PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA “CONEXIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES AL SISTEMA ELÉCTRICO” DANIEL ALFONSO CELIS RIOSECO Memoria para optar al título de Ingeniero Civil de Industrias, con Diploma en Ingeniería Eléctrica. Profesor Supervisor: HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD Santiago de Chile, 2011 PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA Departamento de Ingeniería Eléctrica “CONEXIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES AL SISTEMA ELÉCTRICO” DANIEL ALFONSO CELIS RIOSECO Memoria presentada a la Comisión integrada por los profesores: HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD DAVID WATTS CASIMIS CRISTIAN ESCAURIAZA MESA FERNANDO ARAYA (APEMEC) Para completar las exigencias del título de Ingeniero Civil Industrial, con Diploma en Ingeniería Santiago de Chile, 2011 A mi mamá María Pía y a mi papá Sergio, a quienes les debo todo. INDICE GENERAL RESUMEN ........................................................................................................................................1 ABSTRACT .......................................................................................................................................2 I. CONTEXTO ENERGÉTICO MUNDIAL: BASES PARA LAS ERNC EN CHILE .................3 1.1 Problemática mundial de la energía ....................................................................................3 1.2 La respuesta de las Energías Renovables ............................................................................5 1.3 Chile y las ERNC ...............................................................................................................7 1.4 Recurso ERNC en Chile ...................................................................................................10 1.4.1 Energía Solar ................................................................................................................10 1.4.2 Energía Eólica ..............................................................................................................10 1.4.3 Energía de pequeñas centrales hidráulicas ....................................................................11 1.4.4 Biomasa ........................................................................................................................12 1.4.5 Energía Geotérmica ......................................................................................................13 1.4.6 Energía Marina .............................................................................................................13 1.4.7 ¿Por qué no se usar sólo EERR? ...................................................................................14 1.5 Situación energética actual. ..............................................................................................16 1.6 Sector Mini Hidro en Chile: Casos. ..................................................................................19 1.6.1 Carrán .......................................................................................................................19 1.6.2 Hidroeléctrica Ensenada ...........................................................................................21 1.6.3 Proyecto “Generación” .............................................................................................24 1.6.4 Problemáticas del sector ...........................................................................................25 II. REVISIÓN INTERNACIONAL DE NORMATIVA PARA CONEXIÓN DE CENTRALES DE GENERACIÓN RENOVABLES ..............................................................................................27 Introducción .................................................................................................................................27 2.1 Chile .................................................................................................................................29 2.1.1 Incorporación del proyecto de ERNC al sistema eléctrico ........................................29 2.1.2 Conexión a redes de distribución. .............................................................................30 2.1.3 Conexión al sistema de transmisión ..........................................................................32 2.1.4 Costos de conexión ...................................................................................................32 2.1.5 Incentivos estatales y propuestas ..............................................................................33 2.2 Alemania ..........................................................................................................................36 2.3 España ..............................................................................................................................38 2.4 Brasil ................................................................................................................................41 2.5 Reino Unido .....................................................................................................................44 2.6 Guatemala ........................................................................................................................46 2.7 Nueva Zelanda ..................................................................................................................49 2.8 Costa Rica ........................................................................................................................51 2.9 Noruega ............................................................................................................................55 2.10 Tabla resumen ..................................................................................................................58 III. ELABORACIÓN DE PROGRAMA COMPUTACIONAL PARA EL DISEÑO DE UN TRAZADO PARA LA CONEXIÓN DE GRUPO DE MEDIOS DE GENERACIÓN” ..................59 Introducción .................................................................................................................................59 3.1 Formulación de metodología y Base teórica .....................................................................59 3.1.1 Proyectos ..................................................................................................................59 3.1.2 Ingresos ....................................................................................................................60 3.1.3 Algoritmo de optimización .......................................................................................60 3.1.4 Valorización de la inversión .....................................................................................63 3.1.5 Input del programa ...................................................................................................65 3.1.6 Output del programa .................................................................................................65 3.1.7 Servidumbres ............................................................................................................67 3.2 Manual de uso del programa.............................................................................................67 3.2.1 Ingreso de datos previos. ..........................................................................................67 3.2.2 Ejecución del programa. ...........................................................................................68 3.2.3 Variables importantes a considerar ...........................................................................69 3.2.4 Resultados ................................................................................................................70 IV. APLICACIÓN......................................................................................................................72 4.1.1 Obtención de Resultados ..........................................................................................72 4.1.2 Escenario 1 ...............................................................................................................73 4.1.3 Escenario 2 ...............................................................................................................78 4.2 Análisis de resultados .......................................................................................................81 Conclusiones ....................................................................................................................................83 BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................................87 ANEXOS .........................................................................................................................................90 Anexo 1: Flujos Escenario 1. ...........................................................................................................91 Anexo 2: Flujos Escenario 2 ............................................................................................................96 INDICE DE FIGURAS Página Figura 1.1: Cenit del Petróleo e hidrocarburos…………………………………… 9 Figura 1.2: Capacidad eléctrica instala mundial..………………………………… 10 Figura 1.3: Capacidad Eléctrica Instalada mundial de Energías Renovables…… 11 Figura 1.4: Velocidad del viento en Lengua de Vaca…………….……………………................................................................… 21 Figura 1.5: Participación ERNC Chile…………………………………………… 22 Figura 2.1: Etapas de integración al mercado……………………………………. 28 Figura 2.2: Conexión resultante de ICG………………………………………….. 41 Figura 2.3: Sistema de integración a la red ICG…………………………………. 42 Figura 2.4: Matriz energética Guatemala………………………………………… 45 Figura 2.5: Vista del sistema eléctrico de Nueva Zelanda ………………………. 48 Figura 2.6: Evolución de la factura petrolera en Costa Rica…………………….. 50 Figura 2.7: Evolución de la energía en Costa Rica………………………………. 51 Figura 3.1: Programa pide punto de estación elevadora…………………………. 57 Figura 3.2: Proyecciones de proyectos sobre tramo entre subestaciones………… 57 Figura 3.3: Red de distribución óptima trazada………………………………….. 58 Figura 3.4: Repartición de financiamiento de distintos tramos………………….. 59 Figura 3.5: Elección de sistema para diseñar solución…………………………… 63 Figura 3.6: Ingreso punto de estación elevadora…………………………………. 64 Figura 3.7: Trazado óptimo de la red entregado por el programa……………….. 65 Figura 3.8: Flujo ejemplo Punto 1, para Escenario 1…………………………….. 70 Figura 3.9: Inversión en infraestructura para las distintas configuraciones……… 71 Figura 3.10: Pérdidas de energía anuales………………………………………… 72 Figura 3.11: Pérdidas de energía anuales valorizadas……………………………. 72 Figura 3.12: Valor Presente Neto (VAN) a horizonte de evaluación de 20 años, Escenario 1……………………………………………………………… 73 Figura 3.12: Flujo ejemplo Punto 1, para Escenario 2…………………………… 74 Figura 3.13: Valor Presente Neto (VAN) a horizonte de evaluación de 20 años, Escenario 2…………………………………………………………….... 75 INDICE DE TABLAS Tabla 1.1: Costos de diferentes tecnologías de generación……………………... 11 Tabla 1.2: Normativa aplicable en función de sector de conexión………………. 29 Tabla 1.3: Resumen créditos CORFO Energía…………………………………… 32 Tabla 2.1: Resumen normativa internacional de costos de conexión a la red…… 53 Tabla 3.1: Precios infraestructura………………………………………………… 59 Tabla 4.1: Valores para cálculos de resultados…………………………………… 69 Tabla 4.2: Resultados Escenario 1……………………………………………….. 70 Tabla 4.3: Resultados Escenario 2………………………………………………... 74 Tabla 4.4: Comparación entre Escenarios………………………………………... 76 RESUMEN El abastecimiento energético mundial es hoy una problemática cierta y es responsabilidad de cada nación suministrar a su población el bien básico que es la electricidad. Para que cada hogar e industria cuente con electricidad para sus necesidades se requieren dos procesos: generar la electricidad y transmitirla hasta donde es consumida. Ambas procesos han evolucionado a través de la historia del ser humano y se han creado tecnologías más eficientes y de mejor calidad. Sin embargo, hoy existe escasez general de energía y se busca desarrollar medios de generación que sean eficientes y que no afecten negativamente al medio ambiente. En este contexto nacen las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), que en gran parte del mundo se presentan como un recurso que recién se comienza a aprovechar y que tiene un enorme potencial para generar energía eléctrica limpia. Chile es un país rico en recursos naturales que proveen ERNC y tanto el Estado como los privados han mostrado un amplio interés en ellas. Se ha fomentado el desarrollo de inversiones en generación de este tipo, priorizándose los proyectos de menor tamaño para impulsar una generación de electricidad más “distribuida”. Estas iniciativas se han encontrado con la barrera relacionada con el proceso de transmitir la electricidad hacia los centros de consumo. Aquí, la construcción de una línea eléctrica para evacuar la electricidad generada significa enormes costos, que ponen en riesgo la inversión, y extensas negociaciones con la autoridad y los dueños de los terrenos afectados, que implican una gran incertidumbre. Este trabajo pretende analizar la situación en que se encuentran las ERNC en Chile y el mundo, desde el punto de vista de la conexión de las centrales a las redes de transmisión y distribución. Además se presenta una herramienta computacional enfocada a apoyar el diseño de redes de distribución para evacuar energía de grupos de centrales ubicadas en cuencas del territorio nacional. 1 ABSTRACT The world´s energy supply is today a certain problem and it is each nation´s responsibility to provide its population with such a basis good as the electricity. In order to have electricity for every home and industry, two processes are needed: to generate the electricity and to transmit it to the points where it is consumed. Both actions have evolved through the human history and better and more efficient technologies have been established. However, today there is a general energy shortage and new generation means are developed, that are more efficient and environmentally friendly. In this born context the Non-conventional Renewable Energies (ERNC), which in most of the world are just beginning to being exploited as a huge potential resource for generating clean electricity. At the time, the world is consternated by the recently oil spills, coal mine accidents, and gyrating fuel prices, and in this context, the ERNC are presented as an auspicious option for a more efficient and cleaner future. Chile is a rich country in natural resources that can provide ERNC and both the state and the private sectors have shown a large interest in them. Private investments in generation have been encouraged and smaller projects have received priority in order to support a “more distributed” generation. These initiatives have found a big barrier when they get into the transmission process, which is bringing the electricity to the places where it is used: the construction of a transmission line lead to huge costs, putting the investment at risk, and long negotiations with the authority and the affected land owners, which involve considerable uncertainty. This work analyzes the actual Chilean and worldwide situation the ERNC are in, from the point of view of the connection of the power stations to the transmission and distribution networks. It presents also a computational tool that helps designing a distribution network to transfer the energy generated by groups of plants located in basins of the country 2 I. CONTEXTO ENERGÉTICO MUNDIAL: BASES PARA LAS ERNC EN CHILE 1.1 Problemática mundial de la energía A través de su toda su existencia, el ser humano ha variado su estilo de vida y sus costumbres, así como también los requerimientos energéticos que su evolución demandan, los cuáles históricamente han seguido una tendencia creciente. Durante la época del “hombre primitivo” u “hombre de las cavernas” el uso de la energía era destinado exclusivamente a la obtención de alimentos, lo cual significaba el uso de aproximadamente 100 W1 de potencia para estos propósitos. A medida que el hombre evolucionaba, necesitaba cada vez una mayor cantidad de potencia disponible para cumplir con sus necesidades y lograr realizar sus actividades. Es así como, progresivamente, fue necesitando mayor energía, como cuando comenzó a cazar, a usar la agricultura y a cocinar su comida, hasta llegar al gran salto que significó la Revolución Industrial en el siglo XVIII, dónde la potencia requerida aumentó a 3500 W. Este continuo aumento en la necesidad energética del ser humano ha sido siempre una fuente de desarrollo y de estudio enfocados a cubrir estos requerimientos eficientemente. Este crecimiento cuantitativo en la energía necesaria no sólo está determinado por el crecimiento poblacional, sino que también por el desarrollo tecnológico, y el mundo ha logrado emplear alternativas nuevas para obtenerla desde distintos recursos. Sin embargo, esto no ha sido suficiente, ya que la energía mundial necesaria tiene un crecimiento de naturaleza exponencial respecto a la potencia per cápita, por lo que el crecimiento de la energía disponible debe ser acelerado, en una sociedad tecnológica que día a día consume más recursos energéticos. Hoy en día existe conciencia mundial en que una de las principales fuentes energéticas con que se cuenta, el petróleo, está disminuyendo su existencia, lo cual naturalmente debiera ocurrir mientras se exploten sus yacimientos. Un concepto clave respecto a esto es el “Cenit de la extracción mundial del petróleo”2, que explica la llegada de un fin en el crecimiento de la producción de petróleo, marcado por una estabilización y un posterior decaimiento en los barriles producidos en distintos países del mundo. Los 1 PRIETO, P., “Una visión de la matriz energética mundial”, 7° Seminario Internacional “¿Hacia dónde va la matriz energética en Chile y el mundo?”, Santiago 9 de Noviembre de 2011. 2 PRIETO, P., “Una visión de la matriz energética mundial”, 7° Seminario Internacional “¿Hacia dónde va la matriz energética en Chile y el mundo?”, Santiago 9 de Noviembre de 2011. 3 perfiles de producción del petróleo muestran este fenómeno en una gran cantidad de países tradicionalmente “petroleros”. Figura 1.1: Cenit del Petróleo e hidrocarburos. Fuente: ASPO 2007. Esta decadencia en la disponibilidad de hidrocarburos ha impulsado una brecha creciente entre la demanda agregada y la oferta disponible, lo cual ha conllevado, consecuentemente, aumentos significativos en el precio del crudo. Todo esto evidencia una imposibilidad a largo plazo de hacer frente a la creciente demanda energética del mundo, ya que el máximo o “cenit” de producción ya fue alcanzado en años pasados. El consumo total de energía primaria del mundo estaba compuesta el año 2007 en un 34% por petróleo y el área transporte dependía en un 94% de los hidrocarburos 3. Frente a esta evidente dependencia y ante la inminente escasez de este recurso energético, se deben buscar alternativas e iniciativas que minimicen esta sujeción al petróleo y, paralelamente, apoyen a mitigar la contaminación del medio ambiente. El núcleo de la crisis radica en el imperativo de asegurar que los habitantes tengan acceso al recurso energético para garantizar un nivel de vida adecuado y dar sustento a la aspiración de los países en vías de desarrollo de alcanzar la condición de sus predecesores. Se estima que, en los próximos años, el 95% del aumento de la población mundial se dará en países en desarrollo4, los cuales impulsarán el aumento en la demanda por 3 4 http://web.ing.puc.cl/~power/mercados/transporteelec/pagina_web_transporte_electrico_009.htm World Watch Institute. http://www.worldwatch.org/node/6262. 4 energía. Este desarrollo, a diferencia del que tuvieron los países que ya cruzaron esa barrera se caracterizará por la escasez de hidrocarburos y el rechazo a los efectos negativos que tiene la generación de energía por medio de ellos, lo cual ya ha impulsado iniciativas nuevas destinadas a generar energía limpia y de manera eficiente. 1.2 La respuesta de las Energías Renovables En el contexto actual de crisis es esencial contar con alternativas innovadoras para respaldar la oferta de energía y las “Energías Renovables” presentan una gran alternativa dada su naturaleza prácticamente inagotable y no contaminante. Este grupo de recursos energéticos ha tenido, durante los últimos años, una gran aceptación y penetración en los mercados mundiales, implementándose diversas soluciones de generación en todo el planeta. Países desarrollados han planteado iniciativas de desarrollo para reforzar el financiamiento de este tipo de proyectos. Sin embargo, debido a diversos factores, entre ellos los altos costos de desarrollo que presentan, estos medios todavía no tienen una gran participación. Las acciones comienzan en Europa el año 1997 con la emisión del documento “Energy for the Future; Renewable sources of energy, White Paper for a Community Strategy and Action Plan”. Luego, en el año 2006 y bajo presiones de los gobernantes de la UE de tomar consciencia frente al cambio climático y los problemas ambientales se lanzó el documento de nombre “European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy”, cuyo objetivo principal era llegar al año 2015 superando una participación de 15% de fuentes de energía renovable, llegando al 2020 obligatoriamente con un 25% de la energía consumida proveniente de las mismas. Iniciativas como la europea se han replicado en todo el mundo a diferentes niveles y mediante diversos mecanismos, dentro de los cuales se encuentran los incentivos tarifarios, cuotas de obligatoriedad u otros tipos de subsidio y formas de financiamiento apoyados por los estados. El año 2009 se alcanzó una participación mundial de 26% en la potencia eléctrica instalada total mundial a partir de energías provenientes de fuentes renovables (Figura 1.2), alrededor de 1230 GW. 5 Figura 1.2: Capacidad eléctrica instala mundial. Fuente: REN21, Renewables Global Status Report 2010. Dentro de esta repartición de energías renovables, la hidroelectricidad de grandes embalses representaba el 73%, seguida por la energía eólica con un 14% de la potencia instalada Figura 1.3. Figura 1.3: Capacidad Eléctrica Instalada mundial de Energías Renovables. Fuente: Fuente: REN21, Renewables Global Status Report 2010. 6 La mayoría de estas tecnologías ha tenido dificultades para encontrar financiamiento e inversionistas interesados, debido a los altos costos de desarrollo que presentan. Debido a esto, los países han tomado medidas para incentivar la inversión en centrales generadoras a partir de fuentes de energía renovable. Estos mecanismos son: - - - Feed-in: Se “premia” a los generadores de energía renovable, definiendo un precio específico de venta que hace atractiva la inversión. El costo es normalmente cubierto por los consumidores finales. Cuotas o certificados: Se exige a las compañías generadoras de electricidad cubrir una cierta cantidad de su producción mediante energías renovables o bien deben pagar multas. Los generadores de energía renovable pueden comercializar sus certificados de energía libre de emisiones. Repago calculado: El Estado cobra un cargo a los usuarios, el cual es traspasado a los generadores de energía renovables durante un cierto periodo. Subastas: El Estado ofrece comprar una gran cantidad de energía proveniente de una fuente específica o de diferentes. Las empresas hacen sus ofertas proponiendo un precio. El menor precio es elegido. En general, ha resultado que la efectividad de estos mecanismos depende, más que de las características de forma de éstos, de la modalidad en que se implementen. En países como Alemania o España, el sistema “Feed-in” ha elevado considerablemente la inversión en energía solar y eólica, lo cual ha llevado a ambos países a liderar en términos de potencia instalada de este tipo. Otros casos, como el Reino Unido, donde se ha implementado el sistema de cuotas y certificados verdes ha tenido un efecto más lento debido a que este mecanismo requiere de un tiempo mayor para materializarse y la incertidumbre es mayor para el inversionista. Sin embargo, estas cuotas son un mecanismo que otorga una mayor competencia como instrumento de mercado, ya se genera un sistema abierto de tasación y transacción de estos certificados y son los agentes participantes los que definen el precio y no un ente centralizado. 1.3 Chile y las ERNC Chile no es la excepción en cuanto a la lucha por contar con un abastecimiento energético suficiente, eficiente y limpio. Es por ello que, aprovechando la riqueza en recursos naturales que el país posee, se ha tomado a las Energías Renovables como parte de la estrategia de desarrollo energético. 7 En Chile, al igual que en gran parte del planeta, se han planteado incentivos para aumentar el uso de fuentes de energía renovable por sobre los combustibles fósiles. Idealmente se espera reemplazar también la inversión en grandes centrales hidroeléctricas, tradicionalmente cerca de la mitad del aporte energético del país, por centrales generadoras más pequeñas. En este contexto se acuñó el concepto de “Energías Renovables No Convencionales” (ERNC), junto con la primera ley que fomenta el uso de estas tecnologías, la Ley 20.257, que entró en vigencia el año 2010 y pretende ser un real incentivo para el surgimiento de las ERNC como parte importante de la matriz energética chilena. Legislación chilena ERNC La Ley 20.257 “Introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos respecto de la generación de energía eléctrica con fuentes de energías renovables no convencionales”, define lo siguientes medios dentro de la categoría de renovables no convencionales: 1) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de la biomasa, correspondiente a la obtenida de materia orgánica y biodegradable, la que puede ser usada directamente como combustible o convertida en otros biocombustibles líquidos, sólidos o gaseosos. Se entenderá incluida la fracción biodegradable de los residuos sólidos domiciliarios y no domiciliarios. 2) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía hidráulica y cuya potencia máxima sea inferior a 20.000 kW. 3) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía geotérmica, entendiéndose por tal la que se obtiene del calor natural del interior de la tierra. 4) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía solar, obtenida de la radiación solar. 5) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía eólica, correspondiente a la energía cinética del viento. 6) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de los mares, correspondiente a toda forma de energía mecánica producida por el movimiento de las mareas, de las olas y de las corrientes, así como la obtenida del gradiente térmico de los mares. 8 7) Otros medios de generación determinados fundadamente por la Comisión Nacional de Energía, que utilicen energías renovables para la generación de electricidad, contribuyan a diversificar las fuentes de abastecimiento de energía en los sistemas eléctricos y causen un bajo impacto ambiental, conforme a los procedimientos que establezca el reglamento. Con objetivo de materializar requerimientos, derechos y obligaciones particulares, estos medios de generación se sub-clasifican dentro de las siguientes categorías: 1) PMGD: Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9.000 kW, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público. A los PMGD se les confiere el derecho a conectarse a las redes de distribución. 2) PMG: Medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a 9.000 kW conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o adicional. 3) MGNC: Medios de generación cuya fuente sea no convencional y sus excedentes de potencia suministrada al sistema sean inferiores a 20.000 kW. La categoría de MGNC, no es excluyente con las categorías indicadas en los dos puntos precedentes. Esta categoría junto a los proyectos ERNC menores a 20 MW también incluye los proyectos de cogeneración eficiente a base de combustibles fósiles menores a 20 MW. De particular importancia ha sido el tratamiento de los PMGD, categoría donde están normalmente muchas centrales de ERNC. A través de la apertura del mercado chileno y el aseguramiento de la conexión se ha incentivado a los proyectos de esta índole. Además, se impuso una exención del pago de peajes a través del sistema de transmisión troncal, lo cual aplica a medios de generación renovable no convencionales, cuyos excedentes de potencia suministrada al sistema sean menores a 9 MW. Para los casos en que estos excedentes sean mayor a 9 MW y menores a 20 MW, se aplica al pago un factor proporcional al exceso. Adicionalmente, la Ley 20.257 establece obligaciones para las empresas eléctricas con respecto a la naturaleza de los retiros anuales, los cuales deben provenir en proporciones definidas de fuentes de energía renovable no convencionales. Esto se aplica como una obligación del 5% entre los años 2010 y 2014, lo cual se va incrementando 0,5% al año hasta completar un 10% el 2024. El cumplimiento de esta norma se regula a través de multas, que corresponden a 0,4 UTM por MWh de déficit con respecto al porcentaje 9 exigido. Esta obligación aplica a las empresas con contratos posteriores al 31 de agosto de 2007. 1.4 Recurso ERNC en Chile Las energías renovables son aquellas que provienen de recursos naturales como radiación solar, viento, lluvia, mareas y calor geotérmico. La base en la definición de un recurso renovable radica en que son inagotables, a diferencia de los combustibles fósiles como el petróleo y el carbón. Existen diversas definiciones y una de las más aceptadas es la de la Asociación de Productores de Energía Renovable de España (APPA): “Las energías renovables son aquellas que se obtienen de fuentes naturales inagotables a escala humana, bien porque el recurso dispone de una cantidad de energía inmensa, bien porque el recurso tiene la capacidad de regenerarse de manera natural.” 1.4.1 Energía Solar La energía del Sol es la energía más constante con la que se cuenta sobre el planeta. Esta energía se recibe sobre la atmósfera como radiación, la cual es reflejada en un 30% hacia el espacio mientras que el resto es absorbido por los océanos, las nubes, etc. En promedio, se puede obtener 1,36 [Arenas René, Nodo Solar] sobre la capa exterior de la atmósfera. Para generar energía eléctrica directamente, la radiación solar se puede utilizar de dos maneras: a través de paneles fotovoltaicos o aprovechando el calor mediante sistemas de concentración solar de potencia. A nivel mundial se conoce una región llamada Cinturón del Sol, que se encuentra ubicada entre los paralelos 35° Norte y 35° Sur y que corresponde al área con la mejor intensidad de radiación solar. Esta zona cubre casi la mitad de Chile, lo que significa un potencial de generación muy grande y que ha sido estimado por la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA) en un máximo de 100 GW. 1.4.2 Energía Eólica 10 La energía eólica es la que es generada a partir de la energía cinética contenida en el viento, el cual se origina por la existencia de diferencias de presión atmosférica entre dos puntos geográficos, lo cual se debe a la acción del calentamiento del aire por el sol, por lo que se dice que la energía eólica es una forma indirecta de energía solar. La tecnología se basa básicamente en aprovechar el movimiento del aire para hacer girar molinos que poseen un generador eléctrico. Existen dos tipos de campos eólicos, los onshore y los offshore, ubicados sobre tierra firme o en el mar abierto, respectivamente. En Chile los terrenos con buenas condiciones para aprovechar el recurso eólico son numerosos y se ubican a lo largo de todo el país, destacándose principalmente las zonas costeras. ACERA estima el potencial del país en 40 GW para este recurso. La desventaja más crítica de este tipo de tecnología es la variabilidad con la que operan los generadores, acarreado por la naturaleza no constante de la intensidad del viento. Esto significa un enorme inconveniente para evaluar los proyectos de generación de este tipo. Por esto se requieren exhaustivos estudios y mediciones en terreno. 1.4.3 Energía de pequeñas centrales hidráulicas La energía hidráulica se obtiene directamente de los flujos de agua que actúan generando energía mecánica en turbinas, que alimentan a equipos generadores que producen la electricidad. El agua es un recurso renovable que tiene un ciclo natural permanente y la tecnología de centrales que lo aprovecha es un proceso eficiente, confiable y durable, que tiene ventajas comparativas frente a otras fuentes, considerando sus bajos costos de operación y mantención (Ver Tabla 1.1.). Las centrales hidroeléctricas pueden clasificarse dentro de dos tipos: centrales de pasada y centrales de embalse. Las primeras aprovechan directamente la energía cinética del cauce de agua donde se encuentra la central. Las centrales de embalse almacenan el agua y aprovechan como energía primaria la potencial del agua. Para la legislación chilena, las centrales hidráulicas de una capacidad menor a 20 MW son consideradas como Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Actualmente la Agencia Internacional de la Energía (IEA) subclasifica a estas centrales como mini hidro a las de potencia mayor a 300 kW y como micro hidro a las con potencia menor a este valor. 11 En Chile, el potencial de generación de pequeñas centrales hidráulicas ha sido estimado por ACERA en 20 GW. Existen actualmente proyectos por más de 3000 MW [catastro APEMEC] que esperan ser aprobados para ser ejecutados. Sin embargo, existen numerosas barreras a las que estas iniciativas se ven enfrentadas, las cuales involucran desde demoras en tramitación de permisos hasta la no existencia de criterios claros en normativas ambientales o de mediación entre partes. 1.4.4 Biomasa La energía que se puede obtener de la biomasa se basa en la utilización de este elemento, que es materia orgánica de origen vegetal o animal. Los métodos que existen para aprovechar este recurso son la combustión directa de la biomasa, el tratamiento de residuos orgánicos y el cultivo de algunas plantas y granos, a partir de las cuales se obtiene biogás y biocombustibles, usados como sustitutos de compuestos petroquímicos. La explicación del por qué una combustión de este material no se considera como una emisión de CO2 a la atmósfera es que este componente ya fue previamente captado por los organismos durante su crecimiento, por lo tanto la biomasa no representa un aumento en las emisiones de CO2. Las formas en que se puede encontrar la biomasa son variadas y los que comúnmente se utilizan para su aprovechamiento energético son cuatro: - Biomasa natural, que no ha tenido ninguna intervención humana. Biomasa residual seca, que incluye sólidos no utilizados en actividades agrícolas y ganaderas, forestales y de procesos de transformación de la madera y agroalimentarias. - Biomasa residual húmeda, son los vertidos denominados biodegradables, como aguas residuales y residuos ganaderos. Cultivos energéticos, como maíz, raps, girasol y plantaciones para producir biocombustibles. En Chile, el uso de la biomasa se ha dado principalmente a través del uso de la combustión directa de residuos industriales y el aprovechamiento de gases extraídos de vertederos basura. Se ha estimado un potencial para el año 2025 de entre 461 a 903 MW. 12 1.4.5 Energía Geotérmica La energía geotérmica aprovecha el calor contenido bajo la superficie terrestre. Este recurso suele encontrarse comúnmente en zonas de alta actividad volcánica y fallas geológicas, que es donde abundan los fenómenos que generan calor bajo la tierra. Las tecnologías que han sido desarrolladas para explotar estos recursos son diversas y se diferencian en el objetivo de la central, que puede ser aprovechamiento térmico o eléctrico. Para la producción de electricidad se utilizan básicamente sistemas de obtención de agua, vapor o aire caliente a través de emanaciones subterráneas, como géiseres. También es posible inyectar agua fría dentro de cámaras perforadas sobre fuentes de calor subterráneas. La identificación de focos para el aprovechamiento del recurso geotérmico implica significativos y especializados estudios, lo cual es una gran dificultad para el desarrollo de esta tecnología. Chile se encuentra ubicado sobre una zona geográfica denominada “Cinturón de Fuego del Pacífico”, la cual concentra las mayores actividades sísmicas y volcánicas del planeta y representa un gran potencial para la generación geotérmica. Se ha calculado un potencial bruto de 16 GW en Chile [FCFM U. de Chile, 2011 (revista n°55)]. 1.4.6 Energía Marina La energía con la que se mueven las masas oceánicas es enorme y ha sido posible transformarla en electricidad. La llamada energía mareomotriz resulta del aprovechamiento de grandes flujos de agua como variaciones de mareas o corrientes marinas o energía de las olas. La mayoría de las tecnologías que buscan desarrollar este recurso se encuentran en fase de estudio o desarrollo, por lo que en el mundo entero la experiencia todavía existen muchas variabilidades en los costos y eficiencias. Los diferentes métodos utilizados están definidos por el tipo de flujo que se quiere aprovechar. Se han desarrollado sistemas para aprovechar la energía de las olas (undimotriz), la variación de las mareas (mareomotriz), de corrientes marinas y variación de temperatura y salinidad del agua. Chile es uno de los países con condiciones más favorables para el aprovechamiento del recurso energético proveniente del océano. Esto, gracias a la extensa franja costera y sus 13 especiales características. Sin embargo, aún no se han presentado proyectos de generación en ninguna de las variantes. 1.4.7 ¿Por qué no se usar sólo EERR? Comúnmente, las energías renovables han sido más caras de producir y usar que los combustibles fósiles. La evolución en los costos de las diferentes tecnologías ha demostrado permanentes disminuciones en los costos, lo que hace suponer una pronta competitividad dentro del mercado. Sin embargo, los costos de desarrollo siguen siendo superiores a las grandes centrales hidráulicas y tanto parques eólicos como solares todavía presentan costos de desarrollo mayores que las centrales de carbón. Costo Inversión [US$/kW] 1.950 2.100 3.550 3.000 2.350 6.000 2.000 750 3.200 Costo Operación [US$/MWh] 5 5 2 5 48 17 8 91 0 Hidro Embalse Hidro Pasada Geotérmica Mini Hidro Carbón Nuclear Eólica GNL Solar Fotovoltaica Diesel 720 218 * No incluye costos de transmisión asociados. Factor de Planta Promedio 65% 65% 85% 65% 85% 85% 30% 65% 25% Costo de Desarrollo [US$/MWh]* 38 41 47 55 83 89 96 105 165 65% 234 Tabla 1.1: Costos en diferentes tecnologías de generación (*) Fuente: Systep, 2011 En Chile, los recursos de energía renovable, además, se encuentran ubicados normalmente en áreas remotas, lo cual hace significativamente caro construir instalaciones de transmisión para llevar la energía generada a los centros de consumo. En el caso del viento, comúnmente los lugares con condiciones más favorables para su aprovechamiento se encuentran ubicados en las zonas costeras, alejadas de los centros de consumo, al igual que los causes propicios para la instalación de mini centrales hidroeléctricas. La situación ideal se hallaría en la producción “in situ” de la 14 electricidad, o la consolidación de los PMGD. Es decir, generar la energía en el lugar donde será consumida, lo cual disminuiría la necesidad de disponer de sistemas de distribución de electricidad. Por otro lado, los recursos renovables no se encuentran la totalidad del tiempo disponibles, ya que dependen críticamente de las condiciones temporales atmosféricas, como la velocidad del viento o la intensidad de radiación solar existente. Esto dificulta la planificación de una producción y aumenta los riesgos asociados al negocio. Se está trabajando mundialmente en desarrollar técnicas para almacenar los excedentes de energía, como baterías, bombas o pilas de combustible hidrógeno, que resulten más económicas que las alternativas actuales. Figura 1.4: Velocidad del viento en Lengua de Vaca. Fuente: Mohr, Ricardo, “Inserción de generadores de energía renovable en redes de distribución”, PUC, 2007. Cabe destacar, que la energía marina, si es una fuente permanente, debido a la estacionalidad de las mareas y la constancia del oleaje. Por esta razón la operación de esta tecnología si puede ser programable y estable. 15 1.5 Situación energética actual. La aplicación de la Ley que promueve la inversión en ERNC en Chile ha tenido efectos positivos, pero actualmente existen ciertas dudas respecto al real impacto que esta normativa ha tenido. El año 2010, primero en que se aplicó realmente la Ley 20.257, la participación de las ERNC en la matriz chilena llegó a un 3,1% de la generación total, con una generación total de energía de 1.350 GWh (SIC). Figura 1.5: Participación ERNC Chile. Fuente: CDEC-SIC, Valgesta Energía A pesar de la normativa, la participación de las ERNC no llega a niveles significativos, ni alcanza el 5% de la obligación. Esto se explica principalmente debido a la excepción de la obligación incluida en la Ley para todos los contratos previos al año 2007, los cuales representan aproximadamente el 80% del total. En el caso de los contratos posteriores a 2007 el incremento en ERNC también se ha visto atenuado, ya que muchas empresas han pagado preferentemente las multas correspondientes antes de realizar contratos para cubrir sus obligaciones de retiros de ERNC. Sin embargo, el contexto actual parece favorable y existe un creciente interés por invertir en ERNC, lo que queda demostrado con la gran cantidad de proyectos que ingresan a los sistemas de evaluación ambiental (más de 1.800 MW aprobados en 2010 en SEIA5 y existe una iniciativa de impulsar el desarrollo para llegar a un 20% de participación ERNC para el año 2020 a través de la legislación. 5 Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), http://centralenergia.cl/2010/07/28/proyectos-ernc/. 16 Las barreras que enfrentan las ERNC no son sólo económicas, sino que también políticas, sociales, administrativas y ambientales. A propósito de este tema, en el país se ha gestado una amplia discusión social dedicada a responder qué alternativas de generación eléctrica resultan más convenientes para desarrollar la matriz energética del futuro de Chile. Existe consenso de que la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles es la opción menos deseada, debido a las grandes emisiones de CO2 que acarrea su operación. Pero, como ya se mencionó, la crisis energética mundial es una realidad y Chile no está apartado de esto. Es por esto que existe un imperativo de aumentar la capacidad de generación sin dejar de lado la seguridad de suministro ni la conservación del medio ambiente. La disyuntiva actual radica en cómo incrementar la potencia instalada interviniendo lo menos posible el medio ambiente y en los plazos necesarios. Tradicionalmente, Chile ha contado con una matriz energética compuesta básicamente por centrales termoeléctricas y grandes hidroeléctricas de embalse, cada cual con aproximadamente 50% de participación. Actualmente, ambas tecnologías son públicamente rechazadas por la ciudadanía. Dos casos emblemáticos que muestran esto son la central termoeléctrica Barrancones, proyecto que fue detenido por el mismo Presidente de la República, frente a presiones ciudadanas en Agosto de 2011, y el mega proyecto hidroeléctrico de Hidroaysén, el cual, a pesar de haber sido aprobado en las primeras etapas de evaluación ambiental, significó una gigantesca batalla mediática y una enorme oposición ciudadana, lo cual permanece hasta la actualidad y pone en duda la aprobación del proyecto en su totalidad. Existe también controversia en Chile sobre la opción nuclear. La reciente tragedia ocurrida en Fukushima, Japón tras el terremoto hace temer a muchos de la posibilidad de tener centrales nucleares en el país y enfrentarse al riesgo de un desastre nuclear. El desarrollo de un programa nuclear en Chile se ve necesario por algunos, mientras que muchos expresan su fuerte rechazo a esta tecnología que representa el 8% de la potencia mundial instalada6 y que no produce emisiones de CO2. La opinión más ambientalista exige un recambio radical en la matriz energética y propone el fomento exclusivo a la inversión en energías renovables no convencionales. Sin embargo, éstas presentan desventajas como intermitencia de generación (solar, eólica), altos costos de desarrollo y bajos factores de planta. Consecuentemente se debe plantear una matriz que considere la inclusión de distintos tipos de generación eléctrica, 6 REN21, Renewables Global Status Report 2010. 17 los cuales puedan complementarse para entregar un suministro seguro, de calidad y lo más ambientalmente amigable posible. Así, la institucionalidad ambiental ha desarrollado rigurosos procesos de estudios y evaluación de impacto para los proyectos, lo cual se presenta como una barrera considerable para la aprobación que conduce a la construcción de las centrales. Uno de los temas más relevantes dentro del proceso de desarrollo de un proyecto de ERNC (y de un proyecto de generación en general) es la construcción de la línea de transmisión destinada a evacuar la energía generada. Esto tiene un impacto muy significativo en la realización de la iniciativa, ya que es un elemento imprescindible para el objetivo final de ésta, que es entregar energía a los centros de consumo, y normalmente acarrea dos consecuencias que pasan a ser barreras para que un proyecto de generación llegue a materializarse. Estas barreras son: - - La construcción de la línea de transmisión de electricidad tiene un costo elevado, que aumenta enormemente la inversión y que puede superar el 50% de la inversión total en la central generadora. Esto contrasta con el caso de grandes centrales hidroeléctricas, donde, dentro de la inversión, el costo de la línea no supera el 10%. La construcción de la línea requiere de la aprobación ambiental y de la aceptación vecinal. Esto significa largos periodos de burocracia en la institucionalidad pública y complejas negociaciones con los propietarios de los terrenos por donde el cableado eléctrico pasaría. Esto último acarrea también costos de servidumbres, los cuales suelen ser muy elevados. Este trabajo pretende abarcar la problemática actual con la que realizadores de proyectos de energía renovable no convencional se encuentran en el momento en que se pretenden transmitir la electricidad generada hacia centros de consumo a través de una línea conductora. En el capítulo siguiente (Capítulo II) se realiza una revisión internacional de las metodologías empleadas en distintos países del mundo para afrontar el tema de la conexión de centros de generación a la red eléctrica. Se hace énfasis en la asignación de costos entre el interesado y el operador de la red eléctrica, además de considerar los incentivos que cada país ofrece a la inversión en esta materia. Además se revisa el caso de Chile y los estímulos de parte de la institución CORFO y la revisión del recientemente publicado informe de la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE). 18 En el Capítulo III se documenta la elaboración de un programa computacional que elabora diseños de redes de evacuación de energía para cuencas dentro del territorio nacional que concentren grupos de proyectos de generación. El producto, elaborado en Matlab, entrega una solución de diseño óptima en cuanto a cantidad de conductor a utilizar y entrega la información de los costos repartidos para los distintos actores. 1.6 Sector Mini Hidro en Chile: Casos. 1.6.1 Carrán 1.6.1.1 Antecedentes generales Carrán Ltda. es la empresa propietaria del fundo llamado Carrán, ubicado en la zona de lago Maihue, en la Región de Los Ríos, zona del sur de Chile de clima continental húmedo, rica en recursos hídricos, como ríos y lagos. Dentro de éste tiene varios proyectos de generación mini hidro que suman aproximadamente 80 MW en su totalidad. Uno de ellos ya entró en operación con una capacidad de 0,42 MW y otros dos se encuentran en fase de ingeniería básica. Éstas son la centrales hidroeléctricas Chilcoco y Melipúe, de 12 y 24 MW respectivamente. Los proyectos se encuentran ubicados geográficamente muy cerca uno del otro, en una zona a orillas del lago Maihue, cercano al lago Ranco. La inversión para el primer proyecto ha sido estimada en US$22 millones. El caudal del estero Chilcoco es bastante estable y tiene la particularidad de que el Lago Huishue, ubicado en la parte superior de la cuenca, no tiene desagüe superficial durante gran parte del año, lo que significa que la mayor parte del caudal del estero se debe sólo a afloraciones ubicadas en el tramo más cercano a la bocatoma. El valor mínimo registrado fue de 12,59 m3/s el año 2002 y el máximo fue 14,97 m3/s, en 2004. Esto es muy positivo para la rentabilidad del proyecto y permitiría a la central generar anualmente 75,5 GWh, con un factor de planta de aproximadamente 85%. La altura neta de caída para la central corresponde a 84,5 metros (Ref: Carrán Ltda.). El caudal del estero Chilcoco, está compuesto de la adición de las componentes pluvial y de filtraciones. Se estimó un caudal ecológico para el estero de 1,4 m3/s (Ref: Carrán Ltda.). 19 Para el proyecto a instalarse en el Rio Melipúe se requiere de una inversión aproximada de US$32,4 millones, con lo que se pretende construir una central mini hidro que produzca una energía anual estimada de 117 GWh, con una potencia instalada de 24 MW, proporcionados a través de una altura de caída neta de 84,5 metros. El rio Melipúe presenta un caudal de 30,5 m3/s. Ambos proyectos serán conectados a una línea de 66 kV, lo cual, como en muchos otros proyectos mini hidro, es el gran problema para la viabilidad. 1.6.1.2 Conexión y dificultades En un principio, el año 2004, el dueño del proyecto, Carrán Ltda., presentó a la empresa distribuidora de la zona su interés de desarrollar los proyectos en cuestión. Frente a esto se analizó la información de consumo en la zona, es decir, la cuenca del Lago Ranco con todos los poblados y centros de producción agrícola, como, por ejemplo, lecherías, constatándose que la demanda punta que presentaba la zona en esa época era de no más de 1,5 MW. Por esta razón, la inyección por parte de cualquier generación pequeña significaba una inversión en los flujos en la red de distribución. Esto significó que los proyectos de generación de Chilcoco y Melipúe necesariamente debían ser conectados a nivel de transmisión, es decir, al Sistema Interconectado Central. Existía, por lo tanto, una necesidad real de conexión, lo cual dejaba dentro de las alternativas invertir personalmente en una línea de transmisión de aproximadamente 100 kilómetros, que, de ser considerada, no ponía en riesgo la rentabilidad del proyecto. Esto debido a los excelentes niveles de producción y factores de planta de las centrales. Otro punto a considerar es que la zona donde se encuentran ubicados estos proyectos, la cuenca del lago Ranco, reúne además varios proyectos de centrales de generación mini hidro, que se estiman que en total sumen alrededor de 200 MW. Por esto es que para el diseño de la línea se considerará la presencia de ellos, de manera de contar con una solución común y financiada conjuntamente por los diferentes involucrados. Para encontrar una solución óptima, considerando dimensionamiento, ubicaciones, puntos de conexión y flujos, existe un problema de financiamiento, debido a que los diferentes privados involucrados no cuentan con los recursos para esto, que son valores importantes de dinero. Sin embargo, por una iniciativa de Carrán Ltda. y dos privados más de la zona, se realizó un estudio para evaluar el proyecto de conectar un total de aproximadamente 80 MW al sistema, construido por una transmisora particular. Este 20 estudio dio como resultado una recuperación de la inversión hecha para transmitir la potencia generada en un plazo de siete años, considerando un valor de AVI de 10%, COMA de 3% y la utilización del 10% de los ingresos por generación para el pago de la línea. Todo esto esperando un precio de la energía (costo marginal) de 100 US$/MWh. Con esto se vio reflejada la viabilidad de una conexión común, desde el punto de vista financiero. Las dificultades aparecen cuando el constructor de la línea, el transmisor, ve que las garantías que tiene no son seguras debido a la incertidumbre de que todos los proyectos terminen utilizándola. Además, para el inversionista de la línea es necesario tener garantías con respecto a los tiempos de conexión e inicio de inyección de la producción de cada generador. La solución común se hace obligatoria si se pretende construir sólo una línea en la zona. Por esto, los estudios de diseño implican el análisis de la ubicación de los alimentadores y las subestaciones. 