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Con el apoyo de: PV GRID PARITY MONITOR Chile er 1 número Patrocinadores platino: Patrocinador oro: Colaboradores técnicos: ABRIL 2015 Patrocinadores Platino: Patrocinador Oro: Asociación colaboradora: Con el apoyo de: CREARA garantiza que esta información es resultado de un análisis independiente, objetivo e imparcial, que está libre de influencias internas o externas de los patrocinadores u otras partes. Este documento es parte de la serie de publicaciones del Grid Parity Monitor y analiza únicamente el mercado fotovoltaico chileno. Autores: Jose Ignacio Briano (Socio) Carolina Fondo Roca (Manager) José Daniel Fasolino (Analista) Información de contacto: CREARA Email: [email protected] Tel: +34.91.395.01.55 Web: http://www.creara.es La información aquí contenida es de naturaleza general y no pretende abordar las circunstancias de ningún individuo o entidad en particular. Aunque procuramos proveer información correcta y oportuna, no puede haber garantía de que dicha información sea exacta en la fecha en que se reciba o que continuará siendo correcta en el futuro. Nadie debe actuar basándose en dicha información sin la debida asesoría profesional y tras un análisis exhaustivo de la situación particular. © 2015 CREARA. Derechos reservados. CREARA PV Grid Parity Monitor Índice Sobre los Patrocinadores del GPM PATROCINADORES PLATINO: JinkoSolar (NYSE: JKS) es uno de los fabricantes solares de paneles cristalinos más grandes del mundo. Con sede en China y una presencia global en todo el mundo, cuenta con 10 sucursales, 11 oficinas de ventas y 4 plantas de producción en las provincias de Jiangxi y Zhejiang (China), Portugal y Sudáfrica. www.jinkosolar.com [email protected] | (0056) 2 25738537 Solar del Valle es una empresa española, con más de 30 años de experiencia en el desarrollo e implantación de todo tipo de sistemas de ERNC. Presente en Chile desde el 2010, cuando realizó, a solicitud de Chilectra, la primera instalación on-grid del país, en la UTEM. En la actualidad continúa con su plan de desarrollo en Chile realizando proyectos viables para sus clientes tanto Sistemas Térmicos, como Fotovoltaicos www.solardelvalle.cl [email protected] | (0056) 2 4273900 PATROCINADOR ORO: Principales patrocinadores: 3 CREARA PV Grid Parity Monitor Índice ÍNDICE 1 Resumen Ejecutivo ............................................................................................................................................................... 6 2 Introducción .......................................................................................................................................................................... 11 3 4 5 2.1 Paridad de red......................................................................................................................................................... 11 2.2 Paridad de generación..................................................................................................................................... 13 El mercado FV chileno .................................................................................................................................................. 17 3.1 Irradiación solar ....................................................................................................................................................... 17 3.2 Descripción del mercado eléctrico ......................................................................................................... 18 3.3 Apoyo regulatorio a la generación FV ................................................................................................. 20 3.4 Evolución de las tarifas eléctricas............................................................................................................. 22 Resultados del Grid Parity Monitor ...................................................................................................................... 25 4.1 Instalaciones FV residenciales...................................................................................................................... 27 4.2 Instalaciones FV comerciales ........................................................................................................................ 29 4.3 Instalaciones FV a gran escala ................................................................................................................... 31 Metodología ........................................................................................................................................................................ 34 5.1 Sector residencial .................................................................................................................................................. 34 5.2 Sector comercial ..................................................................................................................................................... 36 5.3 Sector utility-scale.................................................................................................................................................. 39 5.4 Datos de entrada de fuentes primarias ................................................................................................ 41 5.5 Otros datos e hipótesis...................................................................................................................................... 45 6 Anexo: Colaboradores del GPM .......................................................................................................................... 54 7 Anexo: Acrónimos .............................................................................................................................................................. 57 Principales patrocinadores: 4 CREARA PV Grid Parity Monitor Principales patrocinadores: Índice 1 Resumen ejecutivo 5 CREARA PV Grid Parity Monitor Resumen ejecutivo 1 Resumen Ejecutivo NOTIFICACIÓN DE FUSIÓN En enero de 2014, Creara y Eclareon (España) fusionaron sus negocios para formar Creara Energy Experts (de ahora en adelante CREARA) y consolidar su liderazgo en los servicios de energía sostenible. El presente documento constituye el sexto número de la serie PV Grid Parity Monitor (GPM), en esta ocasión únicamente centrado en el mercado de Chile. En el informe se recoge un análisis de la competitividad fotovoltaica (FV) para tres tipos diferentes de instalación: segmento residencial, comercial y plantas utility-scale (generación a gran escala). El estudio también proporciona una descripción general de la regulación del país en cuanto al desarrollo renovable, así como detalles del estado del mercado FV. Frente a anteriores ediciones de la serie, este número presenta la dificultad añadida de combinar el análisis de 3 tipos de instalaciones diferenciadas. Las perspectivas de cada análisis han de ser por tanto necesariamente distintas, por lo que la metodología y los datos a considerar difieren de un segmento a otro. Estos aspectos serán detallados a lo largo de los diferentes capítulos del documento1. El estudio muestra que las principales variables a estudiar en el análisis de la competitividad FV son la evolución del coste de generación (definido específicamente para cada segmento considerado) y el estado de los precios eléctricos de los mercados que se toman como referencia para cada tipo de instalación. 1 Para una información más detallada sobre la metodología específicamente empleada en cada segmento, ver también anteriores números de la serie GPM en http://www.leonardo-energy.org/photovoltaic-grid-paritymonitor Principales patrocinadores: 6 CREARA PV Grid Parity Monitor Resumen ejecutivo La figura 1 y la figura 2 muestran, para el mismo período y los mismos segmentos, la evolución de los costes anuales de generación FV y la evolución de la tarifa eléctrica de referencia, respectivamente. Figura 1: Tasa Anual de Crecimiento Compuesto (TACC) del coste de generación FV en Chile, 2012 (S1) – 2014 (S1) Gran escala Comercial Residencial -15% -10% -5% 0% a b b 5% Nota: a Evolución de la tarifa a la producción que exigiría un inversor para instalar una gran planta de generación FV b Evolución del LCOE FV para un cliente comercial y un cliente residencial, respectivamente Fuente: Análisis CREARA Figura 2: Tasa Anual de Crecimiento Compuesto (TACC) de las tarifas eléctricas de referencia en el análisis, 2012 (S1) – 2014 (S1) Gran escala Comercial Residencial -15% -10% -5% 0% 5% Fuente: Análisis CREARA Principales patrocinadores: 7 CREARA PV Grid Parity Monitor Resumen ejecutivo Se observa que tanto para el segmento residencial como el utility-scale la evolución de las tarifas eléctricas ha sido menos favorable que la tendencia experimentada por el coste de generación, lo cual ha reducido la competitividad de la energía FV en ambos segmentos. En el caso de las instalaciones comerciales, a pesar de que las tarifas eléctricas de referencia han