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Viabilidad de energías renovables en la
generación eléctrica en Colombia
Angela Inés CADENA
Universidad de los Andes
Bogotá D.C. – Colombia
Cali, Universidad de Valle, noviembre 18 de 2010
Agenda
1. Energías renovables en el mundo (instrumentos)
2. Seguridad del suministro y diversificación
– Planeamiento y mercado eléctrico
– Suficiencia de capacidad
– Mezcla tecnológica: Carbón y/o energías renovables
3. „Restricciones – Oportunidades‟ ambientales para las
renovables
4. Smart grids para nuestras redes
5. Conclusiones
Experiencia Internacional (Adaptado de Ministerio de Ciencia y Tecnología de China (CRS, 2002))
Clasificación Instrumento Político
Políticas obligatorias Regulación y reglas generales
Obligaciones / Portafolio estándar
Políticas económicas Incentivos tributarios
Precios garantizados / Feed In
Subsidios, concesiones o reembolso de capital
Financiación por terceros
Impuestos a los combustibles fósiles
Políticas de I+D+i Investigación y Desarrollo
Políticas de gestión y operación Sistemas de licitación
Compras del gobierno
Sistemas de precios verdes
Certificados de Energía Renovable – CER
Programas voluntarios
Conciencia pública
Energización rural
Medición neta
Análisis de incentivos en algunos países
• Alemania
• Australia
• Dinamarca
• España
• Reino Unido
• Japón
• Estados Unidos
• Canadá
• Costa Rica
• Indicadores económicos y
poblacionales
• Indicadores energéticos y
ambientales
• Composición de la canasta
eléctrica
• Generación renovable
• Medidas políticas y
regulatorias
Proyecto Isagen – Colciencias – Unal - Uniandes
Fuerzas impulsoras
• SEGURIDAD: reducción de la dependencia
energética
• AMBIENTAL: cumplimiento de metas o acuerdos
internacionales y reducción de la contaminación
• DIVERSIFICACION de la canasta energética
• Existencia de un desarrollo tecnológico local
Políticas económicas y energéticas de largo plazo
Puntos claves en el análisis de países
• Principal instrumento: Feed in Tariffs (temporal, decre-ciente).
• Mecanismos de mercado asociados con Portafolio Estándar y Certificados Comercializables.
• Medición neta asociado con solar fotovoltaica.
• Políticas industriales y de I&D han repercutido en los desarrollos eólicos y solares.
• Hidráulica y biomasa (combustión de residuos y biogás) son las de mayor participación.
• Disponibilidad de fuentes orienta el mercado.
• Vinculo entre gobiernos estatales y regionales.
• Vinculo de la institucionalidad medio-ambiente / energía.
• Programas demostrativos.
Proyecto Isagen – Colciencias – Unal - Uniandes
PLANEAMIENTO ENERGÉTICO Y
MERCADOS DE ENERGÍA
Seguridad del suministro y diversificación de la canasta
Thermal Hydro Wind
Hidráulica
60.13%
Hid. Menores
7.20%
Térmica Gas
26.66%
Térmica
Carón
5.28%
Gas Menores
0.39%
Cogeneración
0.20%
Eólica
0.14%
Capacidad instalada = 13.4 GW (68%H,32%T)
Carga pico = 9.1 GW
Demanda = 56 TWh - año
Aspectos generales… Sistema hidro-dominado
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Demanda Comercial NO-Regulada (GWh) Demanda Comercial Regulada (GWh)
Aspectos generales… Alta demanda residencial
Planeamiento en un ambiente de mercado
• Características del bien y de las tecnologías
configuran un mercado incompleto e imperfecto.
• Sector eléctrico necesitaba una reforma. En
Colombia ha tenido resultados positivos.
– Nuevas inversiones (privadas) para garantizar las
expansiones requeridas.
– Empresas incursionando en nuevos negocios.
– Eficiencia como „driver‟ de la prestación del servicio.
– Servicio confiable y precios „reales‟.