1.6.2 Hidroeléctrica Ensenada 1.6.2.1 Antecedentes generales En marzo de 2009 comenzó la construcción del proyecto hidroeléctrico Hidroeléctrica Ensenada, iniciativa de la empresa española Hidrolena, a través de su sociedad vehículo Enertrón. La oportunidad fue concebida dentro de un acuerdo con quien era el propietario del proyecto en 2007, Alex Ziller, que pretendía construir una planta hidroeléctrica con una potencia máxima de 4 MW, el cual fue comprado por Hidrolena y rediseñado para aumentar su capacidad. El proyecto se encuentra ubicado en la cuenca del Río Blanco, en la provincia de Llanquihue, en la región de Los Lagos y considera como primera etapa la construcción de una planta de 6,8 MW, la cual representa un costo aproximada de 11 MMUS$. La captación de las aguas del Rio Blanco se hace a través de una bocatoma sumergida en el cauce del río y se dirigen dentro de una tubería metálica para llegar a la casa de máquinas de la central (4 km más abajo del punto de captación) donde serán turbinadas en tres turbinas Pelton y posteriormente regresadas a su cauce natural en forma 21 gravitacional. En distintas épocas del año, el Rio Blanco provee un caudal máximo y mínimo de y 2 m3/s respectivamente. Dentro del diseño de la central se contempla una diferencia de altura bruta de 210 metros en un tramo horizontal de 3,8 km. y el caudal ecológico que definió la Dirección General de Aguas fue 0,37 m3/s (Ref: Hidrolena). 1.6.2.2 Conexión La conexión de la central al sistema contempla la construcción de una línea de 50 kilómetros. En principio se analizó la alternativa contemplada por el antiguo propietario de utilizar una línea de distribución aérea existente de la empresa Crell, inyectando la energía a aproximadamente 2 kilómetros de Ensenada. Sin embargo, los estudios indicaron que la capacidad de este cableado no era suficiente para evacuar la producción de la central. De esta manera, la empresa materializó dentro del proyecto la construcción de una línea desde Ensenada a Puerto Montt, donde se conectaría a la subestación Melipulli, de Saesa. La necesidad de financiar un cableado propio para conectar la central a la red significó un cuestionamiento por parte de la empresa de sobre si el proyecto seguía siendo rentable. Frente a esto se realizó la evaluación y los estudios correspondientes con lo que se determinó que la opción de realizarlo seguía siendo conveniente, debido principalmente, a los grandes niveles de producción que permitían las condiciones pluviales y nivales del emplazamiento. Es decir, la relación entre los montos de inversión y los flujos de venta de la electricidad producida eran muy buenos. La planta tiene una generación de energía estimada en 33,4 GWh al año con un factor de planta de 50%, una gran productividad que explica lo atractivo del proyecto. También de una gran relevancia para decisión de Hidrolena respecto a la línea de transmisión fue tener en carpeta tres proyectos más que podrían realizarse en el mediano plazo en la misma cuenca y que podrían aprovechar la presencia de las instalaciones de transmisión. Sin embargo, es importante mencionar que dejando de considerar la existencia de estas tres centrales adicionales, la evaluación del proyecto seguía entregando una rentabilidad positiva para el proyecto, pero lógicamente menos atractiva. 22 1.6.2.3 Dificultades Dentro de la planificación y tramitación del proyecto, la empresa encontró importantes dificultades en lo relacionado a la solicitud de la vía para la línea de transmisión. Esto último está referido a la obtención de los permisos necesarios para construir la obra civil. Dentro de las razones que causaron estas demoras y problemas estuvieron los desacuerdos y los conflictos entre la empresa y los propietarios de los terrenos afectos al paso de la línea y diferentes instituciones públicas. Durante el proceso realizado para el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) se presentaron apelaciones de distinto índole. El proceso se convirtió en un tema regional e involucró el debate en el ámbito político, donde las figuras públicas participaron del lado de los propietarios de terrenos. Esto generó trámites aún más engorrosos y difíciles de llevar a un acuerdo, debido a la gran cantidad de objeciones a la línea que se presentaron con el apoyo de los políticos, aludiendo a razones que en muy pocos casos resultaban ser objetivas y técnicamente justificables. Un ejemplo de esto fueron apelaciones con respecto a la emisión de campos electromagnéticos que las instalaciones de transmisión de electricidad podrían presentar. En Chile no existe una norma relativa a los valores de exposición a estos campos, por lo que se siguen las experiencias internacionales, estableciendo una franja de seguridad, fuera de la cual, la acción de los campos en cuestión es despreciable. También se presentaron alegatos respecto a la deterioración de la visibilidad producto de la línea. Sin embargo, esto será mínimo y la visión de la línea será filtrada, apreciándose incluso menos que los cables hoy existentes de la línea que lleva la electricidad a los poblados de la zona (Ref: Hidrolena). Además de esto, el proyecto requería de una “Declaración de Impacto Ambiental”, sin embargo, los requisitos que esto implicaba terminaron transformando este trámite en algo similar a un “Estudio de Impacto Ambiental”, lo que implica una inspección mucho más exhaustiva del sector y sus características potencialmente afectadas por el proyecto. Dentro de este marco se realizaron estudios de suelo, vegetación y fauna, además de la certificación arqueológica, elementos encargados a consultoras. Debido a requisitos ambientales de la Intendencia Regional, la línea fue sobredimensionada y construida finalmente para una capacidad de 66 kV ampliable a 110 kV, pese a que para el proyecto hubiera sido suficiente una instalación de una tercera parte de esta capacidad. 23 Con la distribuidora, Hidrolena estuvo por mucho tiempo en negociaciones respecto a los precios, determinados por los valores costos del proyecto: AVI, COMA, peajes, la subestación a construir, etc. En este proceso la empresa generadora se enfrentó a una desventaja frente a las proporciones distintas en los tamaños de las partes, dándose, previas al acuerdo, asimetrías de información y un poder de negociación menor para Hidrolena, aplazándose la ejecución de las etapas posteriores. Finalmente se llegó a consenso y se firmó contrato, dentro de lo cual se estipuló el compromiso de Hidrolena de vender las instalaciones de la línea de transmisión a la distribuidora a un precio acordado. 1.6.3 Proyecto “Generación”7 1.6.3.1 Antecedentes generales El proyecto “Central Hidroeléctrica Generación” fue uno de los primeros en nacer en el sur de Chile, específicamente ubicado en la Región de los Ríos. El proyecto es una iniciativa de una empresa familiar que es propietaria del terreno donde se instalaría la central. El año 2004 se obtuvieron los derechos de aguas en el “Rio Generación”, para instalar una central hidroeléctrica de 2,4 MW. El proyecto considera un caudal de 2 m3/s, con una caída de 90 metros. Se consideró un caudal ecológico de 0,42 m3/s .La inversión necesaria fue de US$4 millones, lo que permitiría a la central, en total, producir 13.440 MWh al año, con un factor de planta de 80%. 1.6.3.2 Dificultades La conexión a la red de distribución de la zona ha presentado muchas dificultades. Como otros casos de proyectos mini hidro del sur de Chile, la capacidad de la central “Generación” sobrepasa la demanda máxima de la zona, por lo que los flujos se 7 Dentro de este caso, por confidencialidad de la información, se omitió los datos particulares y se reemplazó por nombres genéricos. 24 invierten. Esto implica estudios específicos y negociaciones más engorrosas con la empresa distribuidora, sobre todo porque no existe ninguna legislación que regule la conexión de un PMGD cuando éste invierte los flujos de distribución. Por esta razón, la empresa se vio forzada a construir una línea de transmisión personal para evacuar la energía producida en la central. El año 2009 se comenzó a trabajar con una empresa consultora para estudiar la construcción de la línea de transmisión y proponer una conexión óptima al sistema. Sin embargo, los costos que esto significaba implicaban una evaluación negativa de la rentabilidad del proyecto, ya que alcanzaban valores equivalentes al 50% del proyecto total. Sin duda, asociarse con las empresas distribuidoras de la zona podría ser atractivo en la búsqueda de soluciones que puedan favorecer a ambas partes. Es por esto que se comenzó a negociar con la gerencia de la distribuidora, quienes acogieron la solicitud. No obstante, avanzado el proceso, se supo que la conexión de “Generación” sería muy dificultosa y que reforzar la línea para este fin implicaba, entre otras cosas, cortar el suministro a clientes. Es por esto que se encargó un estudio a la distribuidora, la cual propuso la construcción de una nueva línea, la cual finalmente sería propiedad de la ella, así como también las servidumbres correspondientes. Los costos que determinó la empresa distribuidora, con todo lo que indicaba el estudio eran aún mayores; 2,5 veces más que la evaluación hecha por la consultora privada. Esto debido a las elevadas exigencias técnicas que la empresa distribuidora hacía. De cierta manera, el actuar de la empresa distribuidora estaba fundamentado en la falta de interés por conectar un elemento que no le generaba grandes beneficios, más bien era una problemática para cumplir con las obligaciones que les compete la Ley N°20.257, de ERNC. Finalmente, se negoció con otra empresa distribuidora de la zona, de menor participación, pero que accedía a conectar la central “Generación” a costos más razonables. Con esto, la línea se materializó y fue construida para evacuar la energía de la central. 1.6.4 Problemáticas del sector Las dificultades con las que los gestores de proyectos de mini centrales hidráulicas se encuentran a través del desarrollo del proyecto consideran diferentes áreas como las técnica, financiamiento y normativa. 25 La principal traba es, sin duda, la tramitación para lograr una conexión al sistema eléctrico que permita evacuar la producción de la central. Es allí donde se encuentra el “cuello de botella” de todos los proyectos, no sólo de centrales mini hidráulicas, sino que también para todo tipo de planta de generación de energías renovables no convencionales. Las trabas son de diverso índole, pero hay consenso dentro de los inversionistas de que todavía no existe una voluntad nacional completa de estimular el ingreso de Generadores ERNC al sistema. Esto debido a que los procesos definidos para materializar esta conexión parecen no ser los adecuados para que los Generadores ERNC puedan llevarlos a cabo. Como en cualquier proyecto, la evaluación de flujos es lo más significativo y obviamente los costos juegan un rol principal. Para casos de PMG se ha observado que usualmente la construcción de tendido eléctrico para transmitir lo generado en la central significa una muy considerable proporción de los costos totales del proyecto. Esto se debe a dos razones principalmente: la posición desfavorable de los PMG en las negociaciones con las empresas de distribución, junto con las desproporcionadas exigencias técnicas por parte de éstas; y las numerosas trabas burocráticas y de negociación asociadas a permisos y normas que tanto la legislación como las comunidades exigen. Los PMGD se ven desfavorecidos, debido principalmente a temas de magnitud de las partes en las negociaciones que el proceso implica. En el momento en que se pretenden definir los precios de venta de la energía, la empresa distribuidora se ve aventajada, debido a su posición monopólica en la zona y es capaz de mantener precios dentro del margen que a ella le parezcan atractivos. Además, existe una importante asimetría de información en las conversaciones, lo que significa un menor poder de negociación frente a las distribuidoras, quienes agregan problemáticas al poner exigencias técnicas inalcanzables para el inversionista. De alguna manera, esto último se podría entender como un resquicio que disponen las empresas distribuidoras para evadir trabajar con conexiones a PMGD, con lo que complican el avance de los proyectos. Con respecto a centrales de mayor magnitud, no considerados PMGD, la problemática radica en encontrar una solución de conexión al sistema que minimice los costos y que satisfaga todas las exigencias ambientales y técnicas. Generalmente, en una cuenca hidrológica se pueden definir numerosas soluciones o configuraciones de conexión para uno o diferentes centros de generación. Para escoger uno se deben realizar estudios especializados y se debe cumplir las respectivas exigencias y normativas relacionadas al desarrollo de un proyecto de este tipo. 26 II. REVISIÓN INTERNACIONAL DE NORMATIVA PARA CONEXIÓN DE CENTRALES DE GENERACIÓN RENOVABLES Introducción El desarrollo mundial de las energías renovables ha obedecido a un proceso de cambio global de carácter económico y social. La llamada “energía verde” es hoy un bien ampliamente valorado por la sociedad, por lo que en todo el mundo gobiernos y empresas han visto sobre sí la responsabilidad de actuar a favor esta renovación. Los incentivos a estas tecnologías han sido tradicionalmente necesarios en vista de la todavía insuficiente madurez de las tecnologías de generación renovables, lo cual ha significado un apoyo a la inversión a través de tarifas de venta preestablecidas y aseguradas, subsidios, asignación de prioridades a estas nuevas tecnologías o financiamiento parcial de la inversión a ejecutar, principales medidas tomadas en diferentes partes del mundo. Se ha avanzado mucho en materia legislativa, no sólo en países industrializados, sino también en los llamados emergentes. La necesidad de acogida de estas nuevas tecnologías ha motivado a países a definir nuevas leyes y normas y a redefinir las que previamente existían. Todo esto en relación a los procesos mismos de entrada en operación de una central de energía a partir de fuentes renovables, donde se ha puesto principal énfasis en los sistemas tarifarios, al ser estos el incentivo de inversión y la principal fuente de ingresos del proyecto. Sin embargo, y pese al gran avance en la coordinación e incorporación de estas nuevas tecnologías dentro de la generación global, aún existen temas importantes que no han sido del todo solucionados en países como Chile con respecto a la incorporación de las nuevas centrales a la red de suministro nacional o a su utilización efectiva para el abastecimiento de consumos. Esto tiene que ver principalmente con la forma en que los proyectos de generación son anexados a la red de transmisión o distribución. La razón del problema tiene que ver principalmente con la ubicación de las fuentes de energía renovable como viento, radiación solar o cuencas hidrológicas aptas. Es decir, al no tener las personas la posibilidad de escoger los lugares donde se encuentran ubicados los recursos energéticos, se debe ir hacia ellos y transportar la energía hasta donde es demandada. Esto significa un considerable costo en infraestructura que es responsabilidad del generador, lo cual representa justamente el tema más delicado para que un medio de generación se incorpore a la red. Muchos proyectos de generación 27 pequeños se han visto limitados debido a los requerimientos técnicos exigidos por la normativa y las empresas distribuidoras, los cuales resultan inalcanzables para esos niveles de inversión. Este problema no es exclusivo de Chile y ha sucedido en la mayoría de los países donde se han ejecutado políticas de inclusión de energías renovables como alternativa a los medios de generación convencionales. Esta sección pretende exponer los casos de diferentes países que en mayor o menor medida han sido exitosos en este proceso y cuáles son las obligaciones contractuales y de asignación de costos entre las partes involucradas. 28 2.1 Chile 2.1.1 Incorporación del proyecto de ERNC al sistema eléctrico La normativa chilena relacionada a la inclusión al mercado de proyectos de generación de ERNC se aplica a cuatro etapas principales dentro del proceso, desde la definición de la alternativa seleccionada hasta la puesta en marcha de la central, lo cual se lustra de manera general en la Figura 2.1. Este trabajo se centrará en la etapa de conexión de un Generadores ERNC al sistema eléctrico. Figura 2.1: Etapas de integración al mercado. Fuente: http://www.cer.gob.cl/ En principio se identifica la naturaleza de la conexión, es decir, a qué parte del sistema corresponde, ya sea distribución o transmisión, ya que la normativa técnica es diferente para cada sistema de conexión. Las normas involucradas en este proceso son la Norma Técnica de Conexión y Operación en media tensión (NTCO) y la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSCS). Estas dos normas, como se mencionó, se aplican distintivamente a conexiones a sistemas de distribución transmisión respectivamente. La distinción está dada básicamente por los valores de voltaje de la red, donde hasta 23 kV se clasifica 29 dentro de sistemas de distribución. En la Tabla 1.1 se observa la distinción de estas normas en función de la conexión. Sector de conexión Norma que aplica Distribución NTCO (0,4kV < V <= 23kv) Transmisión NTSCS (23kV < V < 500kV) Tabla 1.2: Normativa aplicable en función de sector de conexión. Fuente: Elaboración propia. 2.1.2 Conexión a redes de distribución. Fase 1 En una primera fase, el procedimiento para conectar un PMGD a la red de distribución sigue los pasos a continuación: 1. El interesado en conectar un PGMD a la red informa por escrito su intención a la empresa distribuidora correspondiente, llenando la “Solicitud de Información de las Instalaciones”. Se debe enviar copia a la SEC. 2. En un plazo de 15 días la empresa distribuidora proporciona la información con respecto a sus instalaciones requeridas para el diseño y la operación del PMGD. Estos antecedentes son los siguientes: a. Plano geo-referenciado con identificación, características técnicas y ubicación de puntos singulares (equipos de maniobra, interrupción y compensación, puntos de derivación, puntos donde se ubican otros equipos de protección, control y comunicaciones, y puntos de conexión de los usuarios del sistema de distribución). b. Las secciones y tipos de conductor para cada parte del trazado de la red. c. La demanda de diseño del alimentador en la cabecera. d. Los proyectos de inversión para un horizonte de 18 meses que podrían afectar la información proporcionada. e. La capacidad de cortocircuito de la subestación que alimenta la red. 3. Con la información de la empresa de distribución, el interesado realiza la ingeniería del proyecto. Una vez concluido esto último y habiéndose determinado el punto de conexión a la red, el interesado proporciona la “Solicitud de Conexión a la Red”(SCR), documento que contiene la siguiente información: a. Plano de las instalaciones, incluyendo la designación y límites de terreno. b. Disposición y diagrama unilineal de todas las instalaciones eléctricas, con los datos de los equipos considerados, incluyendo posibles líneas y 30 c. d. e. f. g. h. i. subestaciones en media tensión, de unión con el cliente, longitudes de cables y líneas y esquemas de subestaciones. Datos de los transformadores a utilizar. Descripciones de las protecciones. Corriente de cortocircuito en el punto de conexión. Descripción del tipo y forma operativa de la máquina motriz, generador y, eventualmente, inversor o convertidor de frecuencia y la forma de conexión. Protocolos de pruebas para inversores y convertidores de frecuencia. Informe acerca del impacto del PMGD en el punto de conexión. Información de controladores de voltaje y frecuencia y sistema de control y protecciones. La “Solicitud de Conexión a la Red” debe ser enviada a la empresa distribuidora respectiva y a más tardar tres días después de a ésta, a la SEC y al CDEC correspondiente. Fase 2 Luego de la recepción de la SCR, la empresa distribuidora debe remitir, en un plazo máximo de dos meses y enviando una copia a la SEC, dos informes, los cuales tienen como función comunicar la evaluación hecha por parte de la empresa distribuidora a la propuesta del interesado. Estos informes son: - Informe de Criterios de Conexión (ICC): Avisa sobre el acuerdo o desacuerdo por parte de la empresa de distribución con la SCR presentada por el interesado. Esto se fundamenta a través de antecedentes técnicos. - Informe de costos de conexión, lo cual permite justificar los costos adicionales en zonas adyacentes al PMGD. Esto puede demostrar que los ahorros no son mayores a los costos por la operación del PMGD. En caso de un rechazo por parte de la empresa, el interesado deberá realizar una nueva ingeniería del proyecto, seleccionando otro punto de conexión. Sin embargo, el interesado podrá apelar si está disconforme con la resolución presentando una solicitud de correcciones. En caso de ser aceptada, la SCR tendrá vigencia por 18 meses contados desde la recepción del ICC por parte del interesado, el cual debe realizar el Protocolo de Puesta en Servicio, definido en la NTCO, previo a la entrada en operación. Una copia de esto último debe ser remitido a la SEC. 31 2.1.3 Conexión al sistema de transmisión La legislación chilena establece para los sistemas de transmisión troncal y sub transmisión un régimen de acceso abierto, lo cual significa que pueden ser utilizadas por terceros, bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias, a través del pago de la remuneración determinada. Un interesado en una conexión al sistema de transmisión debe, como primer paso, comunicar por escrito su intensión con una anticipación mínima de seis meses, tanto a la CNE como al CDEC correspondiente. Además, el interesado debe entregar los requisitos de diseño que se describen en detalle en la NTSCS. El comienzo de la operación debe ser comunicado a la SEC con quince días de anticipación, a través de un documento que describa las obras que entran en servicio, los equipos y sus características técnicas, además de las relaciones entre los componentes. 2.1.4 Costos de conexión 2.1.4.1 Costos de conexión a redes de distribución La legislación que trata el tema de los costos a sistemas de distribución es el DFL N°4 de 2007 en su artículo 149. Aquí se establece una obligación a las empresas distribuidoras de permitir la conexión a sus instalaciones de los PMGD, cuyos excedentes de potencia sean menores a 9 MW. Con respecto a las obras adicionales necesarias para hacer factible la inyección de la electricidad deben ser ejecutadas por los propietarios de los sistemas de distribución y los costos involucrados son responsabilidad del propietario del Generadores ERNC correspondiente. La forma en que se calculan los costos está definida en el reglamento y se consideran tanto los costos adicionales en las zonas adyacentes al punto de conexión como los ahorros de costos en el resto de la red. Si los costos resultasen mayores a los ahorros, la empresa distribuidora debe proponer al interesado de conectar el PMGD alternativas de pago de la diferencia, ante lo cual el PMGD puede presentar disconformidad, lo cual será resuelto en última instancia por la SEC. 32 2.1.4.2 Costos de conexión al sistema de transmisión Dentro de la normativa actual no existe referencia a los costos de conexión al sistema de transmisión. Es decir, las instalaciones e infraestructura necesaria para conectar el generador a la red son de responsabilidad y costo del interesado. Los costos que corresponden a la conexión a la red están establecidos con los peajes definidos para el transporte de los excedentes. Los requerimientos técnicos necesarios para la integración de nuevas fuentes de generación están determinados por los CDEC. Esto puede significar ampliaciones en la red, lo cual corre por cuenta de todos los usuarios a través de peajes, debido a que se consideran como obras necesarias de expansión y refuerzo de los sistemas. 