decrecido aproximadamente un 10%, la reducción del LCOE (superior al 13%) ha contribuido a aproximar la paridad de red FV en el mercado. Comparando los valores absolutos de estos dos índices, la competitividad FV (en las localizaciones estudiadas) puede ser resumida tal y como se muestra en la siguiente Figura: Figura 3: Resumen de los resultados del análisis Sector Ciudad Competitividad FV Santiago Residencial Copiapó Comercial Copiapó A gran escala Diego de Almagro Siendo: Competitividad lejana Competitividad cercana Competitividad parcial Competitividad Plena competitividad Principales patrocinadores: 8 CREARA PV Grid Parity Monitor • Resumen ejecutivo En el segmento residencial, a pesar de que la reducción de los precios eléctricos retail de referencia ha sido mayor que la disminución del coste de generación FV, la paridad de red sigue siendo una realidad en algunas zonas del pais. Este hecho, unido a una regulación favorable al autoconsumo, representa una excelente oportunidad para un mayor desarrollo de este nicho del mercado FV. • Para instalaciones comerciales, y a pesar de una ligera mejora en los últimos dos años, la paridad de red aún no se ha alcanzado principalmente debido a altos precios de las instalaciones, tasas de descuento elevadas y precios eléctricos de mercado excesivamente bajos. • En el caso de plantas FV para generación eléctrica a gran escala, existe plena paridad de generación en determinadas localizaciones del país. Los altos valores del mercado spot permiten un amplio margen para proteger al inversor frente a potenciales caídas de los precios eléctricos. Es importante destacar que el hecho de que la competitividad FV no haya sido alcanzada en algunos segmentos no es impedimento para que el mercado FV siga desarrollándose en Chile. Las motivaciones de los promotores FV pueden ser de índole variada y otros factores tales como criterios medioambientales, requerimientos de la industria para certificados verdes específicos o el poder asegurar un coste de suministro a largo plazo pueden contribuir al desarrollo de la tecnología. Principales patrocinadores: 9 2 Introducción Principales patrocinadores: 10 CREARA PV Grid Parity Monitor Introducción 2 Introducción La serie Grid Parity Monitor analiza la competitividad de la tecnología fotovoltaica (FV) en distintos mercados de energía a nivel mundial, tanto para el segmento residencial (instalaciones de 3kW) y comercial (instalaciones de 30kW), como en el mercado a gran escala (instalaciones de 50 MW). Este número concreto del GPM se centra únicamente en el mercado FV de Chile, para el que se estudian los tres segmentos previamente mencionados en base a la metodología rigurosa y transparente detallada en los documentos de la serie. Para ello, se utilizan datos reales de mercado proporcionados por instaladores, proveedores, asociaciones y otros actores reconocidos de la industria FV local. Durante los últimos años, el rápido desarrollo de la tecnología fotovoltaica ha mejorado notablemente su competitividad. El crecimiento del mercado global junto con las mejoras constantes de la tecnología y los desajustes entre oferta y demanda, han fomentado una reducción considerable de los costos. Mientras tanto, los precios de la electricidad siguen una ruta contraria y, en general, se incrementan de manera constante. Como consecuencia, llega un momento en el que el precio de la electricidad puede equipararse con el costo de producción fotovoltaica. Así, en función del segmento analizado, cabe definir el concepto de paridad de red (o grid parity) y paridad de generación (o generation parity). 2.1 Paridad de red La paridad de red es definida como el momento en el cual el costo nivelado de electricidad (LCOE) FV es competitivo frente a los precios de la red. Es decir, cuando se alcanza la paridad de red, la electricidad FV para autoconsumo es más interesante desde un punto de vista económico que la electricidad de red. Principales patrocinadores: 11 CREARA PV Grid Parity Monitor Introducción Figura 4: Figura ilustrativa de la Paridad de Red Paridad de Red Precio de la electricidad de red CLP / kWh Coste de electricidad FV (LCOE*) Años • La electricidad de la red es más barata que la de generación FV - La FV necesita mecanismos de apoyo (FiT, créditos fiscales, etc.) • La electricidad FV es más barata que la de la red - Es más conveniente auto-consumir electricidad fotovoltaica que comprar la electricidad de la red Como resultado del desajuste entre la curva de generación FV y el consumo eléctrico horario, parte de la electricidad producida por el sistema FV podría no ser autoconsumida instantáneamente y se cedería directamente a la red eléctrica. En función de la regulación de cada mercado, esa cesión de electricidad será valorada de forma diferente: • Si el autoconsumo no está regulado, el productor FV no recibirá ninguna compensación al ceder el exceso de electricidad a la red. • Si existe una regulación específica para el autoconsumo (por ejemplo, un mecanismo de balance neto) el propietario de la instalación sí recibirá una compensación, de igual o menor valor que la electricidad cedida. Con el fin de simplificar el análisis, este informe compara el LCOE FV con los precios minoristas de electricidad. Sin embargo, el lector debe tener en cuenta que, dependiendo de la regulación local de autoconsumo, una parte de la generación FV podría perderse o valorarse económicamente a un menor importe que el mostrado. Advertencia para un correcto análisis de la paridad de red Cuando se analiza la competitividad de la tecnología FV versus la electricidad de la red, el lector debe tener en cuenta que realmente se está comparando el costo de electricidad generada durante toda la vida de un sistema FV contra el precio actual de electricidad en el mercado minorista. Sin embargo, se debe resaltar que mientras por definición el LCOE FV se fija en el momento de compra del sistema y se mantiene Principales patrocinadores: 12 CREARA PV Grid Parity Monitor Introducción constante a lo largo de su vida útil, los costos de electricidad de la red probablemente cambiarán en el futuro. Figura 5: LCOE FV vs. Precios de red LCOE de la tecnología FV vs. Precio de la electricidad 50 40 LCOE FV Precio de la electricidad USD ct/ 30 kWh 20 10 0 2009S1 2009S2 2010S1 2010S2 Años 2011S1 2011S2 2012S1 LCOE específico de un Sistema instalado en 2012 vs. Precio de la electricidad 100 Precio de la electricidad 80 USD ct/ kWh 60 40 LCOE específico de un Sistema instalado en 2012 20 0 Fuente: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Años de operación de un Sistema FV Análisis CREARA 2.2 Paridad de generación Para evaluar la competitividad de grandes plantas FV, este estudio estima la paridad de generación (o ‘’generation parity’’). Esta situación se consigue cuando los criterios de rentabilidad de los inversores FV se satisfacen a través de los precios mayoristas del mercado eléctrico2. • Para poder evaluar la paridad de generación de una gran planta FV deben analizarse los flujos económicos del proyecto desde el punto de vista del inversor. Es por ello que en este estudio se ha valorado una instalación FV bajo la modalidad de project finance y se han tomado en cuenta todas sus particularidades económicamente relevantes. • Se ha seleccionado esta opción de financiación debido a que es el mecanismo más utilizado en la actualidad para este tipo de plantas. Sin embargo, es 2 Sin considerar ningún incentivo financiero específico para producción FV (por ejemplo: Feed-in tariffs) Principales patrocinadores: 13 CREARA PV Grid Parity Monitor Introducción importante tener en cuenta que las plantas FV también podrían ser financiadas con otras estructuras, por ejemplo: a través de deuda corporativa3. • Se ha calculado una tarifa retributiva teórica basada en los requerimientos del inversor para este tipo de proyectos. Esta tarifa a la producción calculada es tal que el inversor alcanzaría al menos la mínima rentabilidad exigida para construir la planta FV4. • Como sucede en la mayoría de los contratos PPA, se ha considerado que esta tarifa teórica aumenta a lo largo del tiempo. En este caso se toma un incremento anual del 2%. • La tarifa requerida por el inversor ha sido comparada con el precio mayorista de electricidad para poder determinar la proximidad de paridad de generación en el mercado. Para poder analizar correctamente la paridad de generación también es necesario entender a grandes rasgos el funcionamiento del mercado eléctrico estudiado. Por ejemplo, es necesario identificar el precio mayorista del mercado con el que comparar la tarifa retributiva teórica, así como entender las principales dificultades a las que se va a enfrentar una planta FV. En el presente GPM se ofrece un resumen ejecutivo de los aspectos más relevantes del mercado chileno. Nota sobre precios de referencia Dado el objeto de este estudio, es necesario determinar un precio de referencia que sirva como indicación del ingreso potencial que un IPP (Independent Power Producer) FV podría obtener en el mercado. Este precio de referencia no debe incluir incentivos económicos específicos para generación de energía renovable (tales como Feed-in tariff o subastas específicas), sino representar la competitividad real del mercado. 