Se requieren algunos ajustes y sobre todo menos micro-
regulación
Planeamiento en un ambiente de mercado
• El planeamiento complementa la regulación
– Hay que garantizar la confiabilidad (seguridad del
suministro)
– Información es esencial para la toma de decisiones
– Modelo descentralizado requiere mayor
coordinación
– Problemas de acceso y de capacidad de pago
– Existencia de externalidades ambientales y
recursos naturales agotables
Hay que fortalecer las visiones de largo plazo
Potencial hidroeléctrico ha sido
estimado en 96,000 MW, limitado a
50,000 MW por áreas protegidas o
mantenimiento de ecosistemas
SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO
Potencial Energético Potencial Hidroenergético
SUFICIENCIA DE CAPACIDAD EL MERCADO DE ENERGÍA FIRME
Seguridad del suministro y diversificación de la canasta
Arquitectura del mercado eléctrico
• PoolCo
• Cuatro tipos de transacciones
Spot Market 1,393 USMD
Bilateral Contract
3,713 USMD
Firm Energy
902 USMD
Ancill. Services
302 USMD
Colombian Power Market (‘09)
Recently updated!!!
Aspectos generales… Baja regulación en los
embalses
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OLIGOPOLIO
• 3 meses de capacidad de regulación
• Eventos de sequia de mayor duración (“El Niño”)
• Volatilidad de precios
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0
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Gen. Hidráulica (GWh) Gen. Térmica Gas Natural (GWh)
Gen. Térmica Carbón (GWh) Gen. Térmica Fuel Oil (GWh)
Precio Bolsa (BRL/MWh) Precio promedio contratos (BRL/MWh)
Aspectos generales… Vulnerable a eventos secos
Hydro generation (GWh)
Coal generation (GWh)
Spot price (BRL/MWh)
Natural Gas generation (GWh)
Fuel Oil generation (GWh)
Bilateral contracts average price (BRL/MWh)
Suficiencia de capacidad - CxC
• Mecanismo de mercado
• Remunera la energía firme [13.045 US$/MWh ≈ 6.19
US$/kW-mes]
• Asignación mediante subastas
– Reloj descendente para proyectos con periodos de
construcción bajos (429 MW asignados).
– Sobre cerrado para proyectos con periodos de construcción
largos (2991 MW asignados).
– 351 MW térmicos, 3069 MW hidráulicos.
Asignación en la primera subasta
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US$
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h
GWh-Año
Precio =13.998 US$/MWh
CE =13.045 US$/MWh
Capacidad =429 MW
=351 MW Térmicos
= 78 MW Hídricos
Asignación en la segunda subasta
• Precio = 13.998 US$/MWh
• Capacidad = 2991 MW Hydro
¡ Más capacidad hidráulica en un mercado hidrodominado!
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Capacidad efectiva neta (GW)
Inversión - Cargo por capacidad
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Capacity adequacy process (GW)
Inversión - Cargo por confiabilidad
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Capacidad efectiva neta (GW) Recaudo C.Capacidad (Miles de Mill. COP$)
Incremento de ingresos 115 USMD / año
Impactos para los productores
Aumento de tarifas de 2.2 USD/MWh
Impacto para los consumidores
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GW
Capacidad efectiva neta (GW) Costo unitario EF (COP$/kWh)
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VOL.UTIL [GWh] P.ESC. [COP$/kWh] P.SPOT [COP$/kWh] AP.RIOS [GWh]
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30%
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G.HID.SIN [GWh] G.TER.GAS.SIN [GWh] G.TER.CAR.SIN [GWh] G.TER.LIQ.SIN [GWh]
P.ESC. [COP$/kWh] AP.RIOS - G.HID.SIN [GWh] P.SPOT [COP$/kWh] 00/01/1900
¿ El resultado correspondió a lo esperado?
METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN
HORIZONTE DE PLANEAMIENTO
CORTO PLAZO (5 AÑOS): OPERATIVA
MEDIANO PLAZO (10 AÑOS): EXPANSIÓN
LARGO PLAZO (15 AÑOS): ESTRATÉGICA
CRITERIOS DE PLANEAMIENTO:
• Minimizar los costos de inversión, operación y mantenimiento.
Generación: En los térmicos costo de producción. En hidro costo de oportunidad
del agua.
Transmisión: Mínimo costo de inversión.
• Maximizar beneficios:
En generación reflejar el comportamiento de los agentes.
Atención de la demanda (mín. racionamiento); reducción costo operativo
(reducción de restricciones y pérdidas); aumentar la confiabilidad.