2.1.5 Incentivos estatales y propuestas 2.1.5.1 CORFO A través de la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) se ha buscado incentivar los proyectos de Energías Renovables No Convencionales a través de mecanismos de financiamiento que hagan más factible el financiamiento. Asociado directamente a las ERNC se encuentra el “Programa de Preinversión en Energías Renovables No Convencionales”, el cual está enfocado en apoyar financieramente los procedimientos previos al comienzo de un proyecto ERNC que están asociados a estudios de consultoría necesarios. A este beneficio pueden postular empresas con proyectos en ERNC por montos mayores a UF 12.000 y que tengan ventas no mayores a UF 1.000.000 al año. Otro requisito es que sus excedentes de potencia sean menores a 20 MW. Subsidia hasta un 50% de los estudios o consultorías con un tope máximo de $33.000.000, Además, el subsidio no puede ser mayor al 2% del total de la inversión. Dentro de los estudios que el “Programa de Preinversión en Energías Renovables No Convencionales” subsidia se encuentran estudios de prefactibilidad, estudios de factibilidad, asesorías especializadas necesarias para materializar el proyecto y el Documento de Diseño de Proyecto (PDD) del protocolo de Kioto. La postulación se hace a través de un Agente Operador de CORFO, quien lo presenta a la Dirección Regional, donde se evalúa enviar a la Instancia Asignadora de Fondos, la cual finalmente decide rechazar, aprobar o solicitar reformulación de los proyectos o 33 programas presentados, de acuerdo al cumplimiento de los requisitos de elegibilidad y la calidad técnica de la postulación. Todo el proceso dura entre uno y dos meses. Además de esto, CORFO cuenta con líneas de crédito destinadas a financiar proyectos ERNC. Estas son líneas de apoyo asociados a proyectos de energía, dentro de lo que se encuentran las ERNC, Eficiencia Energética y Medioambiental. Estos créditos tienen tasa de interés fija y financian montos de hasta US$ 15 millones en el caso de ERNC. Además ofrecen interesantes periodos de gracia. Plazo Monto máximo Periodo de gracia % de la Inversión que debe ser financiado por la empresa Crédito CORFO ERNC Hasta 12 años US$ 15 millones 36 meses Crédito CORFO EE 2-12 años US$ 1 millón 30 meses Crédito CORFO MA 3-12 años US$ 5 millones Hasta 30 meses n/a 15% 15% Tabla 1.3: Resumen créditos CORFO Energía. 2.1.5.2 CADE El 16 de Noviembre de 2011 fue entregado al Presidente de la República el informe de la “Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico” (CADE), grupo transversal de 16 expertos en la materia que realizaron un análisis y presentan propuestas para mejorar la matriz energética de Chile en los próximos años. La Comisión plantea propuestas enfocadas al periodo de tiempo entre 2012-2030, donde abarca desafíos en las áreas de aumento de la capacidad de generación eléctrica, los problemas de transmisión, la accesibilidad del suministro eléctrico, la eficiencia energética, y el modelo institucional, además de la incorporación de ERNC a la matriz. Dentro de las tecnologías energéticas con que cuenta el país, la hidroelectricidad es promovida en el informe de la Comisión, la que destaca la importancia de este recurso, sobre todo el aprovechable en el sur del país. Advierte la necesidad de realizar estudios que resguarden el medio ambiente y el impacto sobre la sociedad, y propone realizar una investigación del recurso por regiones para contemplar opciones de localización de infraestructura de transmisión eléctrica y vial. Una estimación de la propia Comisión estima la existencia de al menos 6.000 MW de recursos hidroeléctricos en la XI Región de Aysén. 34 Respecto a la energía nuclear, la Comisión no descarta el potencial que esta tecnología tiene para participar en la generación eléctrica nacional. En este sentido propone avanzar en todos los aspectos que permitan a Chile decidir en el momento indicado que desee comenzar un programa nuclear de potencia. CADE considera exitosa la implementación de la Ley 20.257 y valora crecimiento que ha tenido el número de proyectos ERNC en el país y la contribución que estos han hecho a la disminución de los costos de producción. La Comisión proyecta una participación de las ERNC en la matriz chilena de entre 12% a 20% al año 2024. Esto, sin la necesidad de introducir cambios radicales en el marco vigente, lo cual puede ser incluso inconveniente. Dentro de los alcances más importantes en lo que a eliminar de barreras a ERNC se refiere, la comisión sugiere lo siguiente: Financiamiento: - Reforzar las líneas de crédito CORFO. Se deberían enfocar en proyectos de - tamaño limitado, con montos máximos de financiamiento por proyecto, priorizando la entrada de inversionistas nuevos. Reducir el riesgo que los proyectos ERNC proyectan, a través de mecanismos que mitiguen la incertidumbre en la variación del precio spot8 y la capacidad de generación. Riesgo en geotermia: - Los altísimos niveles de riesgo en la exploración de la geotermia (las profundas excavaciones tienen baja probabilidad de tener éxito). Esto dificulta el financiamiento. En este contexto se propone una participación del Estado a través de subsidios contingente, en el caso de no tener excavaciones exitosas. Esto, comprometiendo al inversionista a devolver la concesión geotérmica al Estado y a compartir toda la información recogida. Transmisión: - Implementar un subsidio contingente de CORFO para que la línea de transmisión se dimensione con holgura suficiente para conjuntos de proyectos ubicados en cuencas. 8 Precio spot: Valor de venta de la energía definido por el costo marginal de la generación de energía en el mercado. Es calculado por el CDEC respectivo cada 15 minutos. Central Energía: Costos marginales, estrategias comerciales y regulación. (http://www.centralenergia.cl/2011/09/20/costos-marginales-estrategias-comerciales-y-regulacion/) 35 - Propiciar corredores adicionales. Ampliación de las redes de distribución de 33 a 44 kV para hacer viables un mayor número de proyectos PMGD cercanos a estas redes. Transparentar y hacer más expeditos los procedimientos de conexión, disminuyendo las negociaciones y la burocracia. De forma general, el informe de la Comisión apoya el incremento de las ERNC, teniendo en consideración los riesgos que significa implementar tecnologías no competitivas y, tomando resguardos para plantear soluciones que sean amigables con el medio ambiente y que aseguren un suministro eléctrico seguro, eficiente y de calidad. 2.2 Alemania Alemania es el país líder dentro del tema de las energías renovables y cuenta con la mayor proporción de potencia instalada en el mundo9. Esto se basa en un sistema de vanguardia que incentiva la inversión privada en este campo y favorece la gestión y el funcionamiento a lo largo del tiempo de plantas de generación a partir de energías renovables. La Ley Alemana de c a considerar con una serie de medidas estrictas y estructuradas para cada ámbito de la instalación de centrales de energía renovable. El tema de la conexión no es una excepción. En el momento en que una central de generación a partir de energías renovables desea ser conectada a la red de transporte de electricidad se debe seguir un proceso claro de obligaciones y derechos tanto por parte de la central como del operador de la red. La ley EEG obliga a los operadores de red a conectar preferente e inmediatamente toda central de generación de electricidad a partir de energías renovables al punto de conexión que esté más próximo en línea recta al lugar donde se encuentra ubicada la central y que sea apto en cuanto a su nivel de tensión. Esto, en principio, supone un costo mínimo relacionado a la infraestructura necesaria para que la central pueda ser conectada a la red y pueda suministrar de manera adecuada. 9 A fines de 2011, Alemania era el tercer país con mayor capacidad instalada de generación renovable, después de Estados Unidos y China. REN21: “Renewables 2011, Global Status Report”. 36 Al operador de la central le corresponde pagar los trabajos necesarios para acoplar la central, desde el lugar de su emplazamiento hasta el punto de conexión definido. Esto significa toda la infraestructura para llevar la electricidad, así como también los equipos técnicos necesarios. Por otro lado, en el momento en que una central de energía renovable decide inyectar electricidad a la red, el operador de esta última está obligado optimizar, reforzar y ampliar la red inmediatamente para asegurar la adquisición y transmisión de la electricidad generada por la central. Todos los costos que esto implica corren por cuenta del operador de red e incluyen todas las instalaciones técnicas necesarias que sean admisibles desde el punto de vista económico. Un punto a considerar es la posibilidad que tiene el operador de red de escoger un punto de conexión distinto al ya mencionado (más cercano en línea recta), debido a cualquier eventual razón, ante lo cual él deberá asumir los costos adicionales que esto signifique. La central de generación debe contar con las capacidades técnicas suficientes para que el operador de red pueda regularla, siempre que esto sea necesario. Para esto, el operador de una central debe equiparla con dispositivos técnicos al que pueda acceder el operador de la red y que le permitan detectar en cada momento la potencia real de alimentación y regularla en casos en los que esto se necesite. Todos estos costos corren por cuenta del operador de la central. Así como el operador de la central debe proporcionar todos los medios necesarios para que el operador de red posea toda la información que requiera con respecto a potencia instantánea suministrada, éste último también tiene que entregar los datos útiles para su contraparte. La ley obliga a los operadores de red a informar a los operadores de centrales la situación en que se encuentra el suministro de energía y los eventuales riesgos de sobrecarga. Esto, de manera de mantener siempre al tanto a la central de las posibilidades de ser tener que ser regulada y los motivos por los cuales esto se debería. Procedimiento de conexión En el caso de Alemania, no existe un procedimiento formal para la conexión a redes de voltaje bajo o medio. Cada operador de red es responsable de determinar un procedimiento individual, lo cual habitualmente está publicado en los sitios web de estos mismos, junto con los formularios y documentos necesarios. Por razones técnicas, un procedimiento de conexión a la red debería incluir normalmente los siguientes puntos: 1. El operador de la central solicita la conexión. 37 2. El operador de red asigna un punto de conexión y hace una oferta de conexión. 3. Ambas partes cierran un acuerdo de conexión, lo cual es opcional. 4. El sistema es conectado y entra en operación. Se debe recordar que en el caso alemán la legislación es bastante precisa y no existe mucho que definir para cada caso, por lo que la obligación del operador de red de conectar la central de energía renovable ni siquiera incluye la firma de un contrato. Por el sólo hecho de ser el operador de red más cercano en línea recta a la central debe cumplir con este mandato y se deben financiar las obras como ya se ha explicado previamente. En el caso de conexiones de de alto voltaje, si existe un procedimiento formal de conexión. Los sistemas con capacidad mayor a 100 MW que estén conectados a redes de tensión superior a 100 kV están sujetos a seguir los siguientes procedimientos: 1. El operador de la central solicita la conexión. 2. Dos semanas después de recibir la solicitud, el operador de la red informa al operador de la central sobre los estudios y pruebas necesarias y los costos esperados para ello para evaluar la capacidad de la línea. 3. Los costos asociados al punto 2 serán responsabilidad del operador de la central. 4. El operador de la red anuncia los resultados de las pruebas de estabilidad de la línea y en caso de confirmarse la posibilidad, garantiza la conexión dentro de tres meses, a partir del pago realizado en 3. 5. Ambas partes implementan una hoja de ruta. 6. El sistema es conectado y puesto en operación. Tanto el operador de la red como el de la central están obligados a proveer uno al otro toda la información y documentación necesaria para determinar el punto de conexión y planificar las acciones. 2.3 España Después de Alemania, España es el principal actor en términos de proporción de participación e incentivos para la generación eléctrica a partir de energías renovables. Durante los últimos gobiernos ha sido fuertemente impulsada a través del “Plan de Fomento de las Energías Renovables”. Se propusieron metas ambiciosas como la generación del 30% de la electricidad a partir de fuentes de energía renovable para 2010, lo cual fue alcanzado. 38 El procedimiento a seguir al momento de la incorporación de una central de energía renovable al sistema se encuentra regulado por el “Real Decreto 661/2007”, el cual plantea el derecho de productores de electricidad a partir de energía renovable de conectarse al sistema de transmisión o distribución y transferir toda la electricidad producida, siempre que técnicamente esto sea posible. Esta entrega de electricidad es prioritaria para la proveniente de fuentes de energía renovable. Lo primero que debe hacer un interesado en la instalación de una central eléctrica de energía renovable es una solicitud de acceso a la red, lo cual se hace al operador de ésta. Esta solicitud es evaluada por el operador de la red con respecto a la capacidad de recibir la producción, eventuales ampliaciones necesarias, criterios de seguridad, funcionamiento y planes de desarrollo de la red. El operador de red debe entregar toda la información necesaria y una estimación de los costos para la conexión. Sólo en caso de una justificación técnica relevante por parte del operador de red, se podrá negar el acceso de la electricidad de la central a la red. En lo referente a los costos de conexión, el operador de la central debe hacerse cargo de la instalación y pago de la infraestructura necesaria para inyectar la electricidad generada en la red. Para un funcionamiento adecuado del suministro el generador sebe contar con un sistema de comunicación con el operador de la red utilizando estándares y protocolos definidos por el mismo operador de la red. Así también, los operadores de central deben contar con los equipos de medida de energía necesarios que permitan su control y facturación. Con respecto a los eventuales refuerzos y ampliaciones necesarias en la red, éstas deben ser financiadas por el operador de ella. En relación a la potencia máxima admisible para una central de energía renovable que se conecta a la red preferentemente, no deberá superar el 50% de la capacidad de la línea de transmisión o la capacidad de transformación, para el caso de una subestación. Procedimiento de conexión Los operadores de las centrales de generación de energía renovable tienen, bajo el Real Decreto 661/2007, el derecho de conectar sus instalaciones a la red, lo cual se explicita mediante un contrato, que el operador de red está obligado a establecer. El procedimiento es diferenciado para redes de distribución y transporte. Para el caso de conexión a redes de distribución, el procedimiento es el siguiente: 1. El generador realiza una solicitud de conexión y acceso a la red de distribución. 39 2. El operador de la red de distribución evalúa y realiza estudios con respecto a la viabilidad de la conexión y determina las obras necesarias de ampliación o refuerzos para cumplir con las condiciones aptas. En caso de que, económica o técnicamente, la propuesta no sea factible, el operador de red podrá basarse en estos fundamentos y negar la conexión. 3. En caso de ser negada la propuesta, el operador de red debe proponer alternativas y estas se evalúan nuevamente. 4. Después de una aprobación, ambas partes firman un contrato en el cual se deben establecer los siguientes puntos: a. Puntos de conexión y medida. Características de los equipos de control, conexión, seguridad y medida. b. Especificaciones de la energía consumida y cedida a la red, con respecto a características cualitativas y cuantitativas. Esto es, potencia y previsiones de producción, consumo, generación neta, venta y compra. c. Causas de rescisión o modificación de contrato. d. Condiciones de explotación de la interconexión y circunstancias en que se considera imposible técnicamente la absorción de los excedentes de energía. La “Red Eléctrica” es el organismo gestor de la red de transporte, al cual se le atribuyó esta condición a través de la Ley 17 de 2005, estableciéndolo como transportista único en régimen de exclusividad. Por esta razón el acceso a la red de transporte tendrá carácter de regulado y estará sometido a las condiciones técnicas, económicas y administrativas que se fije por ley. 1. El agente interesado en conectar sus instalaciones a la “Red Eléctrica” deberá hacer una solicitud de acceso, lo cual deberá contener toda la información necesaria para la evaluación de la existencia de capacidad. 2. El operador de la “Red Eléctrica” informa al generador solicitante sobre los errores o anomalías que existen en la solicitud para que se reparen, lo cual tiene plazo de un mes. 3. En un plazo máximo de dos meses el operador de la red de transporte debe comunicar sobre la factibilidad de la conexión a través de un informe al solicitante. 4. Una vez emitida una respuesta favorable sobre la factibilidad, el solicitante presenta el proyecto básico detallado y su programa de ejecución. 5. El operador de la red evalúa el proyecto con respecto al cumplimiento de condiciones técnicas necesarias y si existen restricciones. 6. En caso favorable, el generador puede comenzar con las obras. 7. La Comisión Nacional de Energía es la encargada de resolver cualquier conflicto entre las partes. 40 2.4 Brasil Brasil se ha destacado mundialmente gracias a la menor participación que tienen los combustibles fósiles dentro de su matriz energética. Sin embargo, esto se debe en gran medida a la gran participación que tienen las grandes centrales hidroeléctricas. En 2008 el 44% de la energía de este país provenía de energías renovables, de lo cual el 80% corresponde a grandes centrales hidroeléctricas, las cuales, a pesar de su calificación de energía limpia, conllevan enormes pérdidas medioambientales en el Amazonas a través de su construcción. Es por esto que se ha dado un impulso a la generación de energía limpia, con fuentes no convencionales, donde la Bioelectricidad (BE) y las Mini Centrales Hidroeléctricas (SH) han sido los actores principales, junto con la energía eólica que actualmente tiene una gran relevancia y numerosos proyectos. El 2002 se creó el Programa de Incentivo a las Fuentes Renovables de Energía (PROINFA), cuyo objetivo era incitar a la producción de energía a partir de fuentes renovables, diversificando la matriz energética. Esto incluyó la contratación de 3.300 MW de energía nueva, donde Eletrobras, la principal compañía eléctrica del país, controlada por el estado, firmó un contrato de compra a 20 años. Los proyectos seleccionados pudieron obtener hasta 80% de financiamiento del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social. El éxito de PROINFA permaneció en el tiempo y entre 2004 y 2008 se realizaron contratos por US$85 billones entre generadores de SH y BE y empresas distribuidoras. Alrededor de 80 plantas de BE y SH, la mayoría ubicadas en el estado de Mato Grosso do Sul, totalizaban 4.100 MW. Sin embargo, no existía una red de transmisión capaz de acogerlas y existían conflictos regulatorios que impedían construirlas. La compañía estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), encargada de la planificación central de la expansión de las redes, y de estudios en el área energética, en cooperación con las empresas de distribución (Distcos), diseñaron un sistema para solucionar esta dificultad basado en transmitir los costos de ampliaciones y refuerzos de redes de distribución a los consumidores locales, donde los respectivos Distcos tenían su concesión. Todo esto previa evaluación del organismo regulador ANEEL. Sin embargo, esto generó una regulación desorganizada y no dio buenos resultados, donde los Distcos no eran capaces de diseñar las redes necesarias y EPE no tenía ningún mandato para planear los refuerzos. 41 La solución real llegó propuesta por los mismos inversionistas de las plantas de BE y SH, que se hizo conocida como ICG (Instalaciones Compartidas para Generadores), lo cual contempla los siguientes puntos: - - Planificación: Los generadores contratarían un equipo técnico para planificar la integración de la red, en cooperación de EPE. El plan propuesto quedaba sujeto a la aprobación de ANEEL. Costos: Los generadores pagan el 100% de la infraestructura para conectarse a la red, más los peajes. Construcción de la red: Los Distcos cederían (excepcionalmente) su derecho de construir los activos de transmisión relacionados con la integración de la red y se aplicaría un mecanismo de licitación. El enfoque se apoya en la ubicación esparcida de las centrales sobre una región, por lo que se puede planificar una red con “estaciones colectoras compartidas” (ICG), a diferentes niveles de tensión. Cada estación colectora se asocia a un grupo de centrales que se conectan a ella. Así se evita una gran cantidad de conexiones individuales a la red y se utiliza una topología de red más adecuada, donde cada central puede ser conectada ya sea a otra central o a una estación colectora. Figura 2.2: Conexión resultante de ICG. (PORRUA, F., CHABAR, R., THOMÉ, L.M., BARROSO, L.A., PEREIRA, M., “Incorporating Large-Scale Renewable to the Transmission Grid: Technical and Regulatory Issues”) 42 Así, todos los costos de las ICG son repartidos entre el total de las centrales y cada una de ellas paga en proporción al uso que le corresponde. Esto no presenta una dificultad técnica mayor, al poder aplicarse un esquema de MW-milla para cada flujo de central. Sin embargo, para la inclusión inicial de las 80 plantas de BE y SH, existía la dificultad de que los inversionistas no tenían disponible la información de los costos repartidos correspondientes a la red compartida. Es decir, no podían evaluar el proyecto, ya que no se sabía con certeza que centrales se iban a unir y conectar y cuáles no. Para resolver esto se realizó una inscripción preliminar, donde cada inversionista mostraba su interés en realizar el proyecto, pero tenía el derecho de abandonar el consorcio. Así, se obtuvieron los costos en una primera instancia, luego de lo cual los inversionistas confirmaban su participación o abandonaban, depositando una garantía, con lo cual se rediseñó la red y se obtuvieron costos más precisos. Una vez definida infraestructura necesaria, la construcción de la red es licitada y el ganador de ésta recibe los ingresos correspondientes. Figura 2.3: Sistema de integración a la red ICG. (PORRUA, F., CHABAR, R., THOMÉ, L.M., BARROSO, L.A., PEREIRA, M., “Incorporating Large-Scale Renewable to the Transmission Grid: Technical and Regulatory Issues”) El año 2008 la meta de PROINFA estaba cumplida, con los proyectos ya operando y más de 3,7 GW de fuentes de BE y SH. Sólo faltó lograr un mayor desarrollo de generación eólica10. 10 BUSSINES NEWS AMERICAS: “Gobierno anunciará subasta eólica antes de junio y defiende a Proinfa”. (http://www.bnamericas.com/news/energiaelectrica/Gobierno_anunciara_subasta_eolica_antes_de_junio_y_d efiende_a_Proinfa) 43 2.5 Reino Unido Actualmente, la mayor parte de la energía eléctrica del Reino Unido proviene de fuentes no renovables, siendo los principales recursos el petróleo y el gas, los cuales han abastecido a la isla durante las últimas décadas gracias a las reservas del Mar del Norte, las cuales casi se han agotado. El gobierno ha hecho un esfuerzo por impulsar las energías renovables, incentivado por una mayor diversificación de su matriz y entre 2000 y 2005 se logró un crecimiento de la inversión en energías renovables a un ritmo anual de 30%, llegando a más de mil millones de libras esterlinas entre esos años. Se pretende que en 2020 las fuentes de energía renovable provean el 40% de la electricidad. El marco regulatorio para la conexión de una central de energía renovable está explicitado en el “Electricity Act” (EA), el cual pretende principalmente diferenciar los distintos tipos de tecnologías de generación de electricidad a partir de fuentes renovables. El EA ha sido modificado por la “Energy Bill”, la cual ha introducido lentamente el régimen de tarifas feed-in en sistemas de pequeña escala, reemplazando poco a poco el sistema de cuotas implementado inicialmente en la isla. En el “Energy Bill” se establece lo relativo a lo contractual entre las partes involucradas en el proceso de conexión de una planta a la red. En primer lugar, el operador de la central de energía no renovable tiene derecho a través de un contrato, el cual el operador de red está obligado a firmar, a conectarse al sistema de suministro. Se le da entonces un criterio no discriminatorio a las centrales de energía renovable, más que una prioridad, como ocurre en otros países. En el contrato firmado se establecen los límites de conexión con respecto a la capacidad de entrada para el punto de conexión establecido. Los costos de conexión son responsabilidad del operador de la central, así como también el financiamiento de cualquier tipo de refuerzo o ampliación necesarios. La empresa encargada de la transmisión dentro de la isla del Reino Unido es National Grid. Para que un generador de energía se pueda conectar a esta red, deberá realizar los siguientes pasos: i. Notificación: Se informa a National Grid sobre el proyecto propuesto y se entregan detalles esquemáticos para que estos puedan establecer la factibilidad del proyecto y estimar el presupuesto. National Grid puede hacer sugerencias con respecto a la ubicación de la central y otros aspectos técnicos. 