FACTIBILIDAD TECNICA ECONOMICA Y DIFEREN
FACTIBILIDAD TÉCNICA-ECONÓMICA Y DIFERENCIAS EN LA
INSTALACIÓN DE SISTEMA EÓLICO-FOTOVOLTAICO EN PARCELAS DE PICA (I REGIÓN) Y RENAICO (IX REGIÓN)
MATÍAS ALEJANDRO INOSTROZA MEZA Profesor Guía Sr. René Sanhueza Robles
Profesor Co-Referente Sr. Miguel López González
RESUMEN
El presente trabajo contiene un estudio técnico, económico y diferencias en la instalación de dos sistemas de generación híbridos (eólico-fotovoltaico) en 2 parcelas, una ubicada en la comuna de Pica, I Región de Tarapacá y otra ubicada en la comuna de Renaico, IX Región de la Araucanía.
En un principio se abordaron los temas referentes a la actualidad chilena en ERNC, analizando su expansión en los últimos años y las distintas leyes, regulaciones y fomento que el estado ha realizado para incorporar éstas tecnologías a la matriz energética, profundizando en la Ley 20.571 de Generación distribuida.
Luego se estudiaron los fundamentos de la energía fotovoltaica y eólica, analizando los tipos, componentes y parámetros de cada sistema. También la forma en que se pueden interconectar y así formar un sistema híbrido fotovoltaico-eólico.
Posteriormente se estudiaron los diferentes climas de las 2 localidades incluyendo sus potenciales de viento y radiación solar. Después se estudió la demanda eléctrica proyectada para las dos viviendas para así poder dimensionar los distintos componentes que conformarán el sistema y obtener la potencia que debe instalarse para cada tipo de tecnología en cada lugar y la factibilidad de instalar un sistema híbrido, fotovoltaico puro o eólico puro.
Seguidamente se realizó una descripción de todos los componentes que van a estar presentes y un análisis del funcionamiento de los 2 sistemas, para saber si pueden o no pueden abastecer sus propios consumos, y en el caso de Renaico, calcular cuánta energía se inyectará al sistema, cuánta energía autoabastecerá a la vivienda y cuanta energía se necesita desde la red de distribución eléctrica.
Finalmente, se realizó una evaluación económica para determinar si el proyecto es rentable o no.
ÍNDICE
ÍNDICE DE FIGURAS
ÍNDICE DE TABLAS
GLOSARIO DE TÉRMINOS NASA
National Aeronautics and Space Administration
AGM Absorbent Glass Mat
VAN Valor Actual Neto
ED Empresa de distribución
EG Equipo de Generación
CI Capacidad Instalada
CIP Capacidad Instalada Permitida
SC Solicitud de conexión
IP Ingress Protection
SEC
Superintendencia de Electricidad y Combustibles
LED Light Emitting Diode
ERNC Energías Renovables No Convencionales
Wp Watts peak, potencia máxima del arreglo de paneles fotovoltaicos
Azimut Ángulo de desviación respecto del norte en plano horizontal
MPPT Maximum Power Point Tracking. PWM Pulse Widht Modulation. GRID TIE Grid Tied. GHI Global Horizontal Irradiation. PVSyst
Software de simulación de sistemas fotovoltaicos
SIC Sistema Interconectado Central
SING Sistema Interconectado del Norte Grande
CER Centro de Energías Renovables
CDEC Centro de Despacho Económico de Carga
CNE Comisión Nacional de Energía
TIR Tasa Interna de Retorno
INTRODUCCIÓN
A diferencia de las energías fósiles, las energías renovables se caracterizan porque en sus procesos de transformación y aprovechamiento en energía útil no se consumen ni se agotan en una escala humana. Entre estas fuentes de energías están: la hidráulica, la solar, la eólica y la de los océanos.
En Chile se define como fuentes de Energías Renovables No Convencionales
(ERNC) a la eólica, la pequeña hidroeléctrica (centrales hasta 20 MW), la
biomasa y el biogás, la geotermia, la solar y la mareomotriz. [1]En nuestro país existe un entorno altamente explotable para las ERNC que se traduce en una oportunidad para desarrollar nuevos proyectos, los cuales podrán solucionar las problemáticas energéticas actuales usando alternativas limpias, inagotables y de mínimo impacto ambiental.
Por ejemplo la comuna de Pica en la I Región de Tarapacá se ubica en medio del desierto, con un alto nivel de radiación solar por lo que el sistema fotovoltaico sería, en primera instancia, el sistema principal en este lugar.
La comuna de Renaico en la IX Región de Araucanía destaca en su clima a nivel regional ya que posee abundantes días soleados en el año y también se presentan vientos moderados en la zona, por lo tanto un sistema fotovoltaico-eólico sería, en primera instancia, una opción recomendable.
El gobierno juega un papel fundamental para el desarrollo y progreso del uso de las ERNC ya que a pesar de sus grandes ventajas, son conocidas por tener un alto costo en su inversión inicial, lo cual hace que no sea una alternativa tan atractiva para los inversionistas o la gente que busque un sistema de energía alternativa para su vivienda, negocio, campo, etc. El gobierno, a través del Ministerio de Energía, ha impulsado algunas propuestas para incentivar el uso de éstas tecnologías, una de ellas es la Ley 20.571 de Generación Distribuida la cual será analizada en profundidad.
La mayor cantidad de sistemas que se han instalado a nivel residencial en Chile en el año 2015 son sistemas fotovoltaicos, debido a que son los únicos equipos generadores certificados por la SEC para generación distribuida (a Agosto del 2015), son modulares, son de fácil instalación, requieren mínima mantención, sus costos cada vez son más bajos y su eficiencia cada vez más alta.