3 El costo de bonos corporativos para grandes empresas eléctricas se encuentra en el rango del 2-3%. 4 Es necesario destacar que esta perspectiva difiere considerablemente de las metodologías empleadas en el análisis de paridad de red para clientes residenciales y comerciales Principales patrocinadores: 14 CREARA PV Grid Parity Monitor Introducción Algunas fuentes defienden que esta competitividad debería ser estudiada comparando costos de generación FV con los costos en plantas de generación de ciclo combinado (CCGT). Sin embargo, el presente análisis ha sido definido considerando la energía FV como la única tecnología a ser evaluada. Por lo tanto, el inversor hipotético debe decidir si invertir en una planta FV a gran escala o no. Invertir en otras tecnologías no es una opción en el marco de este GPM. Para determinar si el mercado analizado presenta paridad de generación, pueden considerarse los siguientes precios de referencia como potenciales indicadores: • Precios Marginales del mercado spot, ya sean precios nacionales uniformes o regionales (por ejemplo, nodales). • Precios de Contratos PPA negociados libremente en el mercado liberalizado (entre grandes consumidores o grandes empresas eléctricas). Las negociaciones de los contratos PPA no son siempre fáciles de obtener debido a que muchos de ellos son contratos privados y no hay excesiva información pública disponible. Por lo tanto, y como una simplificación práctica, este GPM selecciona el precio marginal del mercado mayorista de electricidad chileno. Adicionalmente, en este GPM se han tenido en cuenta únicamente los precios coincidentes con las horas del día. Es decir, el período en el cual la FV puede producir energía (asumiendo que no hay capacidad de almacenamiento). Principales patrocinadores: 15 CREARA PV Grid Parity Monitor Mercado FV chileno 3 El mercado chileno Principales patrocinadores: 16 CREARA PV Grid Parity Monitor Mercado FV chileno 3 El mercado FV chileno En general, se considera que Chile cuenta con un buen entorno para invertir en sistemas FV. A continuación se abordan, de forma sintetizada, las siguientes características del mercado chileno: • Irradiación solar. • Descripción del mercado eléctrico. • Principales mecanismos regulatorios de apoyo a la generación FV. • Evolución de tarifas eléctricas reguladas y precios del mercado mayorista de electricidad. 3.1 Irradiación solar El norte de Chile es una de las zonas con mayor recurso solar del mundo. Asimismo en el resto del territorio chileno (a excepción del límite sur) se alcanzan en promedio niveles superiores a los registrados en países soleados como España e Italia. Figura 6: Irradiación solar en Chile Irradiación solar en Chile Irradiación media anual diaria 7.000 Antofagasta 6.000 Copiapó 5.000 Santiago 4.000 KWh/m2 y año Wh/ m 2 y día 3.000 1.900 – 2.200 Castro 1.700– 1.900 2.000 1.500– 1.700 1.300 – 1.500 1.000 1.000– 1.300 900– 1.000 Fuente: 0 Copiapó Antofagasta Santiago Castro Shüco International; PVGIS; NASA Principales patrocinadores: 17 CREARA PV Grid Parity Monitor Mercado FV chileno 3.2 Descripción del mercado eléctrico Chile cuenta con un mercado eléctrico liberalizado y estructurado en torno a 4 sistemas eléctricos. Los dos principales, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC), acaparan el 99% del consumo eléctrico nacional contando cada uno de ellos con su propia plataforma de operaciones. Las actividades comerciales al por mayor se llevan a cabo tanto en un mercado financiero como en uno físico: • El mercado financiero se basa en contratos bilaterales entre generadores y otras empresas privadas (generadoras, distribuidoras5, consumidores no regulados, etc.). Uno de los medios más importantes para establecer dichos acuerdos contractuales son las subastas públicas organizadas por empresas de distribución (obligatorias para asegurar el suministro de los consumidores regulados6). • El mercado spot, donde se llevan a cabo las transacciones físicas de energía, está operado por los CDEC correspondientes (Centro de Despacho Económico de Carga) en cada sistema interconectado (CDECSIC y CDEC-SING). Cada CDEC coordina la operación de las instalaciones eléctricas que funcionan interconectadas al sistema. Este mercado es exclusivo para las empresas generadoras, las cuales venden su exceso de generación o adquieren electricidad en caso de déficit para el cumplimiento de sus compromisos contractuales. El generador vende su electricidad al precio nodal spot, el cual se basa en el costo marginal horario de generación calculado por el CDEC. 5 En Chile, las empresas de distribución son monopolios naturales que también se encargan de la comercialización eléctrica. 6 Tradicionalmente, los productores FV no solían participar en este proceso al especificar las reglas de la subasta que el licitante debía ser capaz de suministrar la capacidad ofertada a lo largo de las 8.760 horas del año. Sin embargo, en diciembre de 2014 se realizó la primera subasta en la que se consideraron diferentes bloques horarios. En ella, el generador pudo postularse para vender su energía únicamente en el bloque deseado (por ejemplo, de 8:00 a 18:00), lo que permitió a la energía FV participar en el proceso (la energía solar alcanzó los 1.350 GWh/año). Principales patrocinadores: 18 CREARA PV Grid Parity Monitor Mercado FV chileno En cuanto al mercado retail de electricidad, aquellos clientes con una potencia contratada de menos de 500 kW deben acudir al mercado regulado7. En él, las empresas distribuidoras actúan como monopolios regionales en sus correspondientes áreas de concesión, traspasando al cliente la tarifa eléctrica establecida por la autoridad según ratios de eficiencia del ejercicio eléctrico. Desde el punto de vista de un generador renovable existen diferentes modalidades para comercializar electricidad FV en el mercado: Figura 7: Principales alternativas de comercialización de electricidad renovable Descripción Mercado regulado Mercado spot Licitaciones reguladas • Participación en el mercado spot de compra venta de energía - Elevada volatilidad de precios • Decenas/ Centenas de MW • Precio mercado spot (estabilizado) • Contratos regulados con las empresas distribuidoras que se concretan en una licitación pública con igualdad de competencia entre tecnologías En diciembre 2014, se establecieron por primera vez bloques horarios para las subastas., lo que permitió el acceso a este proceso a la generación FV • Decenas/ Centenas de MW • Precio alcanzado en la licitación (subastas) Grandes consumidores de electricidad que realizan un contrato bilateral libre de • Desde centenas de compra-venta de energía con un generador renovable kW a decenas de MW - Empresas mineras del norte del país Las condiciones de los PPA todavía son muy ajustadas pero ya se han empezado a concretar los primeros contratos FV • Precio acordado libremente en el contrato PPA • • Actualmente existe una regulación de tipo net billing para instalaciones < 100 kW • Instalaciones < 100 kW Los excedentes FV son valorados económicamente, siendo esa cantidad recuperada en facturas posteriores • Tarifa final para cliente regulado • Instalaciones para autoconsumo en zonas aisladas • • Otras tecnologías Infraestructuras • • Contrato PPA con cliente libre Instalaciones autoconsumo (on-grid) Instalaciones aisladas Fuente: Precios de referencia Instalaciones típicas • • Instalaciones <10 kW Entrevistas de CREARA; Conocimiento de CREARA; Análisis de CREARA En algunos casos, los proyectos FV podrían participar simultaneando varias de estas alternativas. 