44 ii. Presentación técnica: Esto incluye información técnica más detallada requerida por National Grid. Podría ser necesario que éste último requiera estudios de diseño, los cuales tienen que ser financiados por el inversionista, incluso si al final el proyecto no se lleva a cabo. iii. Planificación y permisos: Si una nueva conexión es necesaria, se deben obtener permisos de planificación11. Esto depende de la autoridad local y el inversionista debe conseguir permisos para los equipos, caminos y edificaciones y otras estructuras. iv. Conexión, suministro y acuerdos con “Meter Operator”12: Estos aspectos se elaboran entre el inversor y National Grid y establecen los detalles sobre la interfaz entre la central de energía renovable y la red, considerando protecciones, puesta a tierra y medición. También se definen los límites de responsabilidad de ambas partes, y cargos para potencia activa y reactiva. Para proyectos de gran escala se requiere un permiso especial que es obtenido en la Oficina de Regulación Eléctrica (OFFER). v. Diseño: El diseño se revisa en conjunto con National Grid y debe considerar aspectos como voltaje de conexión, arreglo de transformadores y equipos de generación, puesta a tierra, protecciones y mediciones. Estas decisiones van de la mano con una minimización de los costos y pérdidas. Los límites para la potencia instalada en la red están dados por los límites térmicos de los dispositivos utilizados, alzas de voltaje inaceptables y nivel de corriente de falla de interruptores. Procedimiento de conexión En el Reino Unido el acceso de las energías renovables a los sistemas de distribución y transmisión se encuentra sujeto a las disposiciones del “Electricity Act”. Como ya se mencionó, a diferencia de Alemania, donde la legislación exige acceso prioritario a las energías renovables, en el Reino Unido se aplica sólo una normativa de no discriminación, por lo cual los contratos entre las partes si son necesarios, es decir, 11 “Planning permission” es el permiso requerido en el Reino Unido para poder construir sobre un cierto suelo, o cambiar el uso de este o de una edificación (Wikipedia, Planning Permission) 12 “Meter Operator” es una organización responsable de la instalación y mantenimiento de medidores de electricidad y gas en el Reino Unido (Wikipedia: “Meter Operator”) 45 los operadores de red están obligados a firmar acuerdos con los operadores de centrales (generadores). Los pasos a seguir por un generador que desea conectarse a National Grid son: 1. El generador informa su deseo de conectar sus instalaciones a la red a través de una solicitud escrita y el pago de “costos de ingeniería”, necesarios para estudiar el caso. 2. La compañía National Grid realiza los estudios necesarios y hace una oferta al generador en un plazo máximo de tres meses. En esta oferta se indica la evaluación de la viabilidad de la conexión y el impacto del desarrollo propuesto. También se informa sobre análisis y estudios aún necesarios. 3. La oferta hecha por National Grid queda por tres meses abierta para la aceptación o rechazo por parte del generador. 4. Si la oferta es aceptada por el generador se firma el “Acuerdo Bilateral de Conexión” y el “Acuerdo de Construcción” entre las dos partes. En el primero se formalizan, entre otros aspectos técnicos, la definición del punto de conexión y los activos de transmisión y todos los costos. También se explicitan las capacidades en la conexión y en la transmisión. En el segundo acuerdo se detalla todo lo relacionado a la construcción de las obras, plazos y retrasos. También las condiciones de acceso y puesta en marcha de la central. 2.6 Guatemala Guatemala se encuentra ubicado en un territorio con una enorme cantidad de recursos naturales que permiten un amplio desarrollo de las energías renovables. Sin embargo, en la matriz energética del país predomina la generación en plantas termoeléctricas en base a carbón y petróleo. Es por esto que en los últimos años se ha tomado conciencia en lo que respecta al daño ambiental y a los altos precios de la energía y se ha considerado el gran potencial que presenta Guatemala para generar energía propia a partir de sus recursos renovables. 46 Figura 2.4: Matriz energética Guatemala. (Comisión Nacional de Energía Eléctrica: Perspectivas de mediano plazo (2010-2015) para el suministro de electricidad del sistema eléctrico nacional”) Para incentivar la producción de electricidad a partir de recursos renovables se emitió la Norma de Generación Distribuida (NGD) que pretende apoyar y hacer más fácil la creación e instalación de proyectos de pequeñas centrales generadoras. La NGD regula la comercialización de la energía proveniente de estas centrales en un sistema de venta de libre mercado o con la opción de suministrar la energía a las empresas distribuidoras en el Mercado Mayorista o a través de una licitación. La NGD también establece que las empresas distribuidoras deben permitir la conexión de los Generadores Distribuidos de Energía Renovable (GDR), los cuales quedan exentos de pagar peaje en la red de distribución. Los GDR no deben superar los 5MW de capacidad. Con respecto a los costos de conexión, es decir, todo el suministro de materiales y equipos, así como la instalación de éstos para llegar desde el emplazamiento donde se encuentra el GDR hasta el punto de conexión a la red, serán responsabilidad del GDR y deberá cumplir con las normas técnicas emitidas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. Por otra parte, el Distribuidor tendrá las siguientes obligaciones relacionadas a la conexión del GDR a su red: 47 i. ii. iii. iv. v. Determinar la capacidad del Punto de Conexión y, si fuera necesario, las ampliaciones y modificaciones que considera realizar en el sistema, con sus respectivos costos. Entregar la información técnica que requieran los interesados, necesaria para el desarrollo del proyecto desde el diseño a la conexión. Permitir la conexión del GDR a la red y, si fuera necesario, realizar las ampliaciones y refuerzos necesarios en ella para permitir el correcto funcionamiento de los mismos. Todos los costos relacionados a esto último corren por cuenta del GDR. Instalar sistemas de protección y de desconexión que le correspondan para seguridad de sus instalaciones, las del GDR y de terceros. Dar mantenimiento preventivo y correctivo a sus instalaciones para el correcto funcionamiento del suministro de energía. Un hito muy importante ocurrió en 2008, cuando el Instituto Nacional de Electrificación INDE anunció que compraría toda la energía de los proyectos hidroeléctricos dentro del rango de 200 a 3000 kW de potencia, que se encuentren dentro de las cuencas del país. El proceso de venta es sencillo y simplemente se basa en mediciones de flujos desde la central a la red. Todo esto previa presentación de estudios necesarios sobre factibilidad del proyecto, impacto ambiental y definiciones de potencias máximas. El contrato de compra-venta durará 15 años. Procedimiento de conexión De acuerdo a la Norma de Generación Distribuida de Guatemala, el proceso a seguir para la conexión de un Generador Distribuido de Energía Renovable (GDR) es el siguiente: 1. El GDR interesado presenta al operador de red una solicitud de Dictamen de Capacidad y Conexión, en el cual se debe indicar: a. Información general del proyecto y de las personas involucradas y direcciones. b. Cartografía del emplazamiento del proyecto, indicando punto de conexión sugerido. c. Datos generales de la central: número de unidades generadoras, potencia máxima, voltajes, longitudes, etc. d. Información de parámetros eléctricos de los transformadores, línea y otros necesarios para que se puedan realizar estudios. 2. En quince días de recibida la solicitud, el operador de red proporciona al interesado la información técnica relacionada con el posible Punto de Conexión. 3. El operador de red elabora un Dictamen de Capacidad y Conexión definitivo y lo envía a la Comisión Nacional de Energía. 48 4. La Comisión Nacional de Energía revisa el Dictamen para autorizar la conexión de GDR. Si es necesario pide más información al operador de red o al solicitante. 5. Con la aprobación de la solicitud de conexión por parte de la Comisión, el operador de red y el solicitante podrán concretar la conexión. 2.7 Nueva Zelanda Un país que durante toda la historia se ha destacado por la vanguardia en la mantención de los recursos naturales y la obtención de energía limpia es Nueva Zelanda. Actualmente más del 66% de la energía eléctrica generada en este país proviene de energías renovables y el Primer Ministro Helen Clarke anunció recientemente que el país se compromete a llegar a 2025 con una proporción del 90%13. La principal ventaja que Nueva Zelanda tiene para promover el éxito de las energías renovables han sido las excepcionales condiciones naturales que ofrece. Esto ha tenido una consecuencia importante al no ser necesarios, por lo tanto, incentivos gubernamentales o subsidios estatales. La energía eólica compite exitosamente en Nueva Zelanda gracias a los vientos estables y de adecuada intensidad que llevan a un promedio de factor de planta del 46% para las instalaciones del país, uno de los mejores desempeños en el mundo. Otra fuente importante es la Geotérmica, la cual representa el 10% de la energía generada en Nueva Zelanda. Las condiciones, al igual que el caso eólico, son muy favorables y condujeron al país a ser unos de los primeros en implementar esta tecnología. Los recursos geotérmicos identificados son 129, de lo cual se está aprovechando actualmente menos del 15% 14. 13 http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2007/09/new-zealand-commits-to-90-renewableelectricity-by-2025-50075 Se debe considerar el aporte hidráulico dentro de este porcentaje, lo cual es mayor a 50%. 14 Ministry of Research, Science and Technology. “Nueva Zelandia, energía renovable y tecnología limpia”. Mayo 2010. 49 Figura 2.5: Vista del sistema eléctrico de Nueva Zelanda. (Transpower Transmission Network, © Transpower New Zealand Limited) Nueva Zelanda tiene un mercado eléctrico de ventas y compras de la energía, donde la transmisión está a cargo de Transpower, a través de su principal activo National Grid, la línea que conecta la generación con la distribución del país. Transpower es propiedad del Estado y está encargada de evaluar la conexión de nuevas centrales a la red. Todas las ampliaciones y mantenciones de la red están a cargo de Transpower y es éste el responsable de llegar con las líneas de transmisión a los lugares donde se encuentra la generación y planear e implementar los refuerzos necesarios. Lo que una central de energía renovable debe hacer para conectarse a la red consiste en: 1. Avisar al operador de red sobre la intención. 2. Entregar información con respecto a la capacidad para generaciones mayores a 10 MW. 3. Elaborar plan de puesta en marcha junto con el operador de red (Transpower). 50 Este proceso aplica a unidades de capacidad mayor a 1MW que soliciten una conexión ya sea a National Grid o a redes de distribución. Usando la información provista por el generador, Transpower elabora el “High Level Response Report”, un estudio de alto nivel que tiene como objetivos: - Evaluar la viabilidad de la conexión propuesta. Identificar potenciales problemas de conexión. Proveer detalles de la capacidad de transmisión actual y las limitantes en el área donde el generador desea conectarse. Encontrar posibles consideraciones ambientales y de propiedad asociadas a la red. Estimar los costos de la conexión. El costo de estos estudios corre por parte de Transpower. A continuación se elabora un contrato llamado “Desarrollo detallado de soluciones”, dentro del cual se determina la extensión de los estudios de planificación comprometidos y los costos que ellos significan para el generador. Este último debe proveer a Transpower la “Declaración de Capacidad de los Activos”, indicando las características de la planta a construir y detalles que permitan al operador de la red evaluar el proyecto. El resultado de estos estudios genera el “Reporte de Diseño de Construcción” que incluye tanto aspectos de la configuración de la conexión como de los estudios de los sistemas de potencia. Previo a que se comiencen las obras se realiza un contrato más relativo a la construcción, donde un elemento central es el programa del proyecto, que detalla el calendario de las obras físicas y de los cumplimientos de los estudios. Es importante destacar que todos los costos de los estudios y trámites administrativos corren por cuenta del generador después de la entrega del “High Level Response Report”, que marca el fin de la etapa de “examinación”. 2.8 Costa Rica El país centroamericano de Costa Rica es un caso ejemplar de implementación exitosa de generación de energías renovables en gran proporción. Actualmente ya se consume en el país una gran cantidad de energía proveniente de fuentes renovables, pero el gobierno se comprometió, a través de la presidenta Laura Chinchilla, a completar un 51 100% de generación renovable para el 201715, lo cual convertiría muy probablemente a este país en el primero en lograrlo. Una de las razones importantes que gatillan el esfuerzo de Costa Rica de producir energía renovable es la gran dependencia del país de las lluvias, las cuales, también afectadas por el cambio climático, no son ni previsibles ni regulares, por lo que suele existir escasez energética para una demanda que aumenta año tras año. Además, el país no tiene explotación propia de hidrocarburos, siendo un tomador de precios e importando el total de los combustibles consumidos. Por esto se ha tratado de avanzar poco a poco e impulsando pequeños proyectos, pero de gran importancia. En la Figura 2.6 se aprecia la dependencia que el país tiene de hidrocarburos y la evolución de la factura petrolera, lo cual presiona la economía fuertemente. El 22% de los ingresos por importaciones se destina a este gasto. Figura 2.6: Evolución de la factura petrolera en Costa Rica. Ya existen varios parques eólicos en distintas regiones del país y acaba de entrar en operación una central geotermal. En la Figura 2.7 se observa una visión evolutiva de la producción energética, donde especialmente se plantea una disminución en el rol de uso petrolero (centrales térmicas). La hidroelectricidad seguirá siendo la principal fuente hasta 2021, pero con un ingreso paulatino de sustitutos como geotérmica, eólica y otras fuentes renovables. 15 Diario Gestión online. 17 de Mayo de 2010. www.gestion.pe 52 Figura 2.7: Evolución de la energía en Costa Rica. El mecanismo de regulación relacionado a la incorporación de nuevas fuentes de generación renovables en el sistema costarricense es la Ley General de Electricidad. En el Artículo 124 de la misma se establecen como “de interés público y prioridad” los Medios de Generación Distribuida basada en fuentes de energía renovable (MGD). Uno de los incentivos que se les entrega a estos últimos es la exoneración de todo tipo de tributo relacionado con el equipamiento, la maquinaria o los elementos eléctricos que conforman los sistemas de producción eléctrica. La calidad y la seguridad de los sistemas eléctricos destinados a la conexión del MGD a la red son responsabilidad del generador. La Ley General de Electricidad basa gran parte de sus objetivos sobre un “Fortalecimiento de la figura del servicio público de electricidad universal y solidaria”. Es decir, formaliza legalmente la obligación de la creación de un sistema que vele por el acceso de todos los consumidores finales a electricidad sin ningún tipo de discriminación. Esto es administrado por el Estado (Regulador) y se concentra fundamentalmente en dos aspectos: las tarifas sociales eléctricas, que permite cobrar tarifas especiales menores a los costos marginales de producción a grupos sociales claramente identificados; y el financiamiento de la infraestructura necesaria para el suministro de la electricidad que pueden no ser rentables con respecto a la relación costo/beneficio que presentan las inversiones. Básicamente, el sistema universal y solidario debe cuidar que todos los habitantes del país puedan acceder al suministro eléctrico, sin importar la rentabilidad económica que de ello resulte. Esto se aplica a la Transmisión y Distribución, donde la Ley exige a las empresas a ceñirse bajo este concepto. Las empresas transmisoras deben planificar y construir las redes guiándose 53 por el crecimiento de la demanda y de los contratos con generadores. En el caso de las empresas distribuidoras, éstas están obligadas a reforzar y expandir las redes de acuerdo a las necesidades de la población, alcanzando todos los puntos donde el suministro es solicitado, incluso si esto no es rentable económicamente. Las empresas transmisoras tienen la obligación de permitir el acceso a la red a todos los operadores del mercado, cobrando los costos establecidos para ello. Las empresas distribuidoras tienen la obligación de planificar y construir redes inteligentes que permitan el acceso a ellas por parte de los MGD y que permita recolectar la electricidad producida por estos. A través de este sistema, se ha logrado en Costa Rica abastecer con electricidad al 98% de la población. Procedimiento de conexión Los proyectos de generación de Costa Rica son sometidos a consideración del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), que es un ente gubernamental encargado de la compra de la electricidad para abastecer al país. Toda esta materia está regulada por la Ley de la Generación Eléctrica Autónoma Paralela o Ley 7200, que fomenta la inversión en centrales eléctricas de limitada capacidad y de fuentes de energía renovable. Los requisitos revisados por el ICE (Ley 7200) para la aceptación de proyectos de generación autónoma son: - Capacidad menor a 20 MW. Explotación de energía hidráulica o renovables no convencionales. 60% del capital perteneciente a costarricenses. No haber sido parte previamente del sistema eléctrico nacional. Capacidad autónoma acumulativa inferior al 15% de la capacidad instalada en el sistema eléctrico nacional. La Ley presenta incentivos para los productores autónomos, dentro de los cuales el más influyente es el compromiso de compra por parte del ICE. Además se exonera de impuestos en la importación de maquinaria y equipos y se aumenta el límite máximo de crédito otorgado por los bancos comerciales. Los trámites a realizar previo a un acuerdo con ICE son: 1. “Solicitud de Elegibilidad” de parte del inversionista a ICE, con lo cual se avalúan los requisitos fundamentales que rigen en estos proyectos. La respuesta debe ser entregada por ICE en no más de 120 días. 54 2. El inversionista realiza un estudio de impacto ambiental, el cual se presenta al Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas. 3. El inversionista debe obtener una concesión eléctrica mediante el Servicio Nacional de Electricidad. 4. Un año después de la Elegibilidad, el proyecto debe aprobar la “viabilidad”, lo cual es evaluado por ICE. Para esto se debe presentar lo siguiente: a. Resumen del proyecto y descripción de funcionamiento de la central. b. Fuente de energía a utilizar y demostración de la existencia del recurso durante toda la vida del proyecto. c. Planos. d. Estimaciones de energías promedio anual y mensual. e. Potencia nominal y ofrecida al ICE, además de eficiencias de la planta. f. Costos del proyecto y estudios de rentabilidad. g. Programa de ejecución de obras. 5. Se realiza el contrato de compraventa entre ICE y el productor. 2.9 Noruega Noruega ha sido un ejemplo para el mundo en cuanto a la implementación de energías renovables. Hoy, este país trabaja para cumplir la aspiración que se planteó de ser carbono neutral para el año 2030, acuerdo común tomado dentro del parlamento noruego. Esto se pretende lograr a través de diversas medidas basadas en incentivos a la generación desde fuentes renovables, incrementos a los impuestos a los combustibles fósiles y exenciones fiscales para vehículos amigables con el medio ambiente16. La institucionalidad eléctrica noruega está controlada por el Ministerio del Petróleo y la Energía, mientras que los temas medio ambientales y climáticos están a cargo del Ministerio del Medio Ambiente. Ambos ministerios tienen una sección responsable del desarrollo e investigación tecnológica, las cuales han impulsado la creación de varios centros de investigación de energía ambientalmente amigable. Una de ellas es la agencia Enova, fundada en 2011 para promover la eficiencia energética y el uso de las energías renovables, de una manera proactiva basada en motivaciones costo-beneficio para la toma de decisiones en el plano ambiental. Está a cargo de creación de herramientas de financiamiento y la administración de estas. El financiamiento y apoyo estatal son actualmente indispensables para el crecimiento de iniciativas de generación eléctrica a partir de energías renovables, pero se pretende, a 16 “A carbon-neutral Norway: Fine print in the plan“. http://www.nytimes.com/2008/03/20/world/europe/20iht-norway.4.11294786.html?pagewanted=all 55 mediano plazo, eliminar esta dependencia a través de motivaciones que beneficien los proyectos de energía renovable, como el acuerdo hecho con Suecia para establecer un mercado común de venta de certificados verdes hasta el 2035. Además, ya en 1990, se habían introducido nuevos impuestos al uso de combustibles fósiles y tarifas feed-in para generadoras eólicas y solares. El objetivo es eliminar el aporte a corto plazo de la agencia Enova para dejar en manos de incentivos de beneficio a las iniciativas de energía renovable. A pesar de todas las iniciativas para impulsar las nuevas fuentes de generación renovable (eólica, solar, etc.), la matriz eléctrica actual de Noruega está casi totalmente compuesta por hidroelectricidad. Este país tiene la producción más grande de hidroelectricidad per cápita del mundo. En un año normal de lluvias, la generación hidro llega a aproximadamente 99% del total de la generación eléctrica de noruega (120 TWh)17. Noruega es un país angosto y montañoso y en general los recursos energéticos, como agua y viento, se encuentran ubicados en el noroeste del país, por lo que debe ser transmitida permanentemente hacia el sureste. En la actualidad el gran potencial hidroeléctrico, fuente de casi toda la electricidad generada en Noruega, se encuentra desarrollado o protegido, por lo que la opción más viable para el futuro próximo del país es impulsar la hidroelectricidad de menor escala, es decir, micro, mini y pequeñas centrales hidráulicas. Estas considerarían la inclusión de muchos proyectos y actores nuevos que tienen que no sólo generar potencia, sino que también transmitirla hacia los centros de consumo a través de las redes disponibles. Esto último se convierte en un problema cuando se requiere la construcción de nuevas líneas o el reforzamiento de las existentes, lo cual significa costos demasiado elevados para el inversionista. Esto ha llevado al regulador a planificar de la mejor manera posible el ingreso de generadores al sistema eléctrico. El sistema eléctrico noruego está compuesto por tres redes organizadas: Red Central, Red Regional y Red de Distribución. La primera es el eje central y recorre todo el país, mientras que la regional y la de distribución abarcan distintas zonas de suministro a niveles de tensión menores. La regulación eléctrica noruega está determinada por el “Energy Act” de 1990, la cual introdujo una reforma en el mercado eléctrico liberalizándolo y definiendo al sector 17 “Ministry of Petroleum and Energy” http://www.regjeringen.no/en/dep/oed/Subject/Energy-in-Norway/Electricity-generation.html?id=440487 56 generación como una competencia libre y a las redes de trasporte como un monopolio regulado. El “Energy Act” de Noruega buscaba, entre otras cosas, reducir los precios de la electricidad para consumidores y empresas y eliminar la definición de precios en manos de consejos municipales. Además, en 1997, producto de esta reforma se abrió totalmente el mercado residencial y los consumidores pudieron cambiar de empresa suministradora siempre que quisieran sin ningún cargo. Relativo a las conexiones a las líneas de transmisión, el “Energy Act” requirió a los dueños de las redes eléctricas disponer de capacidad necesaria para ofrecer a terceros, de manera de ofrecer tarifas no discriminatorias tanto a usuarios finales como a suministradores. Procedimiento de conexión En Noruega, la empresa estatal Statnett es la responsable de la coordinación, suministro y demanda de los sistemas de potencia. Por lo tanto, cuando una nueva instalación es conectada, Statnett debe ser notificada. Statnett es dueño y operador de las secciones principales de la red de transmisión de potencia noruega. La principal regla que rige la inclusión de nueva generación a las redes es que, mientras exista capacidad disponible en la red eléctrica, la compañía operadora de red está obligada a aceptar la inclusión de las nuevas plantas de generación de manera no discriminatoria. Esto según un cambio al “Electricity Act” ocurrido en 2010. Todo quien esté interesado en conectar una central de generación a la red eléctrica debe como primer paso contactar al operador de la red correspondiente. Por otro lado, toda empresa dueña de redes debe contar con una licencia de comercialización. Para todos los poseedores de estas licencias rige la obligación mencionada de acoger la generación solicitada, mientras esto no afecte la seguridad de suministro. El “Electricity Act” del 2010 define que en caso de no haber capacidad necesaria en la red existente, la obligación de conectar implica que el poseedor de la licencia deberá encargarse de todas las inversiones necesarias en la red para capacitarla de recibir esta nueva generación. Además, el dueño de la red está obligado a estudiar e indicar un punto en la red existente que sea adecuado para realizar la conexión, y aclarar si es necesario hacer inversiones. 