Sesión de Trabajo: Propuesta preliminar de perfeccionamiento reglamento D.S. 244/2005 Lunes 22 de abril de 2019 Esta sesión de trabajo corresponde a una instancia de discusión y debate, en la que se presentan temas y propuestas generales. No constituyen, por lo tanto, una definición o postura ya determinada por la autoridad para ser considerada parte de la regulación. 2 Plan de trabajo • El objetivo es discutir, de manera participativa con el sector, una propuesta preliminar de perfeccionamiento del reglamento para PMG y PMGD. Sesión de Trabajo (hoy) Recepción de Observaciones Redacción de Borrador Presentación Ministerio de Energía Propuesta Preliminar Conceptual Consulta Pública Revisión Observaciones Consulta Pública Propuesta Consolidada Panel de discusión 3 Temario general 1. Contexto general. 2. Propuesta de modificación. 3. Próximos pasos. 4 1. CONTEXTO GENERAL Contexto general: Un poco de historia. • En el pasado no era claro si generadores a nivel de distribución podían o no conectarse y, en caso de hacerlo, a qué precio podían acceder para valorizar sus inyecciones. • Estos generadores, en su momento principalmente hidráulicos, también tenían dificultades para acceder al mercado de contratos de suministro. • El sistema no contaba con mecanismos para aprovechar el beneficio de la generación a nivel de distribución. 6 Contexto general: Qué dice la regulación vigente • LGSE concede a generadores hasta 9.000 kW de excedentes de potencia, el derecho a conectarse a las redes de distribución y acceder al mercado spot, ya sea a costo marginal o a un mecanismo de estabilización de precio (Art. 149 LGSE). • La Ley indica que el reglamento: • Debe establecer procedimientos para la determinación de los precios antes aludidos (Art. 149 LGSE). • Debe establecer la coordinación y la forma en la que se realizará el despacho de los generadores (Art. 149 LGSE). • Puede establecer exigencias distintas para los coordinados de acuerdo a su capacidad, tecnología, disponibilidad o impacto sistémico, entre otros criterios técnicos (Art. 72-2 LGSE) 7 Situación actual: Capacidad Instalada PMGD/PMG 0 20 40 60 80 100 120 Capacidad Total 884 MW Arica y Parinacota Tarapacá Antofagasta 0% 2% 2% 3% 4% Atacama Coquimbo Valparaíso Metropolitana Gral. Bdo O'higgins 17% Del Maule 44% Ñuble Del Biobio De la Araucanía 27% De los Ríos De los Lagos Solar Mini Hidráulica Pasada Petróleo Diesel Biogas Hidráulica Pasada Gas Natural Biomasa Eólica Referencia: CNE, 2019 8 Situación actual: Capacidad Instalada PMGD/PMG 2007-2015 0 10 20 30 40 2016-2019 50 60 70 Arica y Parinacota Tarapacá Antofagasta Atacama Coquimbo Valparaíso Metropolitana Gral. Bdo O'higgins Del Maule Ñuble Del Biobio De la Araucanía De los Ríos De los Lagos 80 0 20 40 60 80 100 120 Arica y Parinacota Tarapacá Antofagasta Atacama Coquimbo Valparaíso Metropolitana Gral. Bdo O'higgins Del Maule Ñuble Del Biobio De la Araucanía De los Ríos De los Lagos Referencia: CNE, 2019 Solar Petróleo Diesel Hidráulica Pasada Biomasa Mini Hidráulica Pasada Biogas Gas Natural Eólica Solar Petróleo Diesel Hidráulica Pasada Mini Hidráulica Pasada Biogas Gas Natural 9 Contexto general: Política pública para la generación distribuida 2018-2022 • El Ministerio de Energía en su Ruta Energética 2018-2022 establece el objetivo de fomentar y mejorar las condiciones de competencia en el mercado de la generación de pequeña escala. • Compromiso a perfeccionar el reglamento D.S. 244/2005 en la ruta energética. Desarrollar un mercado sostenible y eficiente para la generación distribuida 10 Consideraciones (1/2) • Nuestro objetivo es perfeccionar el marco regulatorio para permitir un crecimiento eficiente de los proyectos, derribando sus barreras de entrada. • Este perfeccionamiento busca incentivar el desarrollo eficiente de la generación de pequeña escala, que permita diversificar nuestra matriz, aumentar la cantidad de actores en nuestro mercado y aprovechar los beneficios que estos proyectos entregan a la red. • Entre las barreras de entrada, se identifican espacios de mejora en el procedimiento de conexión de los proyectos. 