7 Los clientes con una potencia contratada de entre 0,5 y 2 MW, situados en un área de concesión de una empresa distribuidora, pueden escoger si participar en el mercado como cliente regulado o libre. Principales patrocinadores: 19 CREARA PV Grid Parity Monitor Mercado FV chileno 3.3 Apoyo regulatorio a la generación FV A continuación se muestra un resumen de las principales leyes que fomentan el desarrollo de las energías renovables en Chile: Figura 8: Principales leyes chilenas que afectan el desarrollo de la energía solar Primeros incentivos (Ley 19.940 / 2004) Contratos largo plazo (Ley 20.018 / 2005 ) • • • • Asegura el derecho a la venta de energía y potencia en el mercado spot a cualquier generador Establece condiciones no discriminatorias para generadores < 9 MW, permitiendo vender a precio estabilizado Se libera total o parcialmente del pago del peaje de transmisión troncal para fuentes renovables < 20MW Permite a las distribuidoras licitar contratos a largo plazo a precios no sujetos a la variación del precio de nudo • - Cuotas renovables (Ley 20.257/2008 y Ley 20.698/2013) Se establecen penalizaciones económicas por incumplimiento - Los primeros 3 años de incumplimiento: 0,4 UTM1 / MWh incumplido (27,92 USD/MWh ) - A partir de los 3 años: 0,6 UTM1 / MWh incumplido (41,88 USD/MWh) • Las comercializadores podrán generar su propia electricidad renovable, comprarla a terceros o comerciar con los excedentes renovables de otras empresas comercializadoras • Los sistemas renovables < 100 kW podrán verter el excedente de generación a red y obtener una compensación económica por ello • Fuente: Para los contratos celebrados con posterioridad al 31 de agosto 2007 y anterioridad al 1 de julio 2013, se debe acreditar que el 5% (hasta 2014) de la electricidad comercializada anualmente (en el total de los sistema eléctricos) proviene de generación renovable; a partir de 2015 la obligación aumenta paulatinamente (0,5% anual) hasta el 10% en 2024 Para contratos firmados con posterioridad al 1 de julio de 2013, la obligación será de 5% con incrementos de 1% anuales hasta llegar al 12% en el año 2020, incrementos anuales de 1,5% desde el 2021 hasta el 2024 y un incremento del 2% en el 2025 para llegar a 20% • Net billing (Ley 20.571 / 2012 ) Nota: Se licitan bloques de potencia a precios prefijados a largo plazo, facilitando la inversión renovable Establece cuotas obligatorias de comercialización de energía renovable para las empresas que comercialicen electricidad en sistemas con potencia instalada superior a 200MW (Sistemas Interconectados) con distribuidoras o clientes finales La remuneración económica será valorada al precio nudo (aprox. la mitad de la tarifa final traspasada al cliente) Esta remuneración será descontada de la factura eléctrica del cliente El reglamento publicado en Septiembre de 2014 especifica los requisitos técnicos a cumplir por las instalaciones 1 Unidad Tributaria Mensual: unidad de cuenta utilizada en Chile para efectos tributarios y multas que se actualiza con la inflación; a enero de 2015 equivale a 43.068 pesos chilenos (69.80 Eur) Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE); GTZ; CNE; Centro de Estudios Tributarios; Investigación de CREARA 3.3.1 Marco regulatorio para el autoconsumo FV • En marzo de 2012 se aprobó la regulación de net billing para instalaciones FV con potencias de hasta 100 kW (Ley 20.571). Este mecanismo se hizo efectivo en septiembre de 2014 con la publicación de los requisitos técnicos específicos. - Los excedentes de electricidad fotovoltaica vertidos a la red se valoran económicamente. Dicha valoración es deducida del consumo eléctrico del productor FV en facturas posteriores. Si esto no fuera posible, el consumidor obtendría una compensación monetaria por parte de las compañías eléctricas. • La Ley de Cuotas Renovables obliga a las compañías eléctricas a comprar anualmente por lo menos un 7% (2015) de su electricidad comercializada a generadores de energía renovable. Principales patrocinadores: 20 CREARA PV Grid Parity Monitor - Mercado FV chileno Esta obligación aumenta gradualmente cada año hasta alcanzar el 20% en 2025 y conlleva sanciones económicas en caso de incumplimiento (~30$ / MWh). - Las compañías eléctricas pueden producir su propia energía renovable o comprarla a otros productores de energía, por ejemplo a autoconsumidores. - Este hecho podría alentar a que las compañías eléctricas apoyaran el desarrollo del mercado de autoconsumo fotovoltaico. Figura 9: Evaluación del marco regulatorio para el autoconsumo FV Tal y como se muestra en la figura anterior, se considera que Chile presenta un marco regulatorio favorable al autoconsumo FV. Sin embargo, es necesario destacar que en el caso del net billing, la electricidad cedida a red recibe una compensación económica inferior al costo de electricidad regulada lo que lastra el atractivo del sistema. Principales patrocinadores: 21 CREARA PV Grid Parity Monitor Mercado FV chileno 3.4 Evolución de las tarifas eléctricas Los precios regulados de la electricidad en Chile han presentado una tendencia creciente en todos los segmentos en los últimos diez años, lo que podría favorecer la decisión de realizar inversiones en sistemas FV. Figura 10: Evolución de las tarifas eléctricas reguladas (valores medios) 8. 200 180 160 CAGR TACC 04-14 140 CLP/ kWh 120 100 80 BT1 BT1(Incremento (incremento invierno) invierno) 1 1% BT1 BT1 1 4% Comercial 2 Comercial 7% 60 40 20 0 2004 2005 2006 2008 2009 2010 2012 2013 2014 Nota: se estáAnálisis considerando Fuente: 1 Solo Chilectra; CREARA el cargo de la energía; 2 Se considera el cargo de energía de las tarifas BT-2 y BT-3 Fuente: Chilectra; Análisis de CREARA En cuanto al mercado mayorista, los precios también muestran una tendencia ascendente en la última década. En el presente estudio se realiza el análisis de rentabilidad de grandes generadores FV con venta directa al mercado spot. En dicho análisis se ha seleccionado un nodo concreto del mercado eléctrico: Diego de Almagro, perteneciente al CDEC-SIC9. Este mercado ha presentado una alta volatilidad a lo largo de la última década, alcanzando diferencias anuales de más de 90 USD/ MWh. El SIC depende en gran medida de la generación hidroeléctrica por lo que existe cierta variación estacional que está altamente correlacionada con las condiciones hidrológicas de cada año. Además, la escasez de suministro de gas argentino también ha influido significativamente en los precios de generación. La siguiente figura muestra la evolución de los costos marginales para el nodo de Diego de Almagro en los últimos 5 años. 8 Se considera la tarifa aérea 1A (a). 9 A la hora de analizar la competitividad FV, se tomarán en cuenta sólo los ingresos potenciales por venta en el mercado sin considerar otro tipo de ingresos tales como pagos por capacidad. Principales patrocinadores: 22 CREARA PV Grid Parity Monitor Mercado FV chileno Figura 11: Evolución de los precios nodales promedio en el nodo Diego de Almagro10 140.000 TACC 2009 – 2014a 120.000 7.2% 6.4% 100.000 CLP/ MWh 80.000 60.000 40.000 Precio medio en las horas del día Precio medio 20.000 Nota: Fuente: 10 2014 S1 2013 S2 2013 S1 2012 S2 2012 S1 2011 S2 2011 S1 2010 S2 2010 S1 2009 S2 2009 S1 0 a El año 2014 incluye datos hasta abril * Los precios se han ajustado con las tasas de cambio promedio por semestre CDEC-SIC; Análisis CREARA Costos marginales promedio horarios en Diego de Almagro por semestre, en el mercado diario del CDEC- SIC: la línea continua se basa en las horas de luz (8:00 – 18:00); la línea de puntos se basa en las 24 horas de un día Principales patrocinadores: 23 4 Resultados del GPM FV Principales patrocinadores: 24 CREARA PV Grid Parity Monitor Resultados 4 Resultados del Grid Parity Monitor En la presente sección, el GPM compara la evolución del LCOE FV con el precio de mercado seleccionado como referencia para cada tipo de instalación. Se muestra la evolución desde el primer semestre de 2009 hasta los primeros meses de 2014 para los siguientes tipos de instalaciones FV: • Residencial (3 kW). • Comercial (30 kW). • Gran escala (50 MW). Asimismo, se evalúa la paridad de red o la paridad de generación atendiendo a los siguientes criterios. Criterios para evaluar la proximidad de la paridad de red Instalaciones residenciales y comerciales: Figura 12: Escala cualitativa para evaluar la proximidad de la paridad de red Paridad de red lejana Paridad de red cercana Paridad de red parcial Paridad de red Paridad de red completa Donde: • Paridad de red lejana: El rango bajo del LCOE FV es mayor que el 150% del precio de referencia más elevado. • Paridad de red cercana: El rango bajo del LCOE FV está comprendido entre el 100% y el 150% del precio de referencia más elevado. Principales patrocinadores: 25 CREARA PV Grid Parity Monitor • Resultados Paridad de red parcial: El LCOE FV está por debajo del precio de referencia más elevado que presenta discriminación horaria (tarifa que sólo se aplica durante un periodo de tiempo limitado, por ejemplo: verano, de lunes a viernes, etc.). • Paridad de red: El rango bajo del LCOE FV es menor que la tarifa estándar sin discriminación horaria o que el precio de referencia más reducido con discriminación horaria. • Paridad de red completa: El rango alto del LCOE FV es menor que el precio de referencia estándar sin discriminación horaria o menor que el precio de referencia con discriminación horaria más reducida. Criterios para evaluar la proximidad de la paridad de generación Figura 13: Escala cualitativa para evaluar la proximidad de la paridad de generación. Paridad de generación lejana Paridad de generación cercana Paridad de generación parcial Paridad de generación Paridad de generación completa Donde: • Paridad de generación lejana: La tarifa requerida es superior en un 50% al precio de referencia. • Paridad de generación cercana: La tarifa requerida es igual o hasta un 50% mayor que el precio de referencia. • Paridad de generación parcial: La tarifa requerida ha sido menor que el precio de referencia en los últimos 2 años, pero actualmente se encuentra por encima de ese valor. Principales patrocinadores: 26 CREARA PV Grid Parity Monitor • Resultados Paridad de generación: La tarifa requerida es actualmente inferior al precio de referencia, pero en los últimos 2 años no se había logrado una clara paridad de generación. • Paridad de generación completa: Todos los precios mayoristas de electricidad están por encima de la tarifa requerida. 