57 Sin embargo, si las nuevas conexiones o ampliaciones no se justifican para la operación, la compañía operadora de la red tiene las facultades para solicitar al generador que construya, mantenga y cubra los costos por su propia cuenta. A esto se debe adicionar los costos para los equipos e infraestructura necesarios para que la red tenga la capacidad de acoger la potencia nueva inyectada. Existen tres alternativas principales para desarrollar, operar y poseer las líneas de conexión entre la planta generadora y la red existente: - El generador es dueño, construye y opera la línea. El generador es dueño de la línea, y la compañía operadora la construye y opera. - La compañía operadora es dueña, construye y opera la línea. Para solicitar acceso a la red a través de una conexión, el generador debe llegar a un acuerdo económico con el operador de red y luego de eso debe informar a la “Dirección de Recursos de Agua y Energía” (NVE) de Noruega la siguiente información: - Descripción del tipo y dimensiones del cable conductor a ser usado. - Nivel de tensión en el punto de conexión. Largos del conductor. Documento de acuerdo entre la compañía operadora de red y el generador. 2.10 Tabla resumen Alemania España Brasil Reino Unido Guatemala Nueva Zelanda Costa Rica Noruega Chile ¿Prioridad de conexión a Generación Renovable? Si Si No (interés estatal) No No No Si No No ¿Quién paga infraestructura de trasmisión? Generador Generador Generador, pero gran financiamiento estatal Generador Generador Generador Operador de red Generador Generador ¿Quién paga ampliaciones y refuerzos de red? Operador de red Operador de red Operador de red Generador Generador Operador de red Operador de red Generador Generador Tabla 2.1: Resumen normativa internacional de costos de conexión a la red. 58 III. ELABORACIÓN DE PROGRAMA COMPUTACIONAL PARA EL DISEÑO DE UN TRAZADO PARA LA CONEXIÓN DE GRUPO DE MEDIOS DE GENERACIÓN Introducción Tomando en cuenta la relevancia que tiene la construcción de una línea de transmisión dentro de la inversión en plantas de generación de energía renovable, se ha propuesto un estudio de costos de infraestructura para agrupaciones de proyectos ubicados en cuencas, generalmente alejadas del Sistema Interconectado Central (SIC). Como parte de los desarrollos y propuestas para apoyar el ingreso de pequeños medios de generación de energía renovable, se han propuesto soluciones de conexión conjunta de forma de minimizar tanto los costos de infraestructura como los impactos ambientales. En este sentido se ha buscado formular soluciones en el plano del financiamiento repartido entre los diferentes interesados. Para ello se necesita estudiar las diferentes alternativas de diseño e implementación de la línea de transmisión, considerando como objetivo un costo conjunto mínimo y una repartición justa de este. Es por esto que una herramienta que muestre valorizaciones estimadas para diferentes diseños de línea y distintas topologías es un valor significativo a la hora de evaluar o definir el proyecto a ejecutar. Como resultado de este trabajo se ha desarrollado una simulación computacional en el programa Matlab que permite hacer ejercicios de diseño de líneas de transmisión para grupos de proyectos de generación eléctrica ubicados dentro del territorio nacional, enfocado a calcular costos comunes e individuales respecto a la inversión en infraestructura y costos de pérdidas. Además, la herramienta permite evaluar financieramente, a través del cálculo del Valor Presente Neto de las distintas alternativas, la viabilidad del proyecto. 3.1 Formulación de metodología y Base teórica 3.1.1 Proyectos Para evacuar una gran cantidad de potencia reunida en una cuenca es necesario construir una línea conformada por dos partes, la primera, a nivel de tensión de 59 subtransmisión (66 kV), a la cual se encuentren conectadas todas las centrales para ser reunidas en un punto de elevación de voltaje para ser transmitidas en alta tensión (220 kV). Estos dos tramos deberán garantizar la inclusión del grupo generador completo teniendo en cuenta la distribución a lo largo y ancho del terreno. 3.1.2 Ingresos Para el cálculo de los ingresos se toma en cuenta la potencia nominal de los proyectos, considerada en algún nivel de desarrollo o estudio, y un factor de planta determinado. Es decir, en un año se tendrán ingresos por: í (1) Donde PN es el precio nudo promedio calculado para la barra de inyección correspondiente a la zona del país donde se encuentre la cuenca. Estos valores se expresan normalmente en dólares norteamericanos (USD). 3.1.3 Algoritmo de optimización El programa busca encontrar, dado un punto de conexión definido por el usuario, un trazado que minimiza el largo del cable a utilizar. Esto, hasta llegar al punto de elevación de voltaje, donde el trazado se hace en línea recta hasta el punto de inyección, eludiendo las restricciones geográficas de la zona. El algoritmo utilizado para optimizar se denomina, “árboles de mínima expansión” y trabaja de manera iterativa, agregando convenientemente cada una de las centrales, logrando una topología óptima para la red de media tensión. Al comenzar, el programa contiene las coordenadas geográficas de los proyectos y la ubicación de las subestaciones del Sistema Interconectado central donde se podría inyectar la generación. El programa le pide a continuación al usuario que indique un punto para establecer la estación elevadora de tensión, es decir, el lugar donde termina la red de subtransmisión y comienza la transmisión en alta tensión. 60 Figura 3.1: Programa pide punto de estación elevadora. Teniendo coordenadas de las posiciones de los proyectos de generación y el punto donde se pretende ubicar la estación elevadora de tensión, el algoritmo funciona de la siguiente manera: i. Se obtienen las proyecciones de los proyectos de generación sobre el tramo que une el punto donde se ubicaría la estación elevadora y el punto de inyección al SIC (distancia perpendicular). Así se obtienen las distancias de los diferentes puntos proyectados sobre el tramo. Figura 3.2: Proyecciones de proyectos sobre tramo entre subestaciones. 61 ii. Se comienza a agregar secuencialmente lo diferentes puntos de la red de subtransmisión, comenzando por el punto de la estación elevadora. Ahora se tendrán 2 candidatos a ser agregados a la red: Candidato A: Proyecto más cercano a algún punto de la red existente y que aún no pertenece a ella. Candidato B: Proyecto con menor distancia calculado en i. Se elige el candidato que presente menor distancia. iii. a) Si el escogido es el candidato A, se agrega como hijo de su nodo padre (del que se encuentra a menor distancia) b) Si el escogido es el candidato B se agrega tanto el proyecto como la proyección de este sobre el tramo, pero se inhibe que salgan nuevos hijos desde la proyección. Se repite el procedimiento en ii. hasta obtener el árbol de mínima expansión completo con todos los nodos asociados agregados. De esta manera se traza la red de subtransmisión, minimizando la cantidad de cable necesario. Figura 3.3: Red de subtransmisión óptima trazada. Fuente: Estudio de Suministro al Gran Valparaíso, Systep, Octubre 2007. (Adaptación) Para el diseño del trazado, el algoritmo considera la restricción geográfica de la zona, pero no la topografía, es decir, se utilizan sólo las distancias medidas en línea recta. 62 3.1.4 Valorización de la inversión 3.1.4.1 Infraestructura Una vez que se ha trazado la línea óptima respecto a la cantidad de cableado necesario, se procede a valorizar las inversiones en infraestructura. Los valores utilizados para ello son los siguientes: Precio por kilómetro Línea subtransmisión 66 USD 165.000 kV Línea transmisión 220 kV USD 285.000 Transformador 66/220 kV USD 850.000 Tabla 3.1: Precios infraestructura Fuente: Datos Sr. Fernando Araya, Energía Llaima. Se calcula con esto los costos de infraestructura detallados para cada tramo de la red. El costo de cada tramo de la red es compartido por todos los generadores que hacen uso de ella para transmitir su potencia y la red es seccionada en los diferentes tramos, separados por los nodos generadores, para calcular quien o quienes son los interesados en construir tal parte y son, por lo tanto, los indicados para financiarla. Esto se puede apreciar en la Figura 3.4. Figura 3.4: Repartición de financiamiento de distintos tramos. Para trazar el segmento de línea de alto voltaje para transmitir la totalidad de la generación, se busca el camino más corto hasta la subestación del SIC más cercana, evitando las restricciones geográficas de la zona. Los costos de infraestructura de este segmento son repartidos en proporciones iguales entre todos los participantes. 63 3.1.4.2 Pérdidas A continuación se calcula la pérdida de ingresos debido a las pérdidas. Para esto se consideró la generación de cada proyecto como la potencia nominal multiplicada por el factor de planta empleado. Teniendo estos valores se utilizó el siguiente procedimiento para el cálculo de la pérdida en la línea: Se calcula la corriente por cada segmento del conductor: (2) Donde P(i) es la potencia total por cada segmento y V es el voltaje de subtransmisión (en este caso 66 kV). Luego, se calcula la pérdida como: (3) Con largo(i) el largo en kilómetros del segmento de línea que se calcula y R d la resistencia por kilómetro usada para la red de subtransmisión. El valor usado para la resistencia del conductor de la línea de subtransmisión es 0.168 [Ohm/Km]. Este valor corresponde al conductor de aluminio AAC CANTON para 66kV. Para el caso de la línea de alta tensión de 220 kV, el procedimiento es análogo y se utiliza una resistencia de 0.0892 [Ohm/Km], la cual corresponde a un conductor FLINT de alta tensión. Una vez calculadas las pérdidas por cada tramo de la red, éstas se valorizan para cada año considerando el precio de nudo estimado y son repartidas entre los generadores que inyectan su potencia a través de estos tramos de la siguiente manera: (4) Donde PagoPerdida(i,j) es el valor que le corresponde pagar al generador j por las pérdidas en el tramo i de la red. ValorPerdida(i) es la valorización de la pérdida en el tramo i. Potencia(j) es la potencia generada en el generador j (con factor de planta aplicado). El denominador corresponde a la suma de toda la potencia transmitida por los k generadores que participan dentro del tramo i. Finalmente se tiene el valor total de las perdidas por subtransmisión y transmisión y la proporción que representan dentro de los ingresos anuales. 64 3.1.4.3 Centro de Gravedad El programa ofrece la opción de hacer el diseño utilizando un punto de conexión ubicado en el centro de gravedad del grupo de centros generadores. (5) Utilizando este punto se pretende ubicar el punto de elevación de tensión lo más equilibradamente posible respecto a las magnitudes de potencia que ocurren en la línea, de manera de minimizar la cantidad de cableado considerando la influencia de las pérdidas. Matemáticamente este punto minimiza los costos del traslado de la energía considerando las distancias entre el punto de inyección elegido y los diferentes generadores. Este punto es un cálculo proporcional entre la distancia a las centrales y el peso ponderado de cada una consistente en su potencia instalada. 3.1.5 Input del programa El usuario entrega al programa antes de ser ejecutado, los siguientes valores para ser usados en el cálculo: - Coordenadas (x,y) de cada proyecto. Potencia nominal de cada proyecto. Costo por kilómetro de línea de subtransmisión y transmisión. Costo estación elevadora. Factor de planta a utilizar. Coordenadas (x,y) de restricciones geográficas de la zona. Ubicaciones (x,y) de subestaciones del SIC de la zona. Resistencia a usar en líneas (SubTx y Tx). 3.1.6 Output del programa El programa entrega como output un archivo Excel llamado PuntoElegido.xlsx en el cual es posible encontrar los siguientes datos: 65 Hoja Inversión Pérdidas Ingresos VAN Generadores FLUJOS Y VAN Total Datos - Largo de línea de subtransmisión utilizado por cada generador y su respectivo costo. - Total en km. de línea utilizado para la red de subtransmisión. - Costo total línea subtransmisión. - Pérdida anual en Wh en cada tramo de la red de subtransmisión. - Total pérdidas anuales en subtransmisión y transmisión. - Valorización del total de pérdidas anuales en subtransmisión y transmisión. - Pérdida anual en Wh correspondiente a cada generador. - Costo anual correspondiente a las pérdidas para cada generador. - Porcentaje que representa la pérdida total sobre el ingreso total de la generación de energía. - Potencia nominal por generador. - Ingreso anual por generador, considerando FP y PN ingresados. - Total de potencia e ingreso anual. - o o o o o o o o o VAN de costos para cada generador en subtransmisión. Se considera la inversión total en el año 0 y los ingresos por venta de energía desde el año 1. VAN total de costos subtransmisión. VAN total de costos transmisión. Tabla de Flujos para evaluación económica, compuesta por las filas para 20 años de: Ingresos. Pérdidas. Inversión. Flujo caja. Flujo descontado. Sumas parciales. VAN. Años recuperación de la inversión. TIR. Adicionalmente el archivo Excel contiene una hoja llamada Input donde se ingresan los datos de: Costo de inversión en centrales (US$/MW), Factor de planta, Precio Nudo a utilizar, Porcentaje de la inversión a ser financiada con préstamo, Interés del préstamo, Años plazo préstamo y Tasa de descuento a ser considera para la evaluación de la inversión. Para el caso de la ejecución con punto determinado como el Centro de Gravedad, el proceso es análogo y los resultados son guardados en una planilla de Excel llamada CentroGravedad.xlsx. 66 3.1.7 Servidumbres Es importante considerar que hoy una de las problemáticas más importantes para llevar a la práctica un proyecto de construcción de línea en Chile son las servidumbres de paso. La obtención de acuerdos y permisos para el paso del trazado eléctrico por terrenos públicos y privados es un trámite que influye de gran manera en la definición de los costos y tiempos de un proyecto de este tipo. Durante los últimos años, la forma en que estas negociaciones se llevan a cabo ha cambiado considerablemente, debido a un aumento del interés por parte de los afectos respecto a los beneficios económicos que puede significar el pago de servidumbres. Además, la sociedad ha evolucionado hacia un pensamiento de fuerte rechazo a proyectos que intervienen el ambiente, por lo que la oposición se ha vuelto más fuerte tanto desde el ámbito privado como del público. Un proyecto de transmisión eléctrica debe considerar dentro de su evaluación y flujos, definitivamente el ítem asociado a pagos de servidumbres, que hoy alcanza proporciones muy importantes dentro de los costos finales del proyecto. A pesar de esto, para este trabajo no se consideró valores asociados a la obtención de servidumbres de paso, debido principalmente a que no es el enfoque que se le ha querido dar, que corresponde a un análisis desde el punto de vista de optimización de infraestructura eléctrica. Además, dadas las características estocásticas que los costos por servidumbre presentan, es muy complejo predecirlos y sólo se puede lograr ciertas estimaciones, que no reflejan perfectamente la realidad social, económica y geopolítica de la zona y el país donde el proyecto se llevará a cabo y durante el tiempo en que se desarrolle. 3.2 Manual de uso del programa 3.2.1 Ingreso de datos previos. En el archivo de Matlab PuntoElegido.m y CentroGravedad.m, respectivamente para los dos tipos de solución que el programa ofrece, se debe ingresar los siguientes valores como parte del input a procesar: 67 Variable KmLinea66 KmLinea220 Transformacion66220 Potencias FP A Subestaciones Resistencia resistenciaT 3.2.2 Descripción Costo por kilómetro de línea subtransmisión (USD). Costo por kilómetro de línea transmisión (USD). Costo por estación de transformación (USD). Vector con potencias nominales del grupo de proyectos (MW). Factor de planta a utilizar. Matriz Nx2 con coordenadas (x,y) de ubicación de proyectos de generación. N=número de proyectos. Matriz Sx2 con coordenadas (x,y) de ubicación de subestaciones del SIC dentro de la zona. S= número de subestaciones. Valor de resistencia línea de subtransmisión (Ω/km). Valor de resistencia línea de transmisión (Ω/km). Ejecución del programa. Luego de ejecutar el programa se abre una ventana pidiendo al usuario elegir qué tipo de punto se utiliza: Centro de Gravedad o Elegido por el usuario. Figura 3.5: Elección de sistema para diseñar solución. Una vez elegido el sistema de solución de diseño, se muestra el mapa con los puntos donde se ubican los proyectos de centrales. En este momento se solicita al usuario clickear el punto donde se pretende ubicar la estación elevadora, donde termina la línea de subtransmisión y comienza la de transmisión. En caso de haber elegido utilizar el Centro de Gravedad, la solución se genera automáticamente sin pedir ningún punto. 68 Figura 3.6: Ingreso punto de estación elevadora. Luego del procesamiento, el programa dibuja el trazado optimizado en la imagen, considerando el cálculo de la parte de tensión de subtransmisión y la de alta tensión (verde y rojo respectivamente). 100 200 15 5 13 21 19.7 125.5 6.514 11 31.8 7.5 300 9 18.4 8 22 7.710 6.3 15 7 19.8 400 1 4.9 2 12 34.7 47.7 6518.5 16 17 13 18 38 18.5 500 12 19 8 20 15 600 100 200 300 400 500 600 700 800 900 Figura 3.7: Trazado óptimo de la red entregado por el programa. 3.2.3 Variables importantes a considerar 69 Luego de la ejecución del programa puede ser útil considerar las siguientes variables para un seguimiento de los procedimientos: - - - [x,map]=imread('mapa.jpg','jpg')= Obtención de la imagen de ubicación de los proyectos, donde mapa.jpg es el archivo imagen de la zona geográfica. factorGrosor= nivel de grosor de las líneas a ser dibujadas en el trazado de la red, proporcional a la potencia que circula por los diferentes trazados (Default=0.02). [C(1,1),C(1,2)]= coordenadas ubicación estación elevadora. in=inpolygon(A(:,1),A(:,2),Restricción(:,1), Restricción(:,2))= vector correspondiente a variables booleanas que indican si cada proyecto de generación está o no dentro de Restricción, que define una restricción geográfica. A es la matriz de ubicaciones de los proyectos. RED= matriz Rx3 que almacena los puntos que van siendo agregados a la red de subtransmisión a medida que el algoritmo se ejecuta. largos= vector de largos en km. para cada tramo de la red. largosAcum= vector de largos para cada generador, correspondiente a la distancia que recorre la respectiva potencia generada. uniones= matriz que define las uniones trazadas para formar la red de subtransmisión. Se compone por 5 columnas: o 1: Generador origen. o 2: Generador destino. o 3: Potencia que circula por el tramo. o 4: Largo del tramo. o 5: Correlativo. Pagos= Matriz (N+2)xU que contiene variables booleanas que indican en que rama paga cada generador. N= número de generadores, U=número de tramos de la red. PagosGeneradores= vector con valores a pagar por su participación en la inversión de la línea. Perdidas= vector de pérdidas para cada segmento. pagosGenXperdidas= vector de pagos de cada generador por las correspondientes pérdidas. 3.2.4 Resultados Luego de obtener el trazado óptimo de la línea, dibujado sobre la foto del área de ubicación de los proyectos, se puede obtener los resultados calculados en la planilla Excel llamada 70 “PuntoElegido.xlsx” o “CentroGravedad.xlsx” respectivamente para el caso de elección del punto por el usuario o el Centro de Gravedad definido. Los resultados incluidos en esta planilla se resumen en la siguiente tabla: Hoja Inversión Pérdidas Ingresos foto Datos - Largo de línea de subtransmisión utilizado por cada generador y su respectivo costo. - Total en km. de línea utilizado para la red de subtransmisión. - Costo total línea subtransmisión. - Pérdida anual en Wh en cada tramo de la red de subtransmisión. - Total pérdidas anuales en subtransmisión y transmisión. - Valorización del total de pérdidas anuales en subtransmisión y transmisión. - Pérdida anual en Wh correspondiente a cada generador. - Costo anual correspondiente a las pérdidas para cada generador. - Porcentaje que representa la pérdida total sobre el ingreso total de la generación de energía. y - Potencia nominal por generador. - Ingreso anual por generador, considerando FP y PN ingresados. - Total de potencia e ingreso anual. VAN Generadores FLUJOS y VAN Total - o o o o o o o o o VAN de costos para cada generador en subtransmisión. Se considera la inversión total en el año 0 y los ingresos por venta de energía desde el año 1. VAN total de costos subtransmisión. VAN total de costos transmisión. Tabla de Flujos para evaluación económica, compuesta por las filas para 20 años de: Ingresos. Pérdidas. Inversión. Flujo caja. Flujo descontado. Sumas parciales. VAN. Años recuperación de la inversión. TIR. Adicionalmente el archivo Excel contiene una hoja llamada Input donde se ingresan los datos de: Costo de inversión en centrales (US$/MW), Factor de planta, Precio Nudo a utilizar, Porcentaje de la inversión a ser financiada con préstamo, Interés del préstamo, Años plazo préstamo y Tasa de descuento a ser considera para la evaluación de la inversión. 71 IV. APLICACIÓN Como parte de este trabajo se utilizó el programa elaborado para analizar un caso particular real. Este consiste en un grupo de proyectos de generación que se encuentran en etapa de estudio y que requieren de una línea común para transportar toda la energía generada hacia el sistema troncal nacional. El conjunto de proyectos de generación suman un total de 295.5 MW de potencia nominal, la cual se reparte en 22 centrales, es decir, en promedio se trata de plantas de 13.4 MW. Los emplazamientos de los proyectos corresponden a lugares alejados de grandes centros urbanos, debido a la ubicación del recurso renovable. Tampoco existe cercanía con alguna línea de transmisión con capacidad disponible para recibir tal potencia instalada, lo que crea la necesidad de construir infraestructura de transmisión para evacuar la energía eléctrica generada. Se utilizó para el análisis un factor de planta promedio de 80%. Es decir, de los 295,5 MW totales, se consideran 236,4 MW, que serán despachados. í (6) Además se consideró una proyección a largo plazo de USD 80/MWh como precio de venta de la energía. 4.1.1 Obtención de Resultados 4.1.1.1 Puntos analizados Se realizó el ejercicio para 7 diferentes puntos de conexión, elegidos de manera de diversificar las alternativas para establecer la conexión subtransmisión-transmisión a partir de la estación elevadora. Además de estos 7 puntos se utilizó el punto “Centro de Gravedad”, que corresponde al centro geográfico de potencia del grupo de proyectos de generación. 4.1.1.2 Input Para el análisis se utilizaron los siguientes valores ingresados al cálculo de los resultados: 72 Potencia Total Costo centrales 295,5 MW 2,5 MMUSD/MW Factor de planta 80% Precio venta 80 USD/MWh Tasa de 10% descuento Tabla 4.1: Valores para cálculos de resultados. Se consideró dos escenarios para el financiamiento de la inversión: - Escenario 1: Inversión pagada el primer año por capital privado. Escenario 2: Inversión financiada en un 50% por deuda a 20 años. 4.1.1.3 Output Los valores de interés para el análisis pueden ser fijos para todos los puntos analizados o variar de acuerdo al cambio de la configuración del punto. Dentro de los valores fijos se encuentran: - Inversión en centrales. Ingresos anuales. Inversión en estación elevadora. Los valores que varían de una configuración a otra son: - Inversión en líneas de subtransmisión y transmisión. Pérdidas Subtransmisión. Pérdidas Transmisión. Años recuperación de inversión. Valor Presente Neto (VAN). El horizonte de evaluación económica considerado es de 20 años y la tasa de descuento utilizada es de 10%. 4.1.2 Escenario 1 Se obtuvieron los flujos asociados a los diferentes puntos de conexión. En la Figura 3.8 se observa, a modo de ejemplo, los flujos para el Punto 1. Para ver el resto de las tablas de flujos del Escenario 1, ir a Anexo 1. 73 Punto 1 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales VAN Años recuperación TIR 0 0 0 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 1000 599.901.621 7 10% 1 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 142.943.197 -595.806.803 1000 2 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 129.948.361 -465.858.441 1000 3 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 118.134.874 -347.723.568 1000 4 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 107.395.340 -240.328.228 1000 5 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 97.632.127 -142.696.101 1000 6 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 88.756.479 -53.939.621 1000 7 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 80.687.708 26.748.087 7 8 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 73.352.462 100.100.549 8 Figura 3.8: Flujo ejemplo Punto 1, para Escenario 1. 