PROYECCIONES DE DEMANDA: ENERGÍA Y POTENCIA
METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN
Análisis de mediano y
corto plazo
Señales a los STR
(OR’s)
Obras STN
Convocatorias
Energía no suministrada
Agotamiento de la red
Reducción pérdidas STN
Reducción costo operativo y
restricciones
Confiabilidad y seguridad
Costos de racionamiento
Análisis de recursos
Proyectos en
construcción
y
expansión definida
Escenarios
Requerimientos
(adicionales al CxC)
GENERACIÓN
(indicativo)
TRANSMISIÓN
(de ejecución)
Visión largo plazo
Expansión Cargo
por Confiabilidad
(Subastas)
Diagnóstico de la red
actual
Políticas actuales en Colombia
• Planeamiento indicativo
• Regulación, reglas generales
– Mercado diseñado para
esquemas tradicionales
– Neutralidad tecnológica
• Libertad de entrada
• Despacho en orden de méritos
• Obligatoriedad de compra para
UR con criterios de mínimo
precio (aunque se podrían
incluir otros)
– Plantas menores y cogeneración
– Ambiental
• Exenciones tributarias
– Zonas francas
– Rentas exentas
• Inversiones en C&T
• Inversiones ambientales
• Generación eléctrica con
recursos eólicos y
biomasa
• Investigación y desarrollo
– Asignaciones para
desarrollos „prioritarios‟
• Energización y electrificación
rural
– Existencia de fondos
– Mecanismos de inversión
Emisiones per cápita Latin America (Energy) 2004
[tCO2/hab]
Fuente: Department of Energy (DOE), USA,
Preparado por Endesa
Si se consideran las emisiones de agricultura y
deforestación, las cifras de Argentina (7,9) y Brasil (9,2)
alcanzan los niveles actuales de los países desarrollados
Nort
eam
érica
Oce
an
ía
Rusia
Asia
de
sa
rro
llado
s
Ja
pó
n
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-15
Ex U
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te
Otr
os E
uro
pa
Chile
México
Argentina
China
Resto
La
tam
Brasil
Colombia
África India
Perú
Resto Asia
Población [millones]
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0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000
Emisiones históricas GEI
0
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150
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1990 2004
Mt
CO
2e
Energía Procesos industriales Agricultura CUS Residuos
Emisiones de GEI - Colombia 1990 & 2004
Fuente: IDEAM, Comunicaciones nacionales
DANE (PIB nueva metodología)
132
174
Indicadores 1990 2004Emisiones per cápita
(tonCO2e/hab.) 3.89 4.12Emisiones / PIB
(kgCO2e/USD) 1.82 1.61
Emissions by sector (Mt CO2e) Colombia - 2005
Emisiones por sector - 2005 (Mt CO2e)
CUS, 26 Residuos, 10 S. Electrico, 7
Ind. Energética, 9
Manufactura, 19
Transporte, 22
Res. Y Com., 4
E. Fugitivas., 0
Energía, 62
Agricultura, 65
Procesos
Industriales, 7
Sector eléctrico 7
Industrias energía 10
Manufactura 15
Transporte 22
Res. & Com. 6
Fugitivas 1
170
Fuente: Uniandes – Emgesa - Codensa
Oferta de energía y electricidad
2000 - 2040
Oferta interna
Hydro, gas y carbón
Renovables al final del periodo
Generación de electricidad
Demanda de energía 2000 – 2040
Gas natural
Carbón Electricidad
Residencial Comercial
Industrial Transporte
Emisiones de CO2
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Emis
ion
es
CO
2 (G
g)
Base 1
Base 2
Base 3
CARG CO2 CARG Demanda Base 3 1.96% 2.24%
Base 2 2.94% 2.67%
Base 1 3.48% 3.24%
Fuente: Uniandes – Emgesa - Codensa
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Aumento del nivel de ocupación de los vehículos particulares
Limite a la cocción con leña
Reemplazar el uso de calderas de carbón por gas natural
Portafolio mixto 1
Uso de electricidad en vehículos pequeños
Uso de electricidad en sistemas de transporte masivo
Calentadores híbridos sol/gas en el sector residencial urbano
Calentadores solares en el sector residencial urbano
Reducción de la sobreoferta de buses públicos urbanos