4.1 Instalaciones FV residenciales La evaluación de la paridad de red FV para instalaciones residenciales se realiza para dos localizaciones: Santiago, por ser la ciudad más poblada del país, y Copiapó, por estar ubicada en el norte de Chile (donde las condiciones de irradiación solar son óptimas). Figura 14: Evolución histórica de los precios minoristas de la electricidad y LCOE FV en Santiago, Chile (impuestos incluidos) TACC S1'09-S1'14 300 LCOE FV(media) -19.3% Tarifa de red 250 200 CLP / 150 kWh Tarifa adic. invierno -9.3% 100 Tarifa estándar -8.1% 50 0 2014S1 2013S2 2013S1 2012S2 2012S1 2011S2 2011S1 2010S2 2010S1 2009S2 2009S1 Figura 15: Proximidad a la paridad de red en Santiago Principales patrocinadores: 27 CREARA PV Grid Parity Monitor Resultados Figura 16: Evolución histórica de los precios minoristas de la electricidad y LCOE FV en Copiapó, Chile (impuestos incluidos) TACC S1'09-S1'14 300 250 LCOE FV (media) Tarifa de red -19.3% Tarifa adic. invierno -6.7% Tarifa estándar -5.5% 200 CLP / 150 kWh 100 50 2014S1 2013S2 2013S1 2012S2 2012S1 2011S2 2011S1 2010S2 2010S1 2009S2 2009S1 0 Figura 17: Proximidad a la paridad de red en Copiapó • Los precios de la electricidad de red han aumentado en los primeros meses de 2014. - El reciente aumento de los precios de la electricidad se debe a la propia estructura de generación del mercado chileno, dependiente en gran parte de la disponibilidad de recursos hidroeléctricos o la gestión de suministro de combustible procedente de otros países. • La paridad de red FV en el segmento residencial ya se ha alcanzado en las distintas ubicaciones estudiadas. - En Santiago, la paridad de red es parcial dado que el LCOE FV es solo competitivo contabilizando la tarifa aplicable al exceso de consumo en invierno. Principales patrocinadores: 28 CREARA PV Grid Parity Monitor - Resultados En el norte de Chile11, el LCOE FV no solo es significativamente menor que la tarifa aplicable al exceso de consumo en invierno, sino que también es menor que la tarifa eléctrica estándar. • Por otra parte, en Chile el mercado fotovoltaico a pequeña escala es todavía relativamente inmaduro. Por lo tanto, existe margen para nuevas reducciones de precios, lo que podría acercar la paridad de red completa en más localizaciones. 4.2 Instalaciones FV comerciales El análisis de paridad de red FV para instalaciones comerciales se realiza para la región de Copiapó, al presentar esta provincia del norte de Chile condiciones de irradiación solar óptimas. Figura 18: Comparación histórica de los precios de la electricidad del sector comercial y LCOE FV en Copiapó, Chile 160 140 120 TACC S2'12-S1'14 100 CLP/ kWh LCOE FV(media) 80 60 Tarifa estándar -17,2% -13% 40 20 0 2012S2 11 2013S1 2013S2 2014S1 Copiapó no es la ciudad con mayor nivel de radiación en el país, pero se usa como referencia debido a su importancia en población frente a otras ciudades de la zona con mayor radiación. Principales patrocinadores: 29 CREARA PV Grid Parity Monitor Resultados Figura 19: Proximidad de la paridad de red en Copiapó • A pesar de los altos niveles de radiación existentes, la tecnología FV aún no es competitiva frente a la red eléctrica para los consumidores comerciales. • Los principales factores que dificultan la llegada de la paridad de red son los siguientes: - Bajos precios de electricidad para el segmento comercial, en parte debido a una estructura tarifaria que mayora el componente fijo del precio de electricidad frente al variable. - Altos precios en las instalaciones FV que se mantienen muy por encima de los niveles competitivos de mercados internacionales para clientes del tipo comercial. - Una tasa de descuento relativamente alta, que refleja la rentabilidad exigida por los inversores y por los titulares de la deuda. Principales patrocinadores: 30 CREARA PV Grid Parity Monitor Resultados 4.3 Instalaciones FV a gran escala La evaluación de la paridad de generación fotovoltaica para instalaciones a gran escala se realiza en la región de Diego de Almagro, perteneciente al mercado eléctrico CDEC-SIC (durante las horas del día). Figura 20: Comparativa del costo marginal horario del mercado spot y la tarifa requerida para un inversor fotovoltaico en Chile bajo una estructura de project finance (Diego de Almagro) TACC S2'12-S1'14 120.000 100.000 Precio de referenciaa 1.0% Tarifa Requerida 1.6% 80.000 CLP/ MWh 60.000 40.000 20.000 Nota: a Fuente: CDEC-SIC; Análisis CREARA 2014S1 2013S2 2013S1 2012S2 0 El precio de referencia corresponde a los precios spot horarios del mercado diario de CDEC-SIC para las horas del día Figura 21: Proximidad a la paridad de generación de Chile • Los precios de referencia están claramente por encima de la tarifa requerida para un inversor FV, lo que implica que en el mercado estudiado existe plena paridad de generación para instalaciones FV a gran escala. - Las altas tarifas de electricidad y los extraordinarios niveles de irradiación contribuyen a la situación de paridad FV en esta región chilena. • A pesar de que el mercado SIC ha presentado altas tasas de volatilidad en la última década, la tarifa FV ofrece un amplio margen para absorber potenciales variaciones del mercado spot. Principales patrocinadores: 31 CREARA PV Grid Parity Monitor - Resultados La tarifa FV representa menos del 50% de los precios actuales del mercado y es necesario remontarse a 2009 para encontrar una situación alejada de la paridad de generación. Principales patrocinadores: 32 4.4 Principales patrocinadores: 5 Metodología 33 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología 5 Metodología La presente sección describe la metodología utilizada en el análisis de la paridad de red y paridad de generación en Chile12. Se resumen a continuación las principales diferencias que presentan las distintas metodologías de cálculo del LCOE, en función del segmento de estudio. 5.1 Sector residencial En el análisis del sector residencial se evalúa la paridad de red desde el punto de vista de un consumidor final, cuyas alternativas son comprar la electricidad de red al precio retail o autoconsumir electricidad FV. El LCOE FV se define como el costo teórico y constante de generar electricidad FV, cuyo valor presente es equivalente al de todos los costos asociados al sistema durante su vida útil. Figura 22: Flujos económicos asociados a una instalación FV de pequeña escala y LCOE FV Flujos de caja de una instalación residencial LCOE fotovoltaico Leyenda: Inversión inicial CLP Gastos de operación CLP / kWh Años Años El LCOE FV puede expresarse en términos nominales o reales. En el presente análisis se ha considerado un punto de vista nominal para el cálculo del LCOE. De forma concreta, la Ecuación 1 muestra el cálculo específico del LCOE residencial. 12 Para una visión más detallada de la metodología empleada, ver http://www.leonardo- energy.org/photovoltaic-grid-parity-monitor Principales patrocinadores: 34 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología Ecuación 1: Cálculo del LCOE residencial (1). Figura 23: Nomenclatura del LCOE residencial. Nomenclatura Unidad Significado LCOE UM13/kWh T Año t - Ct UM Costos de operación y mantenimiento (O&M) y seguros en el año14. Et kWh Electricidad FV generada en el año. I UM Inversión inicial. r % Costo nivelado de la energía. Vida útil del sistema FV. Año. Tasa de descuento. Se asume un valor constante de LCOE, por lo que al despejar el LCOE se obtiene la siguiente igualdad: Ecuación 2: Cálculo del LCOE residencial (2). ∑ ∑ De esta forma, las variables más relevantes para el cálculo del LCOE son las siguientes: • Vida útil del sistema FV (T). • Inversión inicial (I). • Costos de O&M (Ct). • Electricidad FV generada durante la vida útil del sistema (Et). • Tasa de descuento 13 UM es la Unidad Monetaria local. 