se obtuvieron los derechos de aguas en el “Rio Generación”, para instalar una central hidroeléctrica de 2,4 MW. El proyecto considera un caudal de 2 m3/s, con una caída de 90 metros. Se consideró un caudal ecológico de 0,42 m3/s .La inversión necesaria fue de US$4 millones, lo que permitiría a la central, en total, producir 13.440 MWh al año, con un factor de planta de 80%.
1.6.3.2 Dificultades
La conexión a la red de distribución de la zona ha presentado muchas dificultades. Como otros casos de proyectos mini hidro del sur de Chile, la capacidad de la central “Generación” sobrepasa la demanda máxima de la zona, por lo que los flujos se 7
Dentro de este caso, por confidencialidad de la información, se omitió los datos particulares y se reemplazó por nombres genéricos.
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invierten. Esto implica estudios específicos y negociaciones más engorrosas con la empresa distribuidora, sobre todo porque no existe ninguna legislación que regule la conexión de un PMGD cuando éste invierte los flujos de distribución. Por esta razón, la empresa se vio forzada a construir una línea de transmisión personal para evacuar la energía producida en la central. El año 2009 se comenzó a trabajar con una empresa consultora para estudiar la construcción de la línea de transmisión y proponer una conexión óptima al sistema. Sin embargo, los costos que esto significaba implicaban una evaluación negativa de la rentabilidad del proyecto, ya que alcanzaban valores equivalentes al 50% del proyecto total. Sin duda, asociarse con las empresas distribuidoras de la zona podría ser atractivo en la búsqueda de soluciones que puedan favorecer a ambas partes. Es por esto que se comenzó a negociar con la gerencia de la distribuidora, quienes acogieron la solicitud. No obstante, avanzado el proceso, se supo que la conexión de “Generación” sería muy dificultosa y que reforzar la línea para este fin implicaba, entre otras cosas, cortar el suministro a clientes. Es por esto que se encargó un estudio a la distribuidora, la cual propuso la construcción de una nueva línea, la cual finalmente sería propiedad de la ella, así como también las servidumbres correspondientes. Los costos que determinó la empresa distribuidora, con todo lo que indicaba el estudio eran aún mayores; 2,5 veces más que la evaluación hecha por la consultora privada. Esto debido a las elevadas exigencias técnicas que la empresa distribuidora hacía. De cierta manera, el actuar de la empresa distribuidora estaba fundamentado en la falta de interés por conectar un elemento que no le generaba grandes beneficios, más bien era una problemática para cumplir con las obligaciones que les compete la Ley N°20.257, de ERNC. Finalmente, se negoció con otra empresa distribuidora de la zona, de menor participación, pero que accedía a conectar la central “Generación” a costos más razonables. Con esto, la línea se materializó y fue construida para evacuar la energía de la central.
1.6.4
Problemáticas del sector
Las dificultades con las que los gestores de proyectos de mini centrales hidráulicas se encuentran a través del desarrollo del proyecto consideran diferentes áreas como las técnica, financiamiento y normativa. 25
La principal traba es, sin duda, la tramitación para lograr una conexión al sistema eléctrico que permita evacuar la producción de la central. Es allí donde se encuentra el “cuello de botella” de todos los proyectos, no sólo de centrales mini hidráulicas, sino que también para todo tipo de planta de generación de energías renovables no convencionales. Las trabas son de diverso índole, pero hay consenso dentro de los inversionistas de que todavía no existe una voluntad nacional completa de estimular el ingreso de Generadores ERNC al sistema. Esto debido a que los procesos definidos para materializar esta conexión parecen no ser los adecuados para que los Generadores ERNC puedan llevarlos a cabo. Como en cualquier proyecto, la evaluación de flujos es lo más significativo y obviamente los costos juegan un rol principal. Para casos de PMG se ha observado que usualmente la construcción de tendido eléctrico para transmitir lo generado en la central significa una muy considerable proporción de los costos totales del proyecto. Esto se debe a dos razones principalmente: la posición desfavorable de los PMG en las negociaciones con las empresas de distribución, junto con las desproporcionadas exigencias técnicas por parte de éstas; y las numerosas trabas burocráticas y de negociación asociadas a permisos y normas que tanto la legislación como las comunidades exigen. Los PMGD se ven desfavorecidos, debido principalmente a temas de magnitud de las partes en las negociaciones que el proceso implica. En el momento en que se pretenden definir los precios de venta de la energía, la empresa distribuidora se ve aventajada, debido a su posición monopólica en la zona y es capaz de mantener precios dentro del margen que a ella le parezcan atractivos. Además, existe una importante asimetría de información en las conversaciones, lo que significa un menor poder de negociación frente a las distribuidoras, quienes agregan problemáticas al poner exigencias técnicas inalcanzables para el inversionista. De alguna manera, esto último se podría entender como un resquicio que disponen las empresas distribuidoras para evadir trabajar con conexiones a PMGD, con lo que complican el avance de los proyectos. Con respecto a centrales de mayor magnitud, no considerados PMGD, la problemática radica en encontrar una solución de conexión al sistema que minimice los costos y que satisfaga todas las exigencias ambientales y técnicas. Generalmente, en una cuenca hidrológica se pueden definir numerosas soluciones o configuraciones de conexión para uno o diferentes centros de generación. Para escoger uno se deben realizar estudios especializados y se debe cumplir las respectivas exigencias y normativas relacionadas al desarrollo de un proyecto de este tipo. 26
II.