Motores eléctricos más eficientes
Calderas más eficientes
Iluminación eficiente comercial
Iluminación eficiente residencial
Cam
-b
io
háb
i-
tos
Sust
itu
ció
n
com
bu
stib
le
sIn
tro
du
cció
n n
ue
vas
tecn
olo
gías
Efic
ien
cia
Ene
rgé
tica
Reducción (Mt CO2)
Opciones de reducción de emisiones
Base 2 (2040) = 458 MTon CO2
10%
Fuente: Uniandes – Emgesa - Codensa
-40.00
-30.00
-20.00
-10.00
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500US$
/ t
CO
2
Reducción de emisiones de CO2 (Mt)
Motores eléctricos eficientes
Reducción de la sobreoferta de buses públicos urbanos
Aumento del nivel de ocupación de los vehículos particulares
Iluminación eficiencte comercial
Iluminación eficiente residencial
Calderas más eficientes
Límite a la cocción con leña
Uso de electricidad en automóviles pequeños
Sustitución de calderas de carbón por gas natural
Calentadores solares en el sector residencial urbano
Portafolio mixto de generación
Calentadores híbridos sol-gas en el sector residencial urbano
Curva de abatimiento – Base 2 (2040)
Non-regret measures
< 20 US$/tCO2
> 20 US$/tCO2
Fuente: Uniandes – Emgesa - Codensa
Portafolio de renovables UM50C65 (arriba-izquierda), UM100C65 (arriba-derecha)
UM150C65 (abajo-centro)
Source:
Uniandes, World Bank
Source and Technology
Investment Cost (US$/kW) Portfolio (name and composition)
UM’P’C65-PG UM’P’C65-PW UM’P’C65-PH UM’P’C65-PM1 UM’P’C65-PM2
Geothermal 4000 100% 25% 25%
Wind 1200-2110 100% 35% 35%
Small Hydro 1100 - 1600 100% 30% 30%
Solar 3000 - 9000 5% 10%
Biomass 1000-1300 5%
Scenario Target 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
UM50C65 Energy
(GWh-year)
833 1284 1888 2568 3457 4576 5893
Power
(MW)
190 293 431 586 789 1045 1345
UM100C65 Energy
(GWh-year)
835 1537 2331 3603 5475 9453 12752
Power
(MW)
191 351 532 825 1250 2158 2911
UM150C65 Energy
(GWh-year)
1011 1563 2348 3700 5642 9658 13023
Power
(MW)
231 357 536 845 1288 2205 2973
Portfolio UM50C65 UM100C65 UM150C65 Reduction
(MTon CO2)
Cost
(US$/TonCO2)
Reduction
(MTon CO2)
Cost
(US$/TonCO2)
Reduction
(MTon CO2)
Cost
(US$/TonCO2)
Geothermal 32.813 9.57 122.720 3.04 126.099 3.08
Wind 3.934 219.13 39.670 26.57 40.869 26.28
Mix 1 7.843 134.90 47.606 27.54 49.255 27.33
Mix 2 6.358 189.69 48.105 32.95 49.692 32.92
Portafolio renovables
Source:
Uniandes, World Bank
UNA PROPUESTA PARA COLOMBIA (FUENTE: CODENSA-COLCIENCIAS- UNIANDES-UNAL)
Smart Grids para nuestras redes
Cambio técnico en la industria eléctrica
• Profundización de los mercados con mayor participación de la
demanda y mayor número de agentes.
– Orientación de negocios en esta actividad (reducción de pérdidas y mejoras
de confiabilidad).
– Mayores exigencias de calidad, confiabilidad y cobertura.
– Preocupación por el uso eficiente de energía y reducción de pérdidas.
• Reducción de tamaño y costo de las plantas de generación y
mayor participación de fuentes limpias.
– Seguridad energética.
– Metas ambientales.
– Diversificación de la canasta.
– Producción industrial y desarrollo tecnológico local.
• Requerimientos específicos
– Renovación de redes.
– Mejoras en el servicio y niveles de cobertura.
Cambio técnico en industrias relacionadas
• Equipamiento „inteligente‟ (AMR, AMI)
• Tracción eléctrica.
• Electrónica de potencia.
• Detección de fallas.
• Telecomunicaciones: información del negocio de
distribución (operativa y comercial) es una gran
oportunidad.
• Algoritmos y técnicas que consideran múltiples
agentes.
• Informática: modelos de información estandarizados
(CIM), metamodelos y grid computing.
Etapas en el desarrollo
de la GD y las RI
• Número de agentes y capacidad instalada bajos criterios y
prácticas comunes.
• Número de agentes y capacidad tal que requiere intervención en
topología y adecuación de prácticas ajuste de reglas de
mercado.