11 Consideraciones (2/2) • Se identifica también como barrera la dificultad de proyectos de pequeña escala para acceder al mercado de contratos, por lo que se propone mantener un mecanismo de estabilización de precios que solucione dicha condición. • Se quiere lograr un desarrollo orgánico del mercado de la generación distribuida, para que ésta se instale donde se la necesita, por lo que las señales de precio deben reflejar dichas necesidades. • Dentro de los objetivos de este perfeccionamiento se plantea la necesidad de entregar certeza jurídica a aquellos actores que ya han realizado inversiones en el sector, manteniendo las reglas del juego a quienes ya forman parte de nuestra matriz por un período razonable, y 12 estableciendo reglas claras para futuros proyectos. 2. PROPUESTA DE MODIFICACIÓN Propuestas de modificación PMGD I. Procedimiento de conexión II. Costos de tramitación y conexión III. Restricciones de Operación y Pérdidas IV. Aspectos adicionales sobre requerimientos y procedimientos PMG y PMGD V. Estabilización de Precios 14 I.-PROCEDIMIENTO DE CONEXIÓN Diagnóstico i. Existen requerimientos que hacen que el procedimiento de conexión sea poco expedito. • ii. Realización de estudios no se encuentra bien coordinada entre el interesado y la empresa distribuidora, y sus costos son elevados. Existen espacios que permiten la especulación el proceso de conexión, lo que enlentece la tramitación de los proyectos, generando una barrera de entrada para este tipo de desarrollos. 16 Estadísticas de tramitación de proyectos 2903 2.950 Cantidad de proyectos 2.450 1.950 1325 1.450 1009 962 950 615 573 450 283 240 37 21 14 81 34 139 16 229 194 36 29 18 -50 2013 2014 F1 2015 SCR ICC 2016 2017 Conectados 17 I.i.- Propuesta: Mejoras al procedimiento de conexión A. Solicitud de información debe establecerse como una etapa voluntaria y no necesaria para comenzar el proceso de conexión. B. Se debe exigir a las empresas distribuidoras que pongan a disposición del público información básica de la red, de acuerdo a lo que establezca la norma técnica. C. Perfeccionamiento de proceso de realización estudios. a) b) c) d) Poner plazos tanto a interesados como a Empresa Distribuidora. Eliminar la realización de estudios en etapas pues enlentecen el proceso. Establecer que la distribuidora debe asumir actualización de estudios ante cambios de su responsabilidad. Fijar un horizonte de tiempo del estudio de costos a 10 años (hoy es a vida útil) 18 I.ii.- Propuesta: Mejoras al procedimiento de conexión A. Agregar requerimientos de admisibilidad para la solicitud de conexión a la red (SCR). a) b) c) B. Titulo de dominio vigente y autorización de propietario. Solicitud ingresada en Bienes Nacionales para proyectos en terrenos fiscales. Adelanto parcial del pago de costos de los estudios o de su revisión. Segmentar el procedimiento de conexión y condicionar su extensión en el tiempo de acuerdo al avance de los proyectos sobre la base de hitos verificables. 19 I.ii.B.- Propuesta: Segmentación del proceso de solicitud de conexión e hitos Propuesta de segmentación en etapas, basadas en el cumplimiento de hitos: Mes 0 Mes 4 Mes 8 Mes 12 Mes 18 • ICC • Inicio trámites sectoriales • Órdenes de compra • Declaración en construcción • Permisos • Contrato OO.AA • Proyecto terminado • Extensión con empresa distribuidora por 6 meses No cumplimiento de hitos será argumentable: Extensiones hasta el siguiente hito. Mes 24 (“max.”) • Ampliación excepcional SEC 20 II.