4.1.2.1 Inversión y pérdidas El resumen para el caso del financiamiento con capital propio privado entrega los siguientes resultados: Pérdidas distribución Pérdidas transmisión Punto Inversión Línea (US$) Inversión Total (US$) kWh / año US$ / año kWh / año US$ / año 1 36.441.655 775.191.655 100.869.465 8.069.557 4.525.572 362.046 2 45.486.775 784.236.775 69.308.460 5.544.677 7.701.781 616.143 3 39.793.426 778.543.426 68.154.817 5.452.385 6.082.701 486.616 4 45.771.301 784.521.301 69.209.564 5.536.765 7.968.083 637.447 5 49.118.669 787.868.669 21.738.263 1.739.061 9.594.440 767.555 6 51.285.472 790.035.472 8.920.458 713.637 10.432.322 834.586 7 38.905.229 777.655.229 84.320.763 6.745.661 5.849.955 467.996 CG 52.632.577 791.382.577 13.447.611 1.075.809 10.833.852 866.708 Total perdidas US$ / año 8.431.603 6.160.819 5.939.001 6.174.212 2.506.616 1.548.222 7.213.657 1.942.517 Ingresos US$/año 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 VAN (US$) 599.901.621 619.234.082 621.122.542 619.120.064 650.344.372 658.503.720 610.270.678 655.146.867 Perdidas 5,09% 3,72% 3,58% 3,73% 1,51% 0,93% 4,35% 1,17% Tabla 4.2: Resultados Escenario 1. Como se puede ver en la Tabla 4.2, dentro de los valores que cambian de manera más significativa están la Inversión en Línea y las Pérdidas. Esto genera una variación significativa en los flujos anuales, considerando la operación de las centrales con un 80% de su potencia nominal instalada, en promedio, con lo cual se calcula el ingreso fijo anual por venta de energía. La Inversión en Línea presenta valores que varían entre aproximadamente USD 36 millones y USD 52 millones, notándose una clara influencia de la proximidad del punto de inyección con el Sistema Interconectado, lo que implica una proporción diferente en el uso de línea de 220 kV (transmisión) y de 66 kV (subtransmisión). Esto también se ve reflejado en la proporción que las pérdidas representan dentro de los ingresos por la venta de energía. Dentro de la inversión total se observó valores mayores para configuraciones donde la utilización de línea de alta tensión es mayor, por ejemplo para el punto de inyección ubicado en el Centro de Gravedad del cúmulo de generadoras. También se calcula una inversión mayor para el caso 6, que tiene una configuración muy similar al Centro de 74 Gravedad. Para estos casos la inversión en infraestructura es aproximadamente USD 15 millones mayor que el caso más barato, el 1, donde la inversión en línea de 220 kV es mínima, como se ve en la Figura 3.9. Inversión Total (US$) 795.000.000 790.000.000 785.000.000 780.000.000 775.000.000 770.000.000 765.000.000 1 2 3 4 5 6 7 CG Figura 3.9: Inversión en infraestructura para las distintas configuraciones. Respecto a las pérdidas en las líneas, el análisis refleja las diferencias cuantitativas para cada configuración estudiada. En esta parte del análisis se evidencia una diferencia mucho más notoria en la influencia que tiene la configuración topológica en los resultados. La configuración óptima en este sentido es la del punto 6, seguida muy de cerca por el Centro de Gravedad, con 19.352 GWh/año y 24.281 GWh/año respectivamente. Los valores más altos se dan en los casos 1 y 7, configuraciones con gran participación de línea de subtransmisión y que presentan pérdidas más de cinco veces mayores a los casos óptimos. 75 Pérdidas (kWh/año) 120.000.000 6,00% 100.000.000 5,00% 80.000.000 4,00% 60.000.000 3,00% 40.000.000 2,00% 20.000.000 1,00% Pérdidas distr 0 Pérdidas transm % Pérdidas 0,00% 1 2 3 4 5 6 7 CG Figura 3.10: Pérdidas de energía anuales. La valoración de las pérdidas en la línea refleja diferencias significativas en el gasto operativo de las generadoras. En términos porcentuales, para el punto de máxima pérdida, éstas representan el 5,09% de los ingresos anuales, mientras que en el mejor caso (punto 6) llegan al 0,93%. Esto significa un gasto anual cinco veces menor en lo que se refiere a las pérdidas de energía en la línea y en la práctica está dado por una diferencia de casi USD 7 millones al año. Pérdidas (US$/año) 9.000.000 8.000.000 7.000.000 6.000.000 5.000.000 Pérdidas distr 4.000.000 Pérdidas transm 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0 1 2 3 4 5 6 7 CG Figura 3.11: Pérdidas de energía anuales valorizadas. 76 4.1.2.2 Valor Presente Neto (VAN) Para el cálculo del Valor Presente Neto (VAN) de cada proyecto de inversión, se consideró los flujos compuestos por la inversión en infraestructura y las pérdidas. Se consideró el pago del la infraestructura financiada con capital propio el primer año del horizonte de evaluación de 20 años. Los resultados muestran una situación favorable a los puntos de conexión donde las pérdidas en la línea son menores, las cuales influyen significativamente sobre la evaluación económica, al considerarse como gastos durante el horizonte de 20 años. Para los puntos de conexión 6 y Centro de Gravedad, los valores son los más altos, presentando diferencias en casi USD 60 millones con el peor caso (punto 1). Esto refleja nuevamente la influencia de la proporción de utilización de línea de transmisión (220 kV) y subtransmisión (66 kV), además de la topología utilizada. Para este escenario, la inversión se recupera en 7 años, independiente del punto de conexión elegido. VAN (US$) (20 años) 670.000.000 660.000.000 650.000.000 640.000.000 630.000.000 620.000.000 610.000.000 600.000.000 590.000.000 580.000.000 570.000.000 1 2 3 4 5 6 7 CG Figura 3.12: Valor Presente Neto (VAN) a horizonte de evaluación de 20 años, Escenario 1. 77 4.1.3 Escenario 2 Se obtuvieron los flujos asociados a los diferentes puntos de conexión. En la Figura 3.12 se observa, a modo de ejemplo, los flujos para el Punto 1. Para ver el resto de las tablas de flujos del Escenario 2, ir a Anexo 2. Punto 1 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales VAN Años recuperación TIR 0 0 0 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 1000 785.811.324 4 25% 1 165.669.120 -8.431.603 -18.838.125 138.399.392 125.817.629 -243.557.371 1000 2 165.669.120 -8.431.603 -19.214.888 138.022.630 114.068.289 -129.489.082 1000 3 165.669.120 -8.431.603 -19.599.185 137.638.332 103.409.716 -26.079.366 1000 4 165.669.120 -8.431.603 -19.991.169 137.246.348 93.741.102 67.661.736 4 5 165.669.120 -8.431.603 -20.390.992 136.846.525 84.970.925 152.632.662 5 6 165.669.120 -8.431.603 -20.798.812 136.438.705 77.016.092 229.648.754 6 7 165.669.120 -8.431.603 -21.214.788 136.022.729 69.801.167 299.449.921 7 Figura 3.12: Flujo ejemplo Punto 1, para Escenario 2. 4.1.3.1 Inversión y pérdidas El resumen para el caso del financiamiento con 50% capital propio privado y 50% deuda a 20 años, entrega los siguientes resultados: Pérdidas distribución Pérdidas transmisión Punto Inversión Línea (US$) Inversión Total (US$) kWh / año US$ / año kWh / año US$ / año 1 36.441.655 775.191.655 100.869.465 8.069.557 4.525.572 362.046 2 45.486.775 784.236.775 69.308.460 5.544.677 7.701.781 616.143 3 39.793.426 778.543.426 68.154.817 5.452.385 6.082.701 486.616 4 45.771.301 784.521.301 69.209.564 5.536.765 7.968.083 637.447 5 49.118.669 787.868.669 21.738.263 1.739.061 9.594.440 767.555 6 51.285.472 790.035.472 8.920.458 713.637 10.432.322 834.586 7 38.905.229 777.655.229 84.320.763 6.745.661 5.849.955 467.996 CG 52.632.577 791.382.577 13.447.611 1.075.809 10.833.852 866.708 Total perdidas US$ / año 8.431.603 6.160.819 5.939.001 6.174.212 2.506.616 1.548.222 7.213.657 1.942.517 Ingresos US$/año 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 165.669.120 VAN (US$) 785.811.324 805.143.785 807.032.245 805.029.767 836.254.075 844.413.422 796.180.380 841.056.570 Perdidas 5,09% 3,72% 3,58% 3,73% 1,51% 0,93% 4,35% 1,17% Tabla 4.3: Resultados Escenario 2. Tal como ocurre en el Escenario 1, las variables que marcan la diferencia son la Inversión en Infraestructura y las Pérdidas en el conductor, lo cual se explica fundamentalmente por la ubicación geográfica del punto de conexión y lejanía con el Sistema Interconectado. Las variables que componen la evaluación económica se mantienen iguales, ya que estas no cambian de un escenario a otro, sino que la diferencia se refleja en el cálculo del Valor Presente Neto (VAN). La comparación entre los valores de inversión y gastos por pérdidas siguen refiriéndose a la proporción en el uso de líneas de subtransmisión y 78 8 165.669.120 -8.431.603 -21.639.084 135.598.433 63.257.670 362.707.591 8 transmisión, siendo estas últimas un aporte mayor en la inversión inicial, pero contribuyen a tener pérdidas significativamente menores en el tiempo. 4.1.3.2 Valor Presente Neto (VAN) El cambio en la forma de financiamiento influye solamente sobre los resultados de Valor Presente Neto (VAN). Para el Escenario 2, el sistema de endeudamiento del 50% de la Inversión en Infraestructura a ser pagada en 20 años influye favorablemente en los valores calculados de VAN y en los años de recuperación de la inversión, que son 4 tres años antes que en el Escenario 1. Esto se explica con la repartición de los pagos de inversión en un horizonte más largo y por consecuencia, un aporte negativo menor de estos flujos descontados. VAN (US$) (20 años) 850.000.000 840.000.000 830.000.000 820.000.000 810.000.000 800.000.000 790.000.000 780.000.000 770.000.000 760.000.000 750.000.000 1 2 3 4 5 6 7 CG Figura 3.13: Valor Presente Neto (VAN) a horizonte de evaluación de 20 años, Escenario 2. Al igual que en el Escenario 1, los casos de mejor evaluación son los que presentan una menor proporción de líneas de subtransmisión en su configuración, lo cual influye directamente sobre las pérdidas que son la diferencia más marcada entre los diferentes puntos. El valor más alto se da en el punto 6, el cual, seguido cercanamente por el Centro de Gravedad, tiene una diferencia de más de USD 58 millones. A continuación se muestra una tabla comparativa entre los 2 escenarios respecto a VAN y a años de recuperación de la inversión. 79 Escenario 1 Escenario 2 Punto VAN (US$) Años VAN (US$) Años 1 599.901.621 7 785.811.324 4 2 619.234.082 7 805.143.785 4 3 621.122.542 7 807.032.245 4 4 619.120.064 7 805.029.767 4 5 650.344.372 7 836.254.075 4 6 658.503.720 7 844.413.422 4 7 610.270.678 7 796.180.380 4 CG 655.146.867 7 841.056.570 4 Tabla 4.4: Comparación entre Escenarios. Se observa como el Escenario 2 es favorable en términos de retorno del valor del proyecto y en tiempo de retorno de la inversión. 80 4.2 Análisis de resultados Después de realizar el análisis de la evaluación económica de los 8 candidatos a puntos de conexión para el grupo de generadoras estudiado, se ha constatado la relevancia que tienen, más que la inversión inicial en infraestructura, las pérdidas en las líneas cuando se evalúa en un horizonte de mediano plazo (20 años comúnmente para proyectos de generación hidroeléctrica). El punto de conexión sugerido inicialmente (Centro de Gravedad), y que considera un equilibrio topológico para los diferentes niveles de potencia nominal de los proyectos, presenta resultados a favorables a largo plazo frente otros puntos, a pesar de que la inversión inicial asociada es mayor. Esto se debe a las diferencias en las cantidades de pérdidas que se presentan en los distintos casos y que se ven influenciados por los valores de las resistencias que fueron consideradas para el conductor de 220 kV y el de 66 kV (0.0892 y 0.168 [Ohm/Km] respectivamente). Para tener mayor retorno de la inversión se deberá construir la línea considerada con el punto Centro de Gravedad o el más similar a éste, que es el número 6 y que, al igual que para el Centro de Gravedad, considera una proporción mayor de línea de transmisión de alta tensión que de subtransmisión. En relación a la inesperada ventaja que significaría la elección del punto 6 frente al Centro de Gravedad, se puede explicar que éste último minimiza la suma de distancias radiales hacia los puntos de los generadores, por lo que la existencia de una restricción geográfica entre las centrales exige una configuración diferente para optimizar la red y evitar pasar por encima de las restricciones. Para el financiamiento lo mejor será buscar un préstamo, que para el caso estudiado, permite una recuperación de la inversión de 3 años más temprano que con financiamiento propio. Esto influye básicamente en la repartición de los flujos negativos a través del tiempo y que permite un descuento menos importante, considerando que la tasa de interés utilizada es del 2% anual. Respecto al uso del algoritmo “Árboles de Mínima Expansión”, utilizado para elaborar el trazado óptimo de la red de subtransmisión, éste opera de manera correcta independiente del escenario y el punto de conexión que se considere, por lo que minimiza cada caso independientemente, dejando el análisis comparativo bajo la influencia de las otras variables mencionadas. Finalmente, todo indica que la alternativa de conexión al sistema eléctrico de Chile a través de una línea de transmisión común para varios proyectos resultaría conveniente, 81 ya que logra amortiguar los grandes costos base que una línea de este tipo significan. Teniendo en cuenta la gran inversión en infraestructura y el retorno que ofrece el proyecto, que permite tener ganancias después de siete años, el proyecto es bastante atractivo, desde el punto de vista de la rentabilidad. El análisis de estos resultados indica también que el modelo aplicado en Brasil, que se asemeja bastante a esta propuesta, es una solución muy factible para Chile y para otros países que presenten estructuras de agrupaciones de proyectos en cuencas u otras zonas geográficas. Además, este tipo de propuestas minimiza el impacto medio ambiental, al desarrollarse sólo un proyecto que interviene el terreno. 82 Conclusiones La experiencia internacional en relación a la conexión de nueva generación renovable presenta variaciones principalmente explicadas por la naturaleza de los actores y la política aplicada. En todos los países, con excepción de Costa Rica, el financiamiento de la conexión de la central de generación corre por cuenta del inversionista, al igual que en Chile, lo cual parece ser lo más lógico al proponerse un mercado abierto a la inversión. Sin embargo, se ha visto como esto ha producido una gran cantidad de limitaciones en el país, ya que muchas veces el proyecto queda atrapado en una incertidumbre con respecto a su viabilidad y los costos que significa construir una línea de interconexión para llegar a la red superan enormemente los retornos de un proyecto de reducida escala. Sin embargo, este es un punto en el que no se debería relajar los requerimientos, sino que las condiciones de conexión deben velar por la seguridad del sistema completo y cumplir con todos los estándares necesarios, sobre todo si se pretende una incorporación más masiva de estos sistemas. La responsabilidad sobre estos costos ha sido en muchos países exitosamente aceptada y la optimización y ampliación de las redes en general están a cargo de las empresas dueñas o administradoras de éstas, lo cual parece ser lo más indicado debido a la dinámica de este negocio. Obstáculos en Chile y propuestas Las limitantes se concentran sin duda en los pequeños proyectos. Probablemente, una solución factible para Chile es fomentar procesos como el caso de Mato Grosso do Sul, Brasil, donde muchos Pequeños Medios de Generación interactúen de manera más cercana para proponer formas de conexión al sistema a través de infraestructura común, ahorrando importantes costos, lo cual favorece a todos. Esto aparenta ser replicable en Chile, debido a las condiciones similares en las que se encuentran grupos de proyectos mini hidro en cuencas del sur o para generación solar en pequeños poblados. La inclusión de nuevas tecnologías de generación presenta en Chile las mismas dificultades que se han visto en otros países del mundo y que tienen que ver con la disponibilidad del recurso. Esto es, intermitencia del viento, presencia del sol, caudales irregulares, entre otras, lo cual incide en los costos de desarrollo de los proyectos y genera distancias entre las factibilidades de cada uno. Es por esto que se debe apoyar el desarrollo de cada una de las tecnologías componentes de la matriz de acuerdo a sus 83 realidades y situaciones temporales, considerando principalmente los distintos costos de desarrollo. Relacionado a esto, se tiene en Chile a diversas instituciones orientadas a apoyar y fomentar el interés en generación de energía de fuentes renovables. Un ejemplo de esto es APEMEC (Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas). Dentro de esta institución se ha logrado grandes avances en el ámbito del desarrollo mini hidro en Chile, convocando y asociando a socios interesados y desarrollando mecanismos de apoyo al financiamiento, principalmente estableciendo relaciones con bancos de Alemania y Noruega. Tanto Apemec, como otros interesados en impulsar proyectos ERNC en Chile tienen como desafío el poder transmitir la energía generada hacia los centros de consumo y es en este ámbito donde la agrupación de proyectos parece ser la mejor oportunidad para reducir el impacto económico particular que tiene esta inversión. Además este trabajo conjunto otorgaría mayor poder de negociación de las centrales generadoras frente a los operadores de las líneas eléctricas, quienes verían además mejores beneficios de concretar acuerdos. Otro punto a analizar es la similitud de Chile con Nueva Zelanda. Si bien ambos países presentan condiciones naturales excepcionales para la generación, podría ser que el país de Oceanía esté muy favorecido al tener una demografía más distribuida, en la cual los centros de generación y consumo se encuentran mucho más cerca de las líneas de transmisión de alto voltaje que en Chile, donde la electricidad viaja cientos de kilómetros para suministrar principalmente en el centro del país. En este sentido, la legislación chilena ha sido acertada respecto a la inclusión de PMGD´s al sistema. La medida que autoriza a las generadoras con excedentes menores a 9 MW a conectarse a las redes de distribución sin pasar por los sistemas de transmisión puede ser muy conveniente para el inversionista y significar un alivio financiero. Esto además facilita el acceso al sistema de una gran cantidad de medios ERNC que se encuentran ubicados en zonas alejadas de grandes consumos y, por lo tanto, de grandes sistemas eléctricos. Desafíos Quizás el mayor escollo encontrado en el estudio del desarrollo de un proyecto de generación ERNC es la necesidad de contar con los permisos para construir la línea de transmisión y que ésta pase por terrenos privados. La situación actual refleja la gran oposición por parte de los afectados a cooperar con la obtención de la servidumbre de paso para la línea eléctrica. Este desacuerdo muchas veces es compartido con la 84 autoridad local, lo cual incide en el retraso de la resolución de las decisiones. Además, la legislación ambiental impone requisitos que implican procesos largos y engorrosos que, muchas veces, desvían la atención de lo que realmente tiene importancia. En este sentido, el gran desafío, tanto para la autoridad, inversionistas y privados afectados es buscar una manera de llegar a consenso para desarrollar un sistema eléctrico que dé cabida a las ERNC, considerando la necesidad imperiosa de contar con energía para el país y los beneficios que presentan estas tecnologías limpias. En principio, hace falta un contacto más efectivo entre las partes interesadas, lo cual podría dar un mayor dinamismo al proceso. Para lograr esto es necesaria una acción reguladora que tenga una intervención más directa en los procesos de obtención de permisos ambientales y servidumbres. Una posibilidad para esto es ejercer concesiones eléctricas planificadas para proyectos de líneas que interconecten grupos de generadoras, donde el Estado se presente como interesado frente a los afectados, obteniendo él los permisos que luego transferiría al generador interesado o al constructor de la línea. Respecto a los incentivos tarifarios para las ERNC, teniendo en cuenta la naturaleza del sistema eléctrico chileno, que presenta regulación de precios y planificación en generación y transmisión, se puede decir que el sistema de cuotas implementado a través de la Ley 20.257 es adecuado para el país. Si bien los niveles de penetración propuestos y alcanzados pueden ser discutidos, la manera en que la obligación se implementa parece ser la correcta, ya que se ofrece un ingreso extra a los generadores ERNC, a través de un mercado secundario de “energía verde”, sin incidir directamente en los precios finales de la energía, como si ocurre con sistemas Feed-In Tariff. Otra ventaja de implementar el sistema de cuotas en Chile es el hecho que no interviene la libertad de mercado vigente en el segmento generación y no atenta contra la garantía institucional nacional de garantizar la operación más económica para el sistema eléctrico. Es sistema de incentivos a través de Feed-In Tariff está siendo cuestionado actualmente en los países emblema de su implementación, como Alemania y España, debido a los altos costos incurridos a través de la gran cantidad de subsidios entregados y tarifas muy atractivas, principalmente para energía eólica y solar. Estos países han tenido que rebajar estos incentivos, lo que ha provocado la pérdida de empleos y el cierre de numerosas empresas. 85 Todo indica que, contando con una buena planificación y regulación, las empresas seguirán valorando el contar con certificados de energía renovable dentro del libre mercado chileno, que determina su valor de acuerdo a la demanda y oferta. Aquí es importante, por lo tanto, definir un valor de cuota adecuado, que incentive la inversión en ERNC a través de pagos exclusivos por este producto. Como se menciona en este trabajo, la participación ERNC en la generación eléctrica nacional no ha alcanzado niveles significativos todavía (3,1% del total en el SIC, de acuerdo al CDEC-SIC). Una propuesta aplicable, y que en la práctica tendría efectos en la cantidad de ERNC en el sistema, es el “Desafío 20-20”, que actualmente se encuentra en proceso de evaluación para aumentar la obligación de contar con ERNC para las empresas, para llegar a un 20% de participación en la matriz. El Gobierno anunció el 2011 que apoyará este plan e impulsará un “poderoso plan de desarrollo de energías limpias y renovables”, para alcanzar esta meta. Aparentemente, esto sería una medida que, de aplicarse correctamente, apoyaría la política implementada en Chile en materia ERNC, desde el punto de vista de la aplicabilidad, para seguir impulsando la evolución del sistema energético hacia una matriz más limpia y eficiente. El mundo se encuentra hoy consternado por los recientes desastres petroleros, graves accidentes de mineros en sus faenas y alarmantes precios crecientes del petróleo y la energía. En este contexto las ERNC se presentan como una auspiciosa alternativa para un futuro más limpio y eficiente. 86 BIBLIOGRAFÍA PORRUA, F., CHABAR, R., THOMÉ, L.M., BARROSO, L.A., PEREIRA, M., “Incorporating Large-Scale Renewable to the Transmission Grid: Technical and Regulatory Issues”, IEEE General Meeting, Calgary, Canada, Julio 2009. EL EXPORTADOR DIGITAL, “El viento a favor”, Noviembre 2005. (http://www.elexportador.com/112005/digital/mercados_reinounido.asp). NATIONAL GRID, “Connect and Manage Guidance”, Enero 2011. Disponible en www.nationalgrid.com. NATIONAL GRID, “Connection and Use of System Code (CUSC)”, Febrero 2007. Disponible en www.nationalgrid.com. TRANSPOWER NEW ZEALAND LTD., “Connecting and Dispatching New Generation in New Zealand”, Febrero 2007. Disponible en www.transpower.co.nz. 