• Capacidad instalada y número de agentes alto no es
factible operar con la arquitectura actual, prácticas nuevas,
reglas nuevas.
Modelo actual Nuevo modelo
Definiciones - GD
• “Fuente de potencia eléctrica conectada directamente a la red de
distribución o en el lado del contador que corresponde al cliente”
(T. Ackerman et. al., 2001).
• “… es la generación de plantas atendiendo al consumidor en el
sitio, o dando apoyo a la red de distribución, conectada a niveles
de voltaje de distribución” (IEA).
• “……… Iistalaciones de generación eléctrica conectadas a un
área de un sistema de potencia a través de un punto de acople
común; un conjunto de recursos distribuidos”. (IEEE 1547)
• es la generación conectada a un Sistema de Distribución Local
(red radial), que no tiene acceso directo a la red de transmisión,
y no es despachada centralmente y cumple con los
requerimientos de conexión”. (Proyectos Colciencias – Codensa-
Uniandes – Unal – UIS).
Definiciones –Redes inteligentes
• “... es el sistema de distribución de electricidad (desde el punto
de generación hasta el punto de consumo) integrado con
comunicaciones y tecnología de la información para mejorar la
operación de la red, el servicio al cliente, y los beneficios
ambientales” (DOE).
• “Es una red de entrega de energía de manera eficiente,
confiable y económica, que incorpora recursos energéticos
distribuidos, fomenta la participación de los consumidores, y se
basa en sistemas de automatización avanzados para la
supervisión inteligente y el control de la red” [OSI].
• Corresponden a una visión „moderna‟ de las redes eléctricas en
las que convergen nuevas tecnologías y algoritmos en el
sistema de potencia, sistemas de telecomunicaciones e
información, que hacen mas flexible la industria y más
competitivo y eficiente el mercado.
Diversas iniciativas en este campo
• Cluster de proyectos IRED:
– WP 1: Power quality and security of
supply
– WP 2: ICT/IST relevant for DER
– WP 3: Laboratory-cooperations
– WP 4: Coordination of Pilotinstallation
activities
– WP 5: Socio-economic issues
– WP 6: International co-operation
including international associations
– WP 7: Co-ordination with Regional
Research Programmes on DER
– WP 8: Inernet-based Information and
Management System
– WP 9: Project management activities
– WP 10: Organisation Contractor
meetings, Workshops, Experts
GD- Ventajas y desventajas (retos) (Pepermans et al., 2005 y otros autores)
• Reducción de pérdidas en las redes de transmisión y distribución.
• Incremento en la confiabilidad y en calidad del servicio si se cumplen las reglamentaciones.
• Mayor control de energía reactiva y regulación de voltaje.
• Retraso de inversiones en redes de transmisión y subtransmisión.
• Mejor adaptación a las variaciones de la demanda.
• Aumento de la competencia y disminución del poder de mercado.
• Mayor flexibilidad al disminuir la dependencia del sistema centralizado.
• Uso eficiente de la energía e incorporación de fuentes más limpias.
• Requerimiento de nuevos esquemas para la operación y el mantenimiento de este tipo de sistemas.
• Mayores costos de inversión, especialmente para algunas tecnologías renovables.
• Cargos de conexión y uso que deben pagar los productores.
• Mayor descentralización que puede dificultar la garantía de seguridad del sistema e incluso incrementar los costos de operación.
• Contaminación auditiva y ambiental cerca de los consumidores, en algunos casos.
¿Por qué son importantes las redes inteligentes
para Colombia?
1. Estructura del mercado → mayor número de
agentes y tecnologías.
2. Garantía de suministro.
3. Disponibilidad del servicio. Calidad
4. Gestión de activos y fallas
5. Eficiencia energética y gestión de pérdidas
6. Gerencia comercial
7. Fuentes locales para cobertura en ZNI.
8. Participación de la demanda → usuarios más
sofisticados.
9. Desarrollo de la industria y de la capacidad local.
La GD y RI en el sistema colombiano
• Beneficiarios: mercado en general
– Generadores (desarrolladores nuevos, ¿anteriores?)
– Transportadores (?)
– Distribuidores
– Consumidores (industriales, comerciales, urbanizaciones y… viviendas)
– Zonas aisladas
• Servicios y firmas de telecomunicaciones e informática
• Se requerirían algunos ajustes al marco regulatorio actual, la expedición de una normatividad técnica y ambiental adecuada a este tipo de sistemas y un „mejor‟ ambiente‟.