Al tener conocimiento de esto, cada vez será más atractivo invertir en sistemas de ERNC y estos proyectos estarán cada vez más presentes a lo largo de todo el territorio nacional.
CAPÍTULO 1
ACTUALIDAD DE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA Y EÓLICA EN CHILE
1.1 Antecedentes históricos
El potencial de las diferentes fuentes ERNC, recién está empezando a cobrar importancia en la política energética del país. Históricamente la matriz energética de Chile ha contado con una participación importante de energías renovables, en particular de la energía hidráulica convencional utilizada para generación eléctrica.
La participación de las energías renovables no convencionales en la generación eléctrica del país ha sido marginal. Esta situación contrasta con el gran potencial de esas energías en el país, situación que se explica por la baja competitividad económica que tenían respecto de las energías convencionales y a la ausencia de un marco regulatorio que permitiese eliminar las barreras que tenía su desarrollo en Chile. Ambos aspectos han cambiado en el país, ya que desde el año 2008, el gobierno ha elaborado leyes y proyectos que incentivan el uso de las ERNC. Aunque aún falta un largo camino por recorrer, las ERNC cada vez tienen más presencia en la matriz energética del país.
A continuación se detalla la presencia de las ERNC en los últimos 4 años:
2011: En el año 2011 la capacidad de generación proveniente de la energía solar es nula y la de energía eólica es de 205 MW.
Tabla 1-1 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2011 [2]
Aprobado sin Estado Operación Construcción En calificación construir Mini-Hidro 24664 368
93 Eólica 205 6 2269 1041 Biomasa 270 170
55
49 Solar 1 467 302 Geotérmia
50 Total 720 242 3159 1535
En el año 2011, la generación bruta total ERNC fue de 2.134 GWh, lo cual representa un 3,4% de la generación bruta nacional.
2012 En el año 2012 la capacidad de generación proveniente de la energía solar aumenta de 0 a 3,6 [MW] y la proveniente de energía eólica se mantiene respecto del año anterior.
Tabla 1-2 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2012 [3]
Estado Operación Construcción Aprobado sin construir En calificaciónMini-Hidro 444
MW, en las que destaca la inyección de 347 MW de capacidad eólica y 182 MW de capacidad solar. Cabe destacar que entra en construcción la primera planta termosolar en Chile y Latinoamérica ubicada en Antofagasta con 100 MW de capacidad como también 487 MW de plantas solares fotovoltaicas.
2014 Según el reporte del Centro de Energías Renovables (CNE) de agosto del 2014, hasta ese momento del año ha aumentado la capacidad de generación de las ERNC en 599
En el año 2013, la generación bruta total ERNC fue de 3.986 GWh, lo cual representa un 5,85% de la generación bruta nacional.
Geotérmia 120 Total 1.117 686 10.166 6.842
87 Eólica 335 457 4.340 1.761 Bioenergía 332 68 283 213 Solar 6,7 128 5.337 4.781
84
32
Tabla 1-3 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2013 [3]
Estado Operación Construcción Aprobado sin construir En calificaciónMini-Hidro 278 114 228
2013 En el año 2013 la capacidad de generación proveniente de la energía solar aumenta de 3,6 a 6,7 [MW] y la proveniente de energía eólica aumenta de 205 a 335 MW.
En el año 2012, la generación bruta total ERNC fue de 3.158 GWh, lo cual representa un 4,82% de la generación bruta nacional.
70 Total 881 270 6721 3607
50
86 Solar 3,6 1,3 3107 804 Geotérmia
58
93 Eólica 205 97 3250 2640 Biomasa 394
En se muestra en detalle los proyectos en operación, construcción, aprobados sin construir y en calificación de los distintas tecnologías de generación. Se destaca que en el año 2014 la capacidad de generación proveniente de la energía solar aumenta de 6,7 a 189 MW y la proveniente de energía eólica aumenta de 335 a 682 MW (más del doble).
Tabla 1-4 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW primer semestre de 2014 [3]
Estado Operación Construcción Aprobado sin construir En calificaciónBiomasa 461
22
94
94 Biogás
43
1
8 Eólica 682 154 4.542 2.481 Mini-Hidro 342 34 290 185 Solar-PV 189 487 6.150 4.247
Solar-CSP 100 760 Geotermia 120 Total 1.716 797 11.957 7.015
En el mes de junio, la generación reconocida por ley llegó a los 338 GWh y la acumulada en el año alcanza los 1.990 GWh, lo cual es bastante similar al escenario de junio del año anterior.
La generación proveniente de fuentes ERNC se incrementó fuertemente durante el mes de julio, alcanzando un total de 532,3 GWh, cifra 50% superior al mismo mes del año 2013. Esta inyección de energía equivale al 8,9% de la generación total de los sistemas interconectados.
En podemos apreciar que la biomasa se mantiene como la fuente con mayor aporte en generación (229 GWh), pero el fuerte aumento de la generación ERNC se vio impulsado por la energía eólica cuya inyección registró un incremento de 34% con respecto al mes de junio (130 GWh, correspondiente al 24% de la generación ERNC), seguida por las centrales mini hidráulicas (116 GWh), solar (33 GWh) y finalmente biogás (25 GWh).
Fig. 1-1 Generación ERNC primer semestre del 2014 [3]
Lahace una comparación en porcentajes entre la capacidad instalada en ERNC (en MW