14 Los costos incluyen impuestos y crecen con la inflación esperada. Principales patrocinadores: 35 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología A la hora de analizar la paridad de red residencial, es necesario un análisis del mercado eléctrico en Chile para consumidores residenciales, el cual está regulado por las autoridades. La tarifa de energía estándar (llamada BT1), que varía según la región del país, se puede aplicar durante todo el año. Sin embargo, durante los meses de invierno (de abril a septiembre) existe una tarifa adicional para aquellos que superen los límites de consumo establecidos. Tanto en Santiago como en Copiapó, la tarifa de recargo de invierno y la tarifa estándar representan el rango alto y bajo del análisis respectivamente. Figura 24: Precios de electricidad en Chile Ciudad Santiago Copiapó Precio Alto Chilectra BT1Tarifa de energía adicional de Invierno (Área 1A) Emelat BT1Tarifa de energía adicional de Invierno Precio Bajo Chilectra BT1 Tarifa estándar (Área 1A) Emelat BT1 Tarifa estándar En Chile se percibe una variación considerable en los precios regionales de la electricidad. Los aquí considerados reflejan las tarifas aplicables solo en las dos ciudades analizadas, sin que esto impida que otros consumidores estén pagando precios más altos en otras zonas del país. 5.2 Sector comercial El objetivo de esta sección del análisis es evaluar la paridad de red desde el punto de vista de un consumidor comercial, cuyas alternativas son comprar la electricidad al precio minorista o autoconsumir su propia electricidad FV. Tal y como se especificó en el caso residencial, el costo de la electricidad FV generada se representa por el LCOE FV. En este análisis se calculará el LCOE nominal. Principales patrocinadores: 36 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología Figura 25: Flujos económicos asociados a un sistema FV comercial y LCOE FV. Flujos de caja de una instalación comercial LCOE fotovoltaico Leyenda: Inversión inicial Gastos de operación Efecto fiscal CLP CLP / kWh Años Años Para un consumidor de electricidad comercial (empresa privada), los impuestos sobre la renta son costos relevantes que afectan al flujo de caja y, por lo tanto, tienen impacto en la decisión de inversión. Es por ello que los costos después de impuestos y la depreciación de los activos se incluyen en el análisis económico. El LCOE FV (considerando el efecto fiscal) se comparará con los precios de electricidad de la red también después de impuestos. La Ecuación 3 muestra la fórmula resultante para el cálculo del LCOE desde la perspectiva del proyecto en su conjunto: Ecuación 3: Cálculo del LCOE comercial (1). Figura 26: Nomenclatura del LCOE comercial. Nomenclatura Unidad LCOE UM15/kWh T Años t - Ct UM Significado Costo nivelado de la energía Vida útil del sistema FV Año Costos de operación y mantenimiento (O&M) y seguros en el año 16 15 UM es la Unidad Monetaria local. 16 Los costos incluyen impuestos y crecen con la inflación esperada; también incluyen los costos de reemplazar el inversor. Principales patrocinadores: 37 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología Nomenclatura Unidad Significado Et kWh Electricidad FV generada en el año t I UM Inversión inicial r % Tasa de descuento TR % Tasa del Impuesto de Sociedades por país DEP UM Depreciación para efectos fiscales Ecuación 4: Cálculo del LCOE comercial (2) ∑ ∑ ∑ De esta forma, las variables más relevantes para calcular el LCOE son las siguientes: • Vida útil del sistema FV (T). • Inversión inicial (I). • Costos de O&M (Ct). • Electricidad FV generada durante la vida útil del sistema (Et). • Tasa de descuento (r). • Depreciación para efectos fiscales (DEP). • Tasa del impuesto de sociedades (TR). Al igual que en el caso de las tarifas residenciales, hay una variación considerable entre los precios de electricidad en las distintas regiones del país. Los considerados en este documento reflejan sólo la tarifa de energía aplicable en Copiapó, sin perjuicio de que los consumidores comerciales de otras zonas del país tengan que pagar precios diferentes. Las principales características de la tarifa eléctrica considerada se resaltan en la siguiente tabla: Principales patrocinadores: 38 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología Figura 27: Características de la “Tarifa BT 2” en Copiapó. Chile (Copiapó) Tarifa Tensión Potencia contratada Estructura de la tarifa Tarifa BT 2 Baja tensión < 0.4kV >10kW • • Término de energía (sin discriminación horaria) Término de capacidad 5.3 Sector utility-scale En esta sección del análisis se evalúa la proximidad a la paridad de generación de plantas a gran escala. Este análisis se lleva a cabo desde la perspectiva de un IPP que vende su producción a un cliente determinado o en el mercado mayorista de electricidad. La paridad de generación se alcanzará cuando la tarifa a la retribución que deberá exigir un IPP FV por su producción eléctrica se vea satisfecha con los precios que puede obtener este en el mercado (ya sea directamente en el mercado mayorista de electricidad o a través de un contrato PPA para grandes consumidores). La tarifa retributiva a exigir por el inversor se calcula en base a los flujos económicos teóricos que presentaría la planta FV y a los requerimientos de rentabilidad exigidos por inversores y deuda. Principales patrocinadores: 39 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología Figura 28: Flujos de caja de una planta FV de generación a gran escala. Las variables que son fundamentales para derivar la tarifa requerida son los siguientes: • Vida útil del sistema FV. • Inversión inicial. • Costos de O&M. • Impuesto sobre la renta. • Estructura y costo de la deuda. • Electricidad FV generada durante la vida útil del sistema. • Costo de equity. Tal y como se ha mencionado en anteriores apartados del documento, para el análisis de paridad de generación se ha utilizado como referencia de mercado el precio del mercado spot para el nodo de Diego de Almagro (CDEC-SIC) Principales patrocinadores: 40 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología 5.4 Datos de entrada de fuentes primarias Para poder realizar un análisis exhaustivo de los costos se consultaron instaladores FV locales sobre las partidas relevantes de instalaciones residenciales y comerciales. Los detalles de contacto de las compañías colaboradoras se muestran en el Anexo: Colaboradores GPM FV. Además, para poder evaluar los costos de inversión y O&M para plantas FV a gran escala también se entrevistaron varias compañías FV de tipo EPC con presencia en Chile. CREARA ha contado con el apoyo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA) en la redacción de este informe, la cual ha revisado y validado el contenido del mismo. Principales patrocinadores: 41 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología 5.4.1 Activos de inversión A continuación se muestra un resumen de los principales activos considerados en la inversión: Figura 29: Descripción de cada tipo de instalación considerada Sistemas residenciales Sistemas comerciales • Instalación FV conectada a red de 3 kWn / 3,3 kWp (sin sistema de almacenamiento) para viviendas unifamiliares, incluyendo: • Sistemas FV de 30kWn (sin capacidad de almacenamiento), incluyendo: - Componentes FV básicos: módulos + BOS (inversores, estructuras, cableado, etc.). • Se considera que la instalación tiene un ángulo de inclinación óptimo y está situada en la cubierta de una vivienda. 17 - Componentes FV básicos: módulos + BOS (inversores, estructuras, cableado, etc.). • Se considera que la instalación tiene un ángulo de inclinación óptimo y está situada en la cubierta de un edificio comercial. Instalaciones a gran escala • Plantas FV de 50 MWp conectada a la red, donde se incluye: - Componentes FV básicos (módulos de silicio cristalino, BOS, etc.). - Seguidor a un eje. - Conexiones a la red de transporte (asumiendo una distancia razonable hasta la subestación donde se hará la conexión17 y que no hay costos asociados a la expansión o fortalecimiento de la red). - Desarrollo de proyecto (estudio técnico, permisos, etc.). - Costos generales asociados al project finance (asesores, comisiones bancarias, etc.). - El desarrollador EPC no busca vender la planta a una tercera entidad sino operarla por si mismo; como consecuencia, no se incluye margen en el desarrollo del proyecto. La distancia hasta el punto de conexión con la red se asume inferior a 7 km. Principales patrocinadores: 42 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología 5.4.2 Costos de O&M Figura 30: Costos de O&M para cada tipo de instalación considerada Sistemas residenciales Sistemas comerciales • En general, puede considerarse que los sistemas residenciales no necesitan mantenimiento anual, salvo tareas de limpieza y revisión del inversor. • En general, puede considerarse que los sistemas comerciales no necesitan mantenimiento anual, salvo tareas de limpieza de los módulos FV, monitorización de inversores y control del sistema eléctrico (entre otras actividades). - - Se ha considerado para este análisis un promedio de 2 horas de mantenimiento al año, valoradas de acuerdo a la retribución horaria local correspondiente18. - A esta retribución horaria se añade un margen de beneficio del 60% • Se ha considerado el costo de reemplazamiento del inversor en los costos de O&M al final de la vida del mismo (15 años). - Se ha considerado para este análisis un promedio de 4 horas de mantenimiento al año, valoradas de acuerdo a la retribución horaria local correspondiente. A esta retribución horaria se añade un margen de beneficio del 60% • Se ha considerado el costo de reemplazamiento del inversor en los costos de O&M al final de la vida del mismo (15 años). Instalaciones a gran escala • Las grandes instalaciones FV en suelo requieren las siguientes tareas de O&M: - Limpieza de módulos FV. - Mantenimiento de infraestructuras de media y alta tension. - Seguro. - Alquiler de terreno. - Monitorización. - Mantenimiento preventivo y correctivo. • El costo de reemplazo del inversor también está incluido en los costos de O&M al final de la vida del mismo (15 años). • No se consideran en este análisis otros costos asociados a la operación de la planta FV o costos relacionados con la participación en el mercado mayorista (como peajes por uso del sistema o tasas por intercambio por operación en el sistema eléctrico). 