Reto: Flexibilidad en la generación y
participación de la demanda
• Definiciones: tipo de microredes, tipo de generación (intermitente)
• Localización (ubicación) de la generación y propiedad de la
generación
• Facilitar la entrada de nuevos generadores que cumplan con los
requisitos de conexión: Industriales (cogeneración), Pilotos de PV
• Implementación de µR en parques industriales.
• Instalación de GD en zonas rurales o aisladas.
• Participación de desarrolladores que agreguen proyectos de GD.
• Instalación de medición avanzada
• Modelos de funcionamiento: Participación del operador de red en
el desarrollo de GD y µR para reducir pérdidas, mejorar voltajes.
• Programas de respuesta de la demanda: precios o confiabilidad
• Medición neta
• I+D+i y capacitación
Reto: Ajustar la transmisión y rediseñar la
empresa de distribución
• Evolucionar de empresas pasivas a proactivas.
• Proveedores de:
– Transporte con estándares de calidad
– Respaldo
– Conectividad
• Interacción con usuarios: monitoreo, control e información.
• Administración activa de las redes.
• Instalación y operación de PMUs, FACTS y otros dispositivos de control
• Automatización de las redes
• Desarrollo de esquemas de control distribuido y jerárquico.
• Oferta de servicios adicionales.
• Experimentar con soluciones innovadoras.
• I+D+i y capacitación
ANEXO: Viabilidad regulatoria
Proyecto Isagen-Colciencias-Unal-Uniandes.
Colaboración de Daniel Vesga y Luis Ignacio Betancur
Viabilidad regulatoria del portafolio estándar
• Los comercializadores entregan una parte específica de su demanda de un portafolio de energías renovables
• Comentarios Luís Ignacio Betancur
– No aplicable dentro de las normas legales vigentes Regulados – convocatorias de menor precio No regulados – libertad de escoger energía de menor costo
– Subsidio con recursos presupuestales: sólo podrían beneficiarse los usuarios de estratos 1, 2 y 3
– Fondo impuestos a los combustibles fósiles: sólo utilizables como “inversión social” (impuesto de destinación específica) Inversión social: “proteger el medio ambiente”. Riesgo de viabilidad jurídica frente a una demanda de inconstitucionalidad ante la Corte Constitucional
Viabilidad regulatoria del portafolio estándar
– Creación de un Fondo con asignaciones presupuestales
generales o con un impuesto a los combustibles fósiles:
Debe ser decretado por ley, a iniciativa del Ministro de
Hacienda, con visto bueno del DNP
– Mercado adicional al mercado eléctrico normal: cargo por
confiabilidad, cuando los precios del mercado “normal”
sobrepasen el “precio de escasez”, energías más costosas
pueden ofrecerse para períodos específicos, en volúmenes
determinados y a precios fijados de antemano
Viabilidad regulatoria de las tarifas garantizadas
• Precio de compra garantizado al generador, asociado a
una obligación de compra de la energía generada
• Comentarios Luís Ignacio Betancur
– No aplicable dentro de las normas legales vigentes
Las leyes exigen buscar el menor precio obtenible para
proteger a los usuarios
– La CREG no puede fijar la obligación como una proporción
en el precio de las compras. Tampoco, como un valor en
pesos por kilovatio hora
– Tratamiento igual a las plantas menores para elegibilidad,
pero compitiendo por precios
Viabilidad regulatoria de las tarifas garantizadas
– Viable: Exenciones tributarias a los generadores. Se logra
una menor tarifa sin subsidios a la demanda. Incentivo para
que los empresarios hagan las inversiones necesarias,
impulsando el desarrollo industrial local. Se viene haciendo
en biocombustibles
– Crear tarifas diferenciadas por bloques tecnológicos: Es un
impuesto con destinación específica y dar a algunas
tecnologías mayor nivel de subvención, abriría debate sobre
si las energías renovables constituyen inversión o gasto
social, y si algunas de estas energías ameritan más recursos
que otros por estar en una fase inferior de desarrollo
Viabilidad regulatoria de los mecanismos licitatorios
• Los generadores renovables presentan ofertas ante una solicitud emitida por un agente gubernamental. El proceso es adjudicado a la oferta considerada más favorable según los parámetros de evaluación
• Comentarios Luís Ignacio Betancur
– No aplicable dentro de las normas legales vigentes
Excluir plantas existentes o no (tecnologías convencionales)
es contrario a la ley (legislación neutra tecnológicamente)
– Concesión. El contratista tendría posición dominante frente a
los usuarios del mercado concesionado
– PPA con el Comercializador. Comercializador obligado a
comprar energía en los volúmenes , plazo, y precios
pactados
Viabilidad regulatoria de los mecanismos licitatorios
– Viable: en ZNI y en zonas apartadas de la ZI, si la tarifa
integral a cargo de los usuarios es inferior a la que pagarían
con energía convencional
– El CONPES 3453 (6-Dic-07), plantea para las ZNI:
“reemplazar la generación que utiliza combustibles fósiles
por tecnologías basadas en energías renovables, donde sea
posible”.