REVISIÓN INTERNACIONAL DE NORMATIVA PARA CONEXIÓN DE CENTRALES DE GENERACIÓN RENOVABLES
Introducción
El desarrollo mundial de las energías renovables ha obedecido a un proceso de cambio global de carácter económico y social. La llamada “energía verde” es hoy un bien ampliamente valorado por la sociedad, por lo que en todo el mundo gobiernos y empresas han visto sobre sí la responsabilidad de actuar a favor esta renovación. Los incentivos a estas tecnologías han sido tradicionalmente necesarios en vista de la todavía insuficiente madurez de las tecnologías de generación renovables, lo cual ha significado un apoyo a la inversión a través de tarifas de venta preestablecidas y aseguradas, subsidios, asignación de prioridades a estas nuevas tecnologías o financiamiento parcial de la inversión a ejecutar, principales medidas tomadas en diferentes partes del mundo. Se ha avanzado mucho en materia legislativa, no sólo en países industrializados, sino también en los llamados emergentes. La necesidad de acogida de estas nuevas tecnologías ha motivado a países a definir nuevas leyes y normas y a redefinir las que previamente existían. Todo esto en relación a los procesos mismos de entrada en operación de una central de energía a partir de fuentes renovables, donde se ha puesto principal énfasis en los sistemas tarifarios, al ser estos el incentivo de inversión y la principal fuente de ingresos del proyecto. Sin embargo, y pese al gran avance en la coordinación e incorporación de estas nuevas tecnologías dentro de la generación global, aún existen temas importantes que no han sido del todo solucionados en países como Chile con respecto a la incorporación de las nuevas centrales a la red de suministro nacional o a su utilización efectiva para el abastecimiento de consumos. Esto tiene que ver principalmente con la forma en que los proyectos de generación son anexados a la red de transmisión o distribución. La razón del problema tiene que ver principalmente con la ubicación de las fuentes de energía renovable como viento, radiación solar o cuencas hidrológicas aptas. Es decir, al no tener las personas la posibilidad de escoger los lugares donde se encuentran ubicados los recursos energéticos, se debe ir hacia ellos y transportar la energía hasta donde es demandada. Esto significa un considerable costo en infraestructura que es responsabilidad del generador, lo cual representa justamente el tema más delicado para que un medio de generación se incorpore a la red. Muchos proyectos de generación 27
pequeños se han visto limitados debido a los requerimientos técnicos exigidos por la normativa y las empresas distribuidoras, los cuales resultan inalcanzables para esos niveles de inversión. Este problema no es exclusivo de Chile y ha sucedido en la mayoría de los países donde se han ejecutado políticas de inclusión de energías renovables como alternativa a los medios de generación convencionales. Esta sección pretende exponer los casos de diferentes países que en mayor o menor medida han sido exitosos en este proceso y cuáles son las obligaciones contractuales y de asignación de costos entre las partes involucradas.
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2.1 Chile
2.1.1
Incorporación del proyecto de ERNC al sistema eléctrico
La normativa chilena relacionada a la inclusión al mercado de proyectos de generación de ERNC se aplica a cuatro etapas principales dentro del proceso, desde la definición de la alternativa seleccionada hasta la puesta en marcha de la central, lo cual se lustra de manera general en la Figura 2.1. Este trabajo se centrará en la etapa de conexión de un Generadores ERNC al sistema eléctrico.
Figura 2.1: Etapas de integración al mercado. Fuente: http://www.cer.gob.cl/
En principio se identifica la naturaleza de la conexión, es decir, a qué parte del sistema corresponde, ya sea distribución o transmisión, ya que la normativa técnica es diferente para cada sistema de conexión. Las normas involucradas en este proceso son la Norma Técnica de Conexión y Operación en media tensión (NTCO) y la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSCS). Estas dos normas, como se mencionó, se aplican distintivamente a conexiones a sistemas de distribución transmisión respectivamente. La distinción está dada básicamente por los valores de voltaje de la red, donde hasta 23 kV se clasifica
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dentro de sistemas de distribución. En la Tabla 1.1 se observa la distinción de estas normas en función de la conexión. Sector de conexión Norma que aplica Distribución NTCO (0,4kV < V