18 La retribución horaria se define como el costo promedio por hora trabajada en el sector de la fabricación desde el punto de vista del contratante (incluyendo sueldo del trabajador, impuestos, captaciones, etc.). Principales patrocinadores: 43 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología 5.4.2.1 Reemplazo del inversor La Asociación Europea de Industria FV (EPIA) asume, actualmente, una vida útil del inversor FV de 15 años en 2010 y de 25 años en el 2020. Para el presente análisis, se establece un escenario conservador de 15 años de vida útil. Esto significa que el inversor solo será reemplazado una sola vez durante los 30 años de vida útil del sistema FV. Para poder estimar el costo de reemplazo del inversor y en base a EPIA19, este GPM asume una curva de aprendizaje del 10%. Esto quiere decir que cada vez que el mercado doble la cantidad de unidades producidas, el costo de producción de un inversor se reducirá en un 10%. En el presente informe el costo actual por reemplazar un inversor de un sistema FV, como parte de los costos requeridos para O&M, ha sido obtenido de compañías EPC colaboradoras y de instaladores locales. Los volúmenes de producción futura de inversores han sido estimados de acuerdo a las proyecciones de capacidad FV instalada a nivel mundial, realizadas por EPIA para el escenario promedio20 (también llamado acelerado) del informe ‘’EPIA/Greenpeace Solar Generation VI’’. 19 EPIA (2011), ‘’Solar Photovoltaics Competing in the Energy Sector – On the road to competitiveness’’ 20 Se estimaron tres escenarios: el de referencia (desfavorable), el acelerado (promedio) y el paradigma (favorable) Principales patrocinadores: 44 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología Figura 31: Evolución del precio de un inversor FV en base a su curva de aprendizaje 2014-2030 Fuente: Análisis de CREARA Como se puede observar, los precios de los inversores caerán en términos reales aproximadamente un 30% en 15 años. Adicionalmente, para expresar los costos futuros por reemplazo del inversor en términos nominales (como requiere el análisis) se ha aplicado la tasa de inflación anual estimada para USA. 5.5 Otros datos e hipótesis A continuación se especifica otra información relevante empleada en el análisis. Es importante destacar que algunos de estos inputs aplicarán solo a determinados segmentos estudiados y no a los tres. 5.5.1 Impuestos de sociedades El impuesto de sociedades en Chile es del 20,0% (2014). Principales patrocinadores: 45 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología 5.5.2 Amortización La amortización a efectos fiscales contribuye a la recuperación de parte de la inversión al reducir la base imponible. Los métodos utilizados (amortización lineal, números dígitos, constante por unidad de producto, etc.) y el período de amortización afectarán el análisis. Manteniendo constante los demás factores, se preferirá un período de amortización más corto y, por tanto, un monto de amortización mayor. En Chile, es posible aplicar una amortización lineal en un período reducido de 3 años para grandes generadores de energía (por ejemplo: centrales FV). Para instalaciones comerciales se asume un período de amortización de 15 años. 5.5.3 Base imponible negativa En la mayoría de los países, el regulador permite que las bases imponibles negativas de un ejercicio concreto puedan imputarse en otros ejercicios (ya sean anteriores o posteriores), para minorar la base imponible y reducir el pago de impuestos. En el presente GPM este incentivo fiscal es considerado en el análisis de grandes plantas, aplicándolo únicamente en ejercicios futuros. En Chile, las llamadas perdidas fiscales pueden ser aplicadas durante un período ilimitado hasta agotar la base imponible negativa acumulada. 5.5.4 Valor de rescate El valor de rescate de un sistema FV es el valor del bien al final de su vida útil, el cual puede afectar a la base imponible de distintas maneras: • Si el equipo es vendido o reciclado se debe tomar en cuenta un flujo económico de entrada que aumenta la base imponible. • Alternativamente, si se van a incurrir en gastos para el desmantelamiento de la instalación se debe reportar una salida de capital. En el presente análisis no se considera ningún valor de rescate ni costes de desmantelamiento al final de la vida útil de la instalación. Principales patrocinadores: 46 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología 5.5.5 Tipo de cambio En este informe, todos los costos son expresados en la moneda nacional chilena. Se han usado las siguientes tasas de cambio cuando el análisis así lo ha exigido: Figura 32: Tasas de cambio – Moneda extranjera por Euro21 5.5.6 Tasa de inflación Para realizar el análisis, ha sido necesario determinar una tasa de inflación para poder evolucionar determinados costos. Se han tomado los siguientes valores: • Hasta el 2015, el valor histórico de los últimos 7 años (2007-2013). • Del 2015 en adelante, la inflación estimada futura. Figura 33: Inflación promedio22 5.5.7 País Tasa de inflación histórica (2007-2013) Tasa de inflación futura estimada Chile 3.3% 3.0% Tasas de descuento utilizadas El presente estudio analiza la competitividad de tres instalaciones FV con características muy diferentes. Es por ello comprensible que las hipótesis escogidas en el análisis difieran sustancialmente para cada uno de los casos. 21 22 Fuente: OANDA, tasas promedio para el segundo semestre de 2014 a partir de abril o mayo. Fuente: Banco Central Europeo; Focus-economics; Trading Economics; Investigación de Creara; Entrevistas de Creara. Principales patrocinadores: 47 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología A continuación se muestra un resumen de las principales hipótesis e inputs que se han tomado en el documento para realizar la valoración de los proyectos y el cálculo del LCOE FV23. Figura 34: Resumen de la metodología de análisis de rentabilidad Punto de vista del análisis Estructura de la deuda Tasa de descuento Gran escala Inversor Proyecto Inversor No se considera deuda 70% del proyecto se financia con deuda, bajo modelo project finance Costo de equity WACC Costo de equity El costo de equity (6,4%) ha sido calculado considerando los siguientes componentes: El costo de equity (10,1%) ha sido calculado considerando los siguientes componentes: Dada la poca experiencia del mercado FV en la instalación de plantas FV que operen directamente a mercado, el costo de equity (15,0%) ha sido determinado en base a entrevistas con empresas e inversores FV profesionales con interés en el mercado chileno • • 23 Comercial 70% del proyecto se financia con deuda Costo de equity Costo de la deuda Residencial Prima asociada a la inflación. • Prima asociada a la inflación. Prima asociada a la inversión FV. • Prima riesgo-país. • Prima asociada a la inversión FV. El costo de la deuda para una instalación comercial (9,5%) ha sido obtenido de fuentes reconocidas y entrevistas con empresas del sector El costo de la deuda para una instalación de gran escala (7,8%) ha sido obtenido entrevistas con empresas del sector y con entidades financieras Para una información ampliamente detallada en cuanto a la metodología empleada y los inputs considerados, ver los informes específicos para instalaciones residenciales, comerciales e industriales en http://www.leonardo-energy.org/photovoltaic-grid-parity-monitor Principales patrocinadores: 48 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología 5.5.8 Vida útil de un sistema FV La vida útil de un sistema FV desde un punto de vista económico ha sido estimada utilizando como base las siguientes fuentes: • La mayoría de los informes consultados24 utilizan, sistemáticamente, desde 25 hasta 35 años para las proyecciones. • Además, ‘’PV Cycle’’25 (Asociación Europea para el reciclaje de módulos FV) estima que la vida útil de un módulo FV supera los 30 años. Consecuentemente, se establece para este análisis una vida útil del sistema FV de 30 años. 5.5.9 Generación FV Para calcular la generación FV anual de las instalaciones seleccionadas, se definen las siguientes variables: • Irradiación solar local. • Tasa de degradación. • Performance Ratio (PR). 