-COSTOS DE TRAMITACIÓN Y CONEXIÓN Diagnóstico y propuestas i. Costos de tramitación y estudios son altos, considerando que la empresa distribuidora ya realiza estudios prospectivos para su expansión y cuenta con los modelos para ello. Propuesta: A. Costos de estudios deben asimilarse a costos regulados. ii. Falta de coordinación encarece las realización de obras adicionales (Refuerzos, cambio de componentes, reprogramación). Propuesta: A. Facilitar la coordinación entre actores de forma explícita en el reglamento. 22 III.-RESTRICCIONES DE OPERACIÓN Y PÉRDIDAS Diagnóstico y propuestas i. Existen dudas sobre qué criterios aplicar cuando se dan congestiones en transmisión o Distribución debido a la operación de PMGD’s. Propuesta: A. Recorte en base a costos variables centrales térmicas deben declarar costos variables. B. Agregar límite de inyección a proyectos que provoquen congestión en la red de transmisión, de acuerdo a los estudios realizados en la SCR. ii. El cálculo de los factores de referenciación asociados a las pérdidas en los alimentadores genera alta incertidumbre a los proyectos. Propuesta: A. Establecer un piso mínimo de diseño que debe considerarse en los estudios de conexión, para evitar que proyectos cambien de forma importante las condiciones de conexión de proyectos más antiguos. 24 IV.-ASPECTOS ADICIONALES SOBRE REQUERIMIENTOS Y PROCEDIMIENTOS Aspectos adicionales sobre requerimientos y procedimientos • Incorporar en el reglamento el concepto de instalación compartida. – – Hoy el concepto existe a nivel de norma técnica y permite que un PMGD se instale en un empalme de consumo e inyecte a través de este sin tener que corresponder a la misma persona jurídica. Se propone llevar este principio normativo a nivel de reglamento. • Reducir plazo de 6 meses antes de la entrada en operación para establecer régimen de precio del proyecto. • Tratamiento de varios PMGD’s en un mismo punto de conexión a la red de Distribución. – Tratamiento de las medición de energía y perdidas: Se mide y referencia las inyecciones en el punto de conexión con la red con un único medidor. – Posibilidad de fraccionamiento de proyectos: Se propone agregar en el reglamento una prohibición explícita al fraccionamiento. 26 V.-ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS Diagnóstico • El precio estabilizado se gestó como un mecanismo para permitir el desarrollo de proyectos beneficiosos para el sistema y que enfrentan dificultades para acceder al mercado de contratos. • Uno de los ejes propuestos en la Ruta Energética es de Energía Baja en Emisiones, el que refleja la visión que tenemos como país en avanzar hacia una matriz más limpia y sostenible. • En ese contexto, se establece como objetivo fomentar y mejorar las condiciones de competencia en el mercado de la generación de pequeña escala. Desarrollar un mercado sostenible y eficiente para la generación distribuida 28 Diagnóstico • El mecanismo actual puede no ser reactivo a los niveles de oferta y demanda del mercado de generación en la dimensión temporal y espacial. Precios Cardones Precios Quillota Referencia: Coordinador Eléctrico Nacional, 2019 Precios Charrúa 29 Diagnóstico • Considerando estimaciones futuras del costo marginal horario al 2022. Diferencia CMg promedio y Precio estabilizado 2018 Precio estabilizado 2018 23:00-7:59 8:00-17:59 18:00-22:59 Referencia: Elaboración Propia, Ministerio de Energía, 2019. 