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Punto 1 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales 0 0 0 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 1000 599.901.621 7 10% VAN Años recuperación TIR 8 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 73.352.462 100.100.549 9 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 66.684.057 166.784.606 10 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 60.621.870 227.406.475 11 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 55.110.791 282.517.266 1 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 142.943.197 -595.806.803 1000 12 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 50.100.719 332.617.984 2 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 129.948.361 -465.858.441 1000 13 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 45.546.108 378.164.092 3 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 118.134.874 -347.723.568 1000 14 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 41.405.553 419.569.645 15 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 37.641.411 457.211.056 4 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 107.395.340 -240.328.228 1000 16 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 34.219.465 491.430.521 5 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 97.632.127 -142.696.101 1000 17 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 31.108.605 522.539.126 6 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 88.756.479 -53.939.621 1000 18 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 28.280.550 550.819.675 7 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 80.687.708 26.748.087 7 19 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 25.709.590 576.529.266 8 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 73.352.462 100.100.549 8 20 165.669.120 -8.431.603 0 157.237.517 23.372.355 599.901.621 Punto 2 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales VAN Años recuperación TIR 0 0 0 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 1000 619.234.082 7 10% 1 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 145.007.546 -593.742.454 1000 2 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 131.825.042 -461.917.412 1000 3 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 119.840.947 -342.076.465 1000 4 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 108.946.316 -233.130.149 1000 5 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 99.042.105 -134.088.044 1000 6 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 90.038.277 -44.049.767 1000 7 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 81.852.979 37.803.213 7 8 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 74.411.799 112.215.012 8 91 8 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 74.411.799 112.215.012 9 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 67.647.090 179.862.103 10 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 61.497.355 241.359.458 11 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 55.906.686 297.266.144 12 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 50.824.260 348.090.404 13 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 46.203.873 394.294.277 14 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 42.003.521 436.297.798 15 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 38.185.019 474.482.817 16 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 34.713.654 509.196.471 17 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 31.557.867 540.754.338 18 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 28.688.970 569.443.308 19 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 26.080.882 595.524.190 20 165.669.120 -6.160.819 0 159.508.301 23.709.893 619.234.082 Punto 3 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales 0 0 0 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 1000 621.122.542 7 10% VAN Años recuperación TIR 8 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 74.515.279 113.398.394 9 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 67.741.163 181.139.557 10 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 61.582.875 242.722.432 11 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 55.984.432 298.706.864 1 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 145.209.199 -593.540.801 1000 12 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 50.894.938 349.601.803 2 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 132.008.362 -461.532.439 1000 13 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 46.268.126 395.869.928 3 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 120.007.602 -341.524.837 1000 14 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 42.061.932 437.931.861 15 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 38.238.120 476.169.981 4 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 109.097.820 -232.427.017 1000 16 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 34.761.928 510.931.909 5 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 99.179.837 -133.247.180 1000 17 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 31.601.752 542.533.661 6 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 90.163.488 -43.083.692 1000 18 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 28.728.866 571.262.527 7 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 81.966.807 38.883.115 7 19 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 26.117.151 597.379.678 8 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 74.515.279 113.398.394 8 20 165.669.120 -5.939.001 0 159.730.119 23.742.864 621.122.542 Punto 4 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales VAN Años recuperación TIR 0 0 0 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 1000 619.120.064 7 10% 1 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 144.995.371 -593.754.629 1000 2 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 131.813.974 -461.940.655 1000 3 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 119.830.885 -342.109.770 1000 4 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 108.937.168 -233.172.602 1000 5 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 99.033.789 -134.138.812 1000 6 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 90.030.718 -44.108.094 1000 7 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 81.846.107 37.738.013 7 8 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 74.405.552 112.143.564 8 92 8 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 74.405.552 112.143.564 9 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 67.641.411 179.784.975 10 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 61.492.192 241.277.167 11 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 55.901.992 297.179.159 12 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 50.819.993 347.999.152 13 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 46.199.994 394.199.146 14 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 41.999.994 436.199.140 15 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 38.181.813 474.380.953 16 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 34.710.739 509.091.692 17 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 31.555.217 540.646.909 18 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 28.686.561 569.333.470 19 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 26.078.692 595.412.162 20 165.669.120 -6.174.212 0 159.494.908 23.707.902 619.120.064 Punto 5 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales 0 0 0 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 1000 650.344.372 7 11% VAN Años recuperación TIR 8 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 76.116.512 131.709.916 9 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 69.196.829 200.906.745 10 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 62.906.208 263.812.953 11 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 57.187.462 321.000.416 1 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 148.329.549 -590.420.451 1000 12 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 51.988.602 372.989.018 2 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 134.845.044 -455.575.407 1000 13 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 47.262.365 420.251.383 3 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 122.586.404 -332.989.003 1000 14 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 42.965.787 463.217.170 15 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 39.059.806 502.276.976 4 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 111.442.185 -221.546.817 1000 16 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 35.508.915 537.785.891 5 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 101.311.078 -120.235.739 1000 17 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 32.280.832 570.066.722 6 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 92.100.980 -28.134.760 1000 18 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 29.346.210 599.412.933 7 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 83.728.163 55.593.404 7 19 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 26.678.373 626.091.306 8 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 76.116.512 131.709.916 8 20 165.669.120 -2.506.616 0 163.162.504 24.253.067 650.344.372 93 Punto 6 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales 0 0 0 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 1000 658.503.720 7 11% VAN Años recuperación TIR 7 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 84.219.971 60.259.266 8 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 76.563.610 136.822.876 9 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 69.603.282 206.426.158 10 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 63.275.711 269.701.869 11 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 57.523.373 327.225.242 1 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 149.200.816 -589.549.184 1000 12 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 52.293.976 379.519.218 13 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 47.539.978 427.059.196 2 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 135.637.105 -453.912.079 1000 14 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 43.218.162 470.277.358 3 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 123.306.460 -330.605.619 1000 15 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 39.289.238 509.566.596 16 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 35.717.489 545.284.085 4 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 112.096.781 -218.508.838 1000 17 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 32.470.445 577.754.530 5 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 101.906.165 -116.602.673 1000 18 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 29.518.586 607.273.116 6 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 92.641.968 -23.960.705 1000 19 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 26.835.078 634.108.194 7 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 84.219.971 60.259.266 7 20 165.669.120 -1.548.222 0 164.120.898 24.395.526 658.503.720 Punto 7 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales VAN Años recuperación TIR 0 0 0 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 1000 610.270.678 7 10% 1 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 144.050.421 -594.699.579 1000 2 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 130.954.928 -463.744.652 1000 3 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 119.049.934 -344.694.717 1000 4 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 108.227.213 -236.467.504 1000 5 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 98.388.375 -138.079.129 1000 6 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 89.443.978 -48.635.151 1000 7 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 81.312.707 32.677.556 7 94 8 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 73.920.643 106.598.199 9 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 67.200.584 173.798.783 10 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 61.091.440 234.890.223 Centro Gravedad Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales 0 0 0 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 -738.750.000 1000 655.146.867 7 11% VAN Años recuperación TIR 8 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 76.379.669 134.719.343 9 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 69.436.062 204.155.406 11 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 55.537.673 290.427.896 10 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 63.123.693 267.279.099 11 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 57.385.176 324.664.274 12 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 50.488.794 340.916.690 13 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 45.898.903 386.815.593 1 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 148.842.366 -589.907.634 1000 12 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 52.168.341 376.832.616 14 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 41.726.276 428.541.869 2 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 135.311.242 -454.596.392 1000 13 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 47.425.765 424.258.381 15 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 37.932.978 466.474.847 3 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 123.010.220 -331.586.171 1000 14 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 43.114.332 467.372.712 15 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 39.194.847 506.567.559 16 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 34.484.525 500.959.372 4 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 111.827.473 -219.758.699 1000 16 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 35.631.679 542.199.239 17 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 31.349.569 532.308.941 18 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 28.499.608 560.808.548 5 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 101.661.339 -118.097.360 1000 17 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 32.392.436 574.591.674 19 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 25.908.734 586.717.283 6 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 92.419.399 -25.677.961 1000 18 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 29.447.669 604.039.343 20 165.669.120 -7.213.657 0 158.455.463 23.553.395 610.270.678 7 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 84.017.635 58.339.675 7 19 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 26.770.608 630.809.951 8 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 76.379.669 134.719.343 8 20 165.669.120 -1.942.517 0 163.726.603 24.336.916 655.146.867 95 Anexo 2: Flujos Escenario 2 Punto 1 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales 0 0 0 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 1000 785.811.324 4 25% VAN Años recuperación TIR 8 165.669.120 -8.431.603 -21.639.084 135.598.433 63.257.670 362.707.591 9 165.669.120 -8.431.603 -22.071.866 135.165.651 57.323.431 420.031.021 10 165.669.120 -8.431.603 -22.513.303 134.724.214 51.942.017 471.973.038 11 165.669.120 -8.431.603 -22.963.569 134.273.948 47.062.200 519.035.238 1 165.669.120 -8.431.603 -18.838.125 138.399.392 125.817.629 -243.557.371 1000 12 165.669.120 -8.431.603 -23.422.841 133.814.676 42.637.480 561.672.717 2 165.669.120 -8.431.603 -19.214.888 138.022.630 114.068.289 -129.489.082 1000 13 165.669.120 -8.431.603 -23.891.297 133.346.220 38.625.650 600.298.367 3 165.669.120 -8.431.603 -19.599.185 137.638.332 103.409.716 -26.079.366 1000 14 165.669.120 -8.431.603 -24.369.123 132.868.394 34.988.401 635.286.768 15 165.669.120 -8.431.603 -24.856.506 132.381.011 31.690.962 666.977.730 4 165.669.120 -8.431.603 -19.991.169 137.246.348 93.741.102 67.661.736 4 16 165.669.120 -8.431.603 -25.353.636 131.883.881 28.701.775 695.679.505 5 165.669.120 -8.431.603 -20.390.992 136.846.525 84.970.925 152.632.662 5 17 165.669.120 -8.431.603 -25.860.709 131.376.808 25.992.201 721.671.706 6 165.669.120 -8.431.603 -20.798.812 136.438.705 77.016.092 229.648.754 6 18 165.669.120 -8.431.603 -26.377.923 130.859.594 23.536.248 745.207.954 7 165.669.120 -8.431.603 -21.214.788 136.022.729 69.801.167 299.449.921 7 19 165.669.120 -8.431.603 -26.905.481 130.332.036 21.310.329 766.518.283 8 165.669.120 -8.431.603 -21.639.084 135.598.433 63.257.670 362.707.591 8 20 165.669.120 -8.431.603 -27.443.591 129.793.926 19.293.040 785.811.324 Punto 2 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales VAN Años recuperación TIR 0 0 0 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 1000 805.143.785 4 25% 1 165.669.120 -6.160.819 -18.838.125 140.670.176 127.881.978 -241.493.022 1000 2 165.669.120 -6.160.819 -19.214.888 140.293.413 115.944.970 -125.548.052 1000 3 165.669.120 -6.160.819 -19.599.185 139.909.115 105.115.789 -20.432.263 1000 4 165.669.120 -6.160.819 -19.991.169 139.517.132 95.292.078 74.859.815 4 5 165.669.120 -6.160.819 -20.390.992 139.117.308 86.380.903 161.240.718 5 6 165.669.120 -6.160.819 -20.798.812 138.709.489 78.297.890 239.538.608 6 7 165.669.120 -6.160.819 -21.214.788 138.293.512 70.966.439 310.505.047 7 8 165.669.120 -6.160.819 -21.639.084 137.869.217 64.317.007 374.822.054 8 96 8 165.669.120 -6.160.819 -21.639.084 137.869.217 64.317.007 374.822.054 9 165.669.120 -6.160.819 -22.071.866 137.436.435 58.286.465 433.108.519 10 165.669.120 -6.160.819 -22.513.303 136.994.998 52.817.502 485.926.021 11 165.669.120 -6.160.819 -22.963.569 136.544.731 47.858.095 533.784.116 12 165.669.120 -6.160.819 -23.422.841 136.085.460 43.361.021 577.145.137 13 165.669.120 -6.160.819 -23.891.297 135.617.003 39.283.415 616.428.553 14 165.669.120 -6.160.819 -24.369.123 135.139.177 35.586.369 652.014.922 15 165.669.120 -6.160.819 -24.856.506 134.651.795 32.234.569 684.249.491 16 165.669.120 -6.160.819 -25.353.636 134.154.665 29.195.964 713.445.454 17 165.669.120 -6.160.819 -25.860.709 133.647.592 26.441.464 739.886.918 18 165.669.120 -6.160.819 -26.377.923 133.130.378 23.944.669 763.831.587 19 165.669.120 -6.160.819 -26.905.481 132.602.819 21.681.621 785.513.207 20 165.669.120 -6.160.819 -27.443.591 132.064.710 19.630.578 805.143.785 Punto 3 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales 0 0 0 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 1000 807.032.245 4 25% VAN Años recuperación TIR 8 165.669.120 -5.939.001 -21.639.084 138.091.034 64.420.487 376.005.436 9 165.669.120 -5.939.001 -22.071.866 137.658.253 58.380.537 434.385.973 10 165.669.120 -5.939.001 -22.513.303 137.216.815 52.903.022 487.288.995 11 165.669.120 -5.939.001 -22.963.569 136.766.549 47.935.841 535.224.836 1 165.669.120 -5.939.001 -18.838.125 140.891.994 128.083.630 -241.291.370 1000 12 165.669.120 -5.939.001 -23.422.841 136.307.278 43.431.699 578.656.536 2 165.669.120 -5.939.001 -19.214.888 140.515.231 116.128.290 -125.163.079 1000 13 165.669.120 -5.939.001 -23.891.297 135.838.821 39.347.668 618.004.203 3 165.669.120 -5.939.001 -19.599.185 140.130.933 105.282.444 -19.880.635 1000 14 165.669.120 -5.939.001 -24.369.123 135.360.995 35.644.781 653.648.984 15 165.669.120 -5.939.001 -24.856.506 134.873.613 32.287.671 685.936.655 4 165.669.120 -5.939.001 -19.991.169 139.738.950 95.443.583 75.562.948 4 16 165.669.120 -5.939.001 -25.353.636 134.376.483 29.244.238 715.180.892 5 165.669.120 -5.939.001 -20.390.992 139.339.126 86.518.635 162.081.582 5 17 165.669.120 -5.939.001 -25.860.709 133.869.410 26.485.349 741.666.241 6 165.669.120 -5.939.001 -20.798.812 138.931.306 78.423.101 240.504.683 6 18 165.669.120 -5.939.001 -26.377.923 133.352.196 23.984.565 765.650.806 7 165.669.120 -5.939.001 -21.214.788 138.515.330 71.080.266 311.584.949 7 19 165.669.120 -5.939.001 -26.905.481 132.824.637 21.717.890 787.368.696 8 165.669.120 -5.939.001 -21.639.084 138.091.034 64.420.487 376.005.436 8 20 165.669.120 -5.939.001 -27.443.591 132.286.528 19.663.549 807.032.245 Punto 4 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales VAN Años recuperación TIR 0 0 0 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 1000 805.029.767 4 25% 1 165.669.120 -6.174.212 -18.838.125 140.656.783 127.869.803 -241.505.197 1000 2 165.669.120 -6.174.212 -19.214.888 140.280.021 115.933.901 -125.571.296 1000 3 165.669.120 -6.174.212 -19.599.185 139.895.723 105.105.727 -20.465.568 1000 4 165.669.120 -6.174.212 -19.991.169 139.503.739 95.282.931 74.817.363 4 5 165.669.120 -6.174.212 -20.390.992 139.103.916 86.372.587 161.189.950 5 6 165.669.120 -6.174.212 -20.798.812 138.696.096 78.290.330 239.480.281 6 7 165.669.120 -6.174.212 -21.214.788 138.280.120 70.959.566 310.439.847 7 8 165.669.120 -6.174.212 -21.639.084 137.855.824 64.310.759 374.750.606 8 97 8 165.669.120 -6.174.212 -21.639.084 137.855.824 64.310.759 374.750.606 9 165.669.120 -6.174.212 -22.071.866 137.423.042 58.280.785 433.031.391 10 165.669.120 -6.174.212 -22.513.303 136.981.605 52.812.339 485.843.729 11 165.669.120 -6.174.212 -22.963.569 136.531.339 47.853.401 533.697.131 12 165.669.120 -6.174.212 -23.422.841 136.072.068 43.356.754 577.053.885 13 165.669.120 -6.174.212 -23.891.297 135.603.611 39.279.536 616.333.421 14 165.669.120 -6.174.212 -24.369.123 135.125.785 35.582.842 651.916.263 15 165.669.120 -6.174.212 -24.856.506 134.638.402 32.231.363 684.147.626 16 165.669.120 -6.174.212 -25.353.636 134.141.272 29.193.049 713.340.675 17 165.669.120 -6.174.212 -25.860.709 133.634.200 26.438.814 739.779.489 18 165.669.120 -6.174.212 -26.377.923 133.116.985 23.942.260 763.721.749 19 165.669.120 -6.174.212 -26.905.481 132.589.427 21.679.431 785.401.180 20 165.669.120 -6.174.212 -27.443.591 132.051.317 19.628.587 805.029.767 Punto 5 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales 0 0 0 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 1000 836.254.075 4 26% VAN Años recuperación TIR 8 165.669.120 -2.506.616 -21.639.084 141.523.420 66.021.720 394.316.957 9 165.669.120 -2.506.616 -22.071.866 141.090.638 59.836.203 454.153.161 10 165.669.120 -2.506.616 -22.513.303 140.649.201 54.226.355 508.379.516 11 165.669.120 -2.506.616 -22.963.569 140.198.934 49.138.871 557.518.388 1 165.669.120 -2.506.616 -18.838.125 144.324.379 131.203.981 -238.171.019 1000 12 165.669.120 -2.506.616 -23.422.841 139.739.663 44.525.363 602.043.751 2 165.669.120 -2.506.616 -19.214.888 143.947.616 118.964.972 -119.206.047 1000 13 165.669.120 -2.506.616 -23.891.297 139.271.206 40.341.908 642.385.658 3 165.669.120 -2.506.616 -19.599.185 143.563.319 107.861.246 -11.344.801 1000 14 165.669.120 -2.506.616 -24.369.123 138.793.380 36.548.635 678.934.293 15 165.669.120 -2.506.616 -24.856.506 138.305.998 33.109.356 712.043.649 4 165.669.120 -2.506.616 -19.991.169 143.171.335 97.787.948 86.443.147 4 16 165.669.120 -2.506.616 -25.353.636 137.808.868 29.991.225 742.034.874 5 165.669.120 -2.506.616 -20.390.992 142.771.511 88.649.876 175.093.023 5 17 165.669.120 -2.506.616 -25.860.709 137.301.795 27.164.428 769.199.302 6 165.669.120 -2.506.616 -20.798.812 142.363.692 80.360.592 255.453.615 6 18 165.669.120 -2.506.616 -26.377.923 136.784.581 24.601.909 793.801.212 7 165.669.120 -2.506.616 -21.214.788 141.947.715 72.841.622 328.295.238 7 19 165.669.120 -2.506.616 -26.905.481 136.257.022 22.279.112 816.080.324 8 165.669.120 -2.506.616 -21.639.084 141.523.420 66.021.720 394.316.957 8 20 165.669.120 -2.506.616 -27.443.591 135.718.913 20.173.752 836.254.075 98 Punto 6 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales 0 0 0 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 1000 844.413.422 4 26% VAN Años recuperación TIR 8 165.669.120 -1.548.222 -21.639.084 142.481.813 66.468.818 399.429.918 9 165.669.120 -1.548.222 -22.071.866 142.049.032 60.242.656 459.672.574 10 165.669.120 -1.548.222 -22.513.303 141.607.594 54.595.858 514.268.432 11 165.669.120 -1.548.222 -22.963.569 141.157.328 49.474.782 563.743.214 1 165.669.120 -1.548.222 -18.838.125 145.282.773 132.075.248 -237.299.752 1000 12 165.669.120 -1.548.222 -23.422.841 140.698.057 44.830.737 608.573.951 2 165.669.120 -1.548.222 -19.214.888 144.906.010 119.757.033 -117.542.719 1000 13 165.669.120 -1.548.222 -23.891.297 140.229.600 40.619.520 649.193.471 3 165.669.120 -1.548.222 -19.599.185 144.521.712 108.581.302 -8.961.417 1000 14 165.669.120 -1.548.222 -24.369.123 139.751.774 36.801.010 685.994.481 15 165.669.120 -1.548.222 -24.856.506 139.264.392 33.338.788 719.333.269 4 165.669.120 -1.548.222 -19.991.169 144.129.729 98.442.544 89.481.127 4 16 165.669.120 -1.548.222 -25.353.636 138.767.262 30.199.799 749.533.069 5 165.669.120 -1.548.222 -20.390.992 143.729.905 89.244.963 178.726.090 5 17 165.669.120 -1.548.222 -25.860.709 138.260.189 27.354.041 776.887.110 6 165.669.120 -1.548.222 -20.798.812 143.322.085 80.901.581 259.627.670 6 18 165.669.120 -1.548.222 -26.377.923 137.742.975 24.774.285 801.661.395 7 165.669.120 -1.548.222 -21.214.788 142.906.109 73.333.430 332.961.100 7 19 165.669.120 -1.548.222 -26.905.481 137.215.416 22.435.817 824.097.212 8 165.669.120 -1.548.222 -21.639.084 142.481.813 66.468.818 399.429.918 8 20 165.669.120 -1.548.222 -27.443.591 136.677.307 20.316.211 844.413.422 Punto 7 Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales 0 0 0 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 1000 796.180.380 4 25% VAN Años recuperación TIR 8 165.669.120 -7.213.657 -21.639.084 136.816.378 63.825.850 369.205.240 9 165.669.120 -7.213.657 -22.071.866 136.383.597 57.839.959 427.045.199 10 165.669.120 -7.213.657 -22.513.303 135.942.159 52.411.587 479.456.786 11 165.669.120 -7.213.657 -22.963.569 135.491.893 47.489.082 526.945.868 1 165.669.120 -7.213.657 -18.838.125 139.617.338 126.924.852 -242.450.148 1000 12 165.669.120 -7.213.657 -23.422.841 135.032.622 43.025.555 569.971.423 2 165.669.120 -7.213.657 -19.214.888 139.240.575 115.074.855 -127.375.292 1000 13 165.669.120 -7.213.657 -23.891.297 134.564.165 38.978.445 608.949.868 3 165.669.120 -7.213.657 -19.599.185 138.856.277 104.324.776 -23.050.516 1000 14 165.669.120 -7.213.657 -24.369.123 134.086.339 35.309.124 644.258.992 15 165.669.120 -7.213.657 -24.856.506 133.598.957 31.982.528 676.241.520 4 165.669.120 -7.213.657 -19.991.169 138.464.294 94.572.976 71.522.460 4 16 165.669.120 -7.213.657 -25.353.636 133.101.827 28.966.835 705.208.356 5 165.669.120 -7.213.657 -20.390.992 138.064.470 85.727.174 157.249.633 5 17 165.669.120 -7.213.657 -25.860.709 132.594.754 26.233.165 731.441.521 6 165.669.120 -7.213.657 -20.798.812 137.656.650 77.703.590 234.953.224 6 18 165.669.120 -7.213.657 -26.377.923 132.077.540 23.755.306 755.196.827 7 165.669.120 -7.213.657 -21.214.788 137.240.674 70.426.166 305.379.390 7 19 165.669.120 -7.213.657 -26.905.481 131.549.981 21.509.473 776.706.301 8 165.669.120 -7.213.657 -21.639.084 136.816.378 63.825.850 369.205.240 8 20 165.669.120 -7.213.657 -27.443.591 131.011.872 19.474.080 796.180.380 99 Centro Gravedad Año Ingresos Pérdidas Inversión Flujo caja Flujo descontado Sumas parciales 0 0 0 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 -369.375.000 1000 841.056.570 4 26% VAN Años recuperación TIR 8 165.669.120 -1.942.517 -21.639.084 142.087.519 66.284.876 397.326.385 9 165.669.120 -1.942.517 -22.071.866 141.654.737 60.075.437 457.401.822 10 165.669.120 -1.942.517 -22.513.303 141.213.300 54.443.840 511.845.662 11 165.669.120 -1.942.517 -22.963.569 140.763.034 49.336.585 561.182.246 1 165.669.120 -1.942.517 -18.838.125 144.888.478 131.716.798 -237.658.202 1000 12 165.669.120 -1.942.517 -23.422.841 140.303.762 44.705.103 605.887.349 2 165.669.120 -1.942.517 -19.214.888 144.511.715 119.431.170 -118.227.032 1000 13 165.669.120 -1.942.517 -23.891.297 139.835.306 40.505.307 646.392.656 3 165.669.120 -1.942.517 -19.599.185 144.127.418 108.285.062 -9.941.970 1000 14 165.669.120 -1.942.517 -24.369.123 139.357.480 36.697.180 683.089.836 15 165.669.120 -1.942.517 -24.856.506 138.870.097 33.244.397 716.334.233 4 165.669.120 -1.942.517 -19.991.169 143.735.434 98.173.235 88.231.266 4 16 165.669.120 -1.942.517 -25.353.636 138.372.967 30.113.989 746.448.222 5 165.669.120 -1.942.517 -20.390.992 143.335.611 89.000.137 177.231.403 5 17 165.669.120 -1.942.517 -25.860.709 137.865.894 27.276.032 773.724.254 6 165.669.120 -1.942.517 -20.798.812 142.927.791 80.679.012 257.910.414 6 18 165.669.120 -1.942.517 -26.377.923 137.348.680 24.703.367 798.427.622 7 165.669.120 -1.942.517 -21.214.788 142.511.815 73.131.095 331.041.509 7 19 165.669.120 -1.942.517 -26.905.481 136.821.122 22.371.347 820.798.968 8 165.669.120 -1.942.517 -21.639.084 142.087.519 66.284.876 397.326.385 8 20 165.669.120 -1.942.517 -27.443.591 136.283.012 20.257.601 841.056.570 100 101