Recomienda a la CREG diseñar un esquema tarifario simple
que tome en cuenta costos reales de generación “con los
diferentes tipos de tecnología que el IPSE recomiende utilizar
en cada localidad o zona”. El IPSE desarrollará proyectos
piloto, evaluará los resultados y los replicará en otras áreas
Viabilidad regulatoria de los mecanismos licitatorios
– El Ministerio o la SSPD contratarían los Operadores. La
SSPD tiene atribución excepcional para ser la entidad
contratante, si en un Municipio el servicio no se presta o se
presta de manera ineficiente o con calidad deficiente y el
Alcalde no ha tomado las medidas para solucionar esa
situación
– En las áreas apartadas de las ZI, podría representar costos
totales menores por reducción de costos de transmisión y
distribución, que compensan los extracostos de generación
– Alternativa contractual: introducir desde los pliegos de
condiciones, una cláusula según la cual el contrato
terminaría antes del plazo, si en cualquier momento la tarifa
total resultante para los usuarios sería menor comprando
energía en el Mercado Mayorista
Viabilidad regulatoria de la medición neta
• Acuerdo comercial entre el suministrador del servicio de energía eléctrica y el usuario, para que este pueda instalar generación, atendiendo toda o parte de su demanda y entregar energía a la red, con un reconocimiento económico
• Comentarios Luís Ignacio Betancur – Viable jurídicamente. El usuario actúa como autogenerador
– No es posible que los usuarios vendan excedentes a la red. La Ley 689/2001 limita las ventas “exclusivamente” a usuarios socios de un Productor Marginal, o vinculados económicamente con él, o como subproducto de otra actividad principal
– Solo es posible en situaciones de racionamiento
– Los cogeneradores pueden participar transitoriamente en el Mercado Mayorista
Viabilidad económica y regulatoria para la
GD
• Dados los cambios tecnológicos y los beneficios de la generación distribuida es conveniente que el regulador se anticipe y de un tratamiento a este tipo de sistemas – Al momento de expedir las leyes en 1994, la “Generación” y la
“Distribución” tecnológicamente eran siempre separables pero los avances tecnológicos permiten ahora la Generación Distribuida.
– La GD puede beneficiar a los usuarios al ofrecer más competencia entre agentes, al disminuir los costos de transporte (Transmisión y distribución), facilitar la expansión a menor costo y reducir los niveles de pérdidas.
• La legislación chilena de 2004 facilitó la entrada de la GD, al exonerar parcialmente a plantas menores de los cargos “troncales” (equivalentes a los de transmisión en Colombia) para la energía que se entregue al sistema – Alude expresamente a cómo la concepción sobre generación ha cambiado
(Mocarquer, Sebastián y Rudnick, Hugo, “Recursos Renovables como Generación Distribuida en los Sistemas Eléctricos”)
Viabilidad económica y regulatoria para la
GD
• La CREG, invocando el principio de “Adaptabilidad”, podría adoptar una definición de Redes de Distribución que incorpore como uno de los “equipos asociados” a ella, centrales generadoras distribuidas. – Debería entonces fijar reglas de precios y tarifas distintas,
siempre que los principios fundamentales de eficiencia, suficiencia financiera y neutralidad se mantengan.
– De esta manera quedaría abierta la posibilidad de que, tratándose de una actividad diferente, las Distribuidoras conformadas después de julio de 1994 pudieran instalar pequeñas centrales de generación en sus redes.
• A diferencia de Chile, en Colombia, la forma de regular la electricidad, confiere a la CREG unas atribuciones que le permite “interpretar” las definiciones contenidas en la Ley.