5.5.9.1 Irradiación solar local Las estimaciones de recursos solares utilizadas en el análisis están resumidas en la siguiente figura: 24 Estudios (no exhaustivos) citados en K. Branker y colaboradores. (2011), ‘’Renewable and Sustainable Energy Reviews 15’’, 4470– 4482: 25 2008 Solar Technologies Market Report, Energy Efficiency & Renewable Energy, US DOE, 2010; Deployment Prospects for Proposed Sustainable Energy Alternatives in 2020, ASME, 2010 Achievements and Challenges of Solar Electricity from PV, Handbook of Photovoltaic Science and Engineering, 2011 http://www.pvcycle.org/pv-recycling/waste-prognosis/ Principales patrocinadores: 49 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología Figura 35: Irradiación solar para cada segmento considerado (kWh/m2/año)26 Segmento Residencial Comercial Gran escala Configuración Ubicación Plano inclinado según latitud Plano inclinado según latitud Seguidor de un solo eje inclinado Santiago Copiapó Irradiación (kWh/m2/año) 2.270 2.508 Copiapó 2.508 Diego de Almagro 3.669 Los valores se han obtenido de ‘’SolarGIS’ pvPlanner’’, una herramienta online desarrollada por ‘’GeoModel Solar’’, la cual es utilizada para estimaciones de producción FV a largo plazo. El simulador FV provee datos de producción a largo plazo (mensuales y anuales) junto con informes para cualquier tipo de configuración de sistemas fotovoltaicos (estructura fija o seguidor). La base de datos solar de ‘’SolarGIS’’ ha sido desarrollada a partir de una serie de datos temporales de alta resolución de posicionamiento global y atmosférico. La herramienta aprovecha la base de datos del recurso solar y temperatura del aire con una resolución espacial de 250 metros, la cual es agregada a la serie temporal de ‘’SolarGIS’’ cada 1530 minutos cubriendo hasta 20 años27. Universalmente, las irradiaciones estimadas con esta metodología tienen una incertidumbre de aproximadamente 5-6% dependiendo de la ubicación. Esto es debido a factores como: la calidad de datos de entrada respecto a condiciones atmosféricas28, precisión en la simulación de transmitancia de las nubes, condiciones geográficas in situ, etc. 26 Source: SolarGIS’ pv Planner 27 La base de datos de SolarGIS y pvPlanner están disponibles online en http://solargis.info 28 Regionalmente, las predicciones del recurso solar pueden presentar incertidumbres debido a que las estimaciones son particularmente problemáticas en regiones con alta concentración de aerosoles en la atmosfera. Para más información ver : http://www.solarconsultingservices.com/Gueymard-Aerosol_variabilitySolarPACES2011.pdf Principales patrocinadores: 50 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología 5.5.9.2 Tasa de degradación de los módulos La tasa de degradación (d) de un sistema FV está determinada por la degradación anual del módulo y ha sido estimada utilizando como base las siguientes fuentes: • Los bancos, generalmente, emplean tasas de degradación de entre 0,5 y 1 % al año como dato de entrada en sus modelos financieros29. - Análisis realizados en sistemas FV tras 20/30 años de operación muestran que la degradación promedio de módulos de silicio cristalino es de aproximadamente 0,8 % al año30. - Algunas investigaciones recientes concluyen que la degradación anual de módulos de silicio cristalino está cerca del 0,5%31. • Además, los fabricantes de módulos garantizan degradaciones anuales inferiores al 1% (por ejemplo: SunPower garantiza que la potencia de salida al final de los 25 años de garantía será al menos del 87% de la potencia pico mínima32). Teniendo en cuenta estos hechos, se considera para este análisis una degradación anual del 0,5% al año. 29 K. Branker et al.. ‘’Renewable and Sustainable Energy Reviews 15’’ (2011) 4470– 4482 (Tabla 1); SunPower / Motores del costo nivelado de electricidad para instalaciones FV a gran escala; IFC (Banco Mundial) / Plantas de energía solar a gran escala. 30 Skoczek A, Sample T, Dunlop ED. Resultados de mediciones de rendimiente de módulos fotovoltaicos de silicio cristalino envejecidos en campo (citado en K. Branker et al.). 31 Dirk C. Jordan, NREL, 2012. Tecnología y tendencias climáticas en la degradación de módulos FV. 32 SunPower Limited Product and Power Warranty for PV Modules Principales patrocinadores: 51 CREARA PV Grid Parity Monitor Metodología 5.5.9.3 Performance ratio El llamado Performance ratio (PR) trata de tomar en cuenta las pérdidas en el sistema a causa de degradaciones debidas a temperatura, sombra, fallo o ineficiencia de componentes como inversores o dispositivos de seguimiento (entre otros). Para este análisis, se ha asumido un PR promedio de 75% para el segmento a gran escala y de 80% para instalaciones comerciales y residenciales, utilizando como base las siguientes fuentes: El Instituto Fraunhofer (ISE) ha investigado 33 el PR para más de 100 • instalaciones FV. - El PR anual estaba entre ~70% y ~90%. - Las estimaciones de ‘’SolarGIS pvPlanner’’ se encuentran en un rango de entre 72% y 80% en las localizaciones analizadas. • Adicionalmente, expertos del sector (incluyendo compañias EPC colaboradoras en el estudio) concluyeron que un PR promedio de 75% es una estimación razonable para plantas FV a gran escala como la que se está considerando. 33 ‘’Performance ratio revisited: is PR>90% realistic?’’, Nils H. Reich, et.al., Instituto de sistemas de energía solar de Fraunhofer (ISE), e Instituto Copernicus de Sociedad, Ciencia y Tecnología (Universidad de Utrecht). Principales patrocinadores: 52 CREARA PV Grid Parity Monitor 5.6 Metodología 6 Anexo: Colaboradores del GPM Principales patrocinadores: 53 CREARA PV Grid Parity Monitor Anexo: Colaboradores del GPM 6 Anexo: Colaboradores del GPM Varios instaladores locales accedieron a colaborar con CREARA aportando precios de instalaciones llave en mano para sistemas FV residenciales y comerciales. La información de estas compañías se resume en la siguiente tabla. La relación entre CREARA y esas empresas se limita a la descripción anterior. CREARA no será responsable de ningún daño o pérdida que surja de las relaciones de las compañías mencionadas con terceros. Figura 36: Colaboradores del GPM (Chile) RESIDENCIAL Heliplast Dirección Tel. Web Email Contacto Tesla Energy Dirección Tel. Web Email Contacto Lumisolar Dirección Tel. Web Email Contacto Riovalle Ltda Dirección Tel. Web Email Contacto Principales patrocinadores: Luis Thayer Ojeda 0180 oficina 904, Providencia Santiago, Chile (0056)- 23340800 http://www.heliplast.cl/ [email protected] Peter Horn Calle Local 145, Parque Industrial Michaihue, Concepción (0056)-412854450 http://www.teslaenergy.cl [email protected] Eduardo García Bellalta Tobalaba 1569 (0056)-24152773 http://www.lumisolar.cl [email protected] Arturo Letelier Obispo Alday 188 Lonco Alto Concepcion (0056)- 298724724 http://www.riovalle.cl [email protected] Soledad Vallejos Mackay 54 CREARA PV Grid Parity Monitor Aquito Solar Dirección Tel. Web Email Contacto SumSol Chile Dirección Tel. Web Email Contacto Anexo: Colaboradores del GPM Av. Apoquindo 6415, local 120, Las Condes, Santiago. (0056)- 222453013 http://www.aquitosolar.cl [email protected] Francisco Cosmelli Echeverría Heriberto Covarrubias 21, Of. 503. Ñuñoa, Santiago (0056)-22270420 http://www.sumsol.cl [email protected] Antonio Antón López COMERCIAL Aquea Energy Tel. Web Contacto Aquito Solar Tel Web Contacto Krannich España Tel. Web Contacto Solener Tel. Web Contacto Principales patrocinadores: (0056) 9 9538-8823 www.aqueaenergy.com Santiago Valentini (0056) 2 2245 3013 http://www.aquitosolar.cl/ Mauricio Contreras (0034) 961 594 668 http://es.krannich-solar.com/ Iñaki Pacha (0056) 24 537 687 http://solener.cl/ Alejandro Pinto 55 CREARA PV Grid Parity Monitor Principales patrocinadores: Anexo: Colaboradores del GPM 7 Anexo: Acrónimos 56 CREARA PV Grid Parity Monitor Anexo: Acrónimos 7 Anexo: Acrónimos Figura 37: Glosario de Acrónimos Acrónimo Significado CADE Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico CDEC Centro de Despacho Económico de Carga CNE Comisión Nacional de Energía CPI Índice de precio de consumo (Consumption price index) CTCP Costo total de corto plazo ECF Flujos de equity EPC Ingeniería, Procura y Construcción (EPC) EPIA Asociación Europea de Industria FV (European Photovoltaic Industry Association) FiT Feed-in Tariff FV Fotovoltaico IPP Productor Independiente de Energía IRR Tasa Interna De Retorno (Internal Rate Of Return) ISE Instituto de sistemas de energía solar de Fraunhofer LCOE Costo Nivelado de la Electricidad (Levelized Cost of Electricity) O&M Operación y Mantenimiento PPA Contrato de Compra de la Energia (Power Purchase Agreement) PR Performance Ratio P&L Cuenta de resultados (Profit And Loss Statement) SIC Sistema Interconectado Central SING Sistema Interconectado del Norte Grande TACC Tasa Anual Compuesta de Crecimiento UTM Principales patrocinadores: Unidad Tributaria Mensual 57 CREARA PV Grid Parity Monitor Principales patrocinadores: Annex: References 58 Patrocinadores Platino: Patrocinador Oro: Con el apoyo de: Estudio y análisis realizado por: Email: [email protected] Tel: +34.91.395.01.55 Web: http://www.creara.es Consultoría Regulatoria Asesoría Financiera Consultoría Estratégica Market Intelligence © 2015 CREARA. 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