30 Propuesta • Mantener un mecanismo de estabilización de precios. • Perfeccionar la resolución temporal de Precio Básico de la Energía, definiendo bloques horarios para su determinación (Ver Anexo). • Bloques horarios deben representar el comportamiento operativo del sistema, diferenciando por ejemplo bloques noche, día y punta. • Se mantiene la metodología de ajuste de banda, y dicho ajuste se aplica a cada uno de los bloques para cada barra del sistema (Ver Anexo). • Se propone mantener como referencia para el ajuste de banda el Precio Medio de Mercado utilizado actualmente. • Una alternativa a analizar es utilizar como referencia un Precio Medio de Mercado determinado a partir de los contratos de clientes libres. 31 Propuesta de transitoriedad • En línea con entregar certeza a desarrolladores que ya realizaron inversiones, y la gradualidad en su implementación, se proponen un régimen transitorio. • PMG/PMGD conectados y aquellos que hayan sido declarados en construcción hasta diciembre de 2019, se podrán mantener en el régimen de precio estabilizado actual por un período de 12 años a partir de la dictación del reglamento. • Los proyectos antes mencionados podrán cambiarse al nuevo régimen de estabilización de precio antes del período de 12 años. En dicho caso, no podrán volver al régimen antiguo. • Finalizado el período de 12 años, todos los proyectos podrán optar al nuevo régimen de estabilización de precios o a costo marginal. 32 3. PRÓXIMOS PASOS Próximos pasos • Se recibirán observaciones a la propuesta conceptual en un plazo de 2 semanas a contar de esta presentación. (hasta el lunes 6 de mayo)1 • Observaciones y comentarios se recibirán por correo a la casilla: [email protected] • Luego de considerar las observaciones, se redactará un borrador de modificación reglamentaria, y se realizará un proceso de consulta pública. Nota 1: A partir de comentarios durante la sesión de trabajo se considera ampliar este plazo a 4 34 semanas (hasta el lunes 20 de mayo) Muchas gracias Anexo Propuesta Precio Estabilizado • La propuesta considera mantener el cálculo de ajuste a la banda igual a la metodología actual, para ello se propone utilizar un único precio básico de energía para las 24 horas en una barra de referencia y el precio medio de mercado. • El resultado de este proceso es un factor de ajuste, por ejemplo en la fijación del primer semestre 2019 fue de un 46%. • Actualmente, ese porcentaje de ajuste se aplica a todos los precios básicos de energía de cada barra del sistema por igual (por ejemplo, todas suben un 46%). • En la propuesta, el cálculo del factor de ajuste se mantiene (por ejemplo, seguiría siendo un 46%), y se aplica a cada precio básico de energía, de cada bloque y cada barra del sistema por igual (por ejemplo, todas suben un 46%). • Para calcular el precio básico de energía de cada bloque, se utilizaría el mismo modelo y supuestos utilizados actualmente. 36 Cálculo Ajuste de Banda se mantiene sin cambios 1(PBE) 2(PBE) (PBP) 3 (PMB) Promedio contratos (PMM) Incluye Energía y Potencia 4 Banda de precio 5 6 (PMT) , Se ajusta para que se pegue a la banda Ejemplo Propuesta (Valores Referenciales) • Ahora (Precios calculados cada 6 meses) Barra Precio Básico Energía [$/kWh] Barra A 32 Barra B 30 Barra C 28 Se ajusta a la banda en la barra de referencia. Factor de Ajuste: 46%. Barra Precio Estabilizado [$/kWh] Barra A 46,7 Barra B 43,8 Barra C 40,9 • Propuesta (Precios calculados cada 6 meses) Barra PBE Bloque 1 [$/kWh] PBE Bloque 2 [$/kWh] Barra A 26 38 Barra B Barra C 28 27 32 29 Se mantiene el ajuste. Factor de Ajuste: 46%. Barra P. Estabilizado Bloque 1 [$/kWh] P. Estabilizado Bloque 2 [$/kWh] Barra A 38,0 55,5 Barra B 40,9 46,7 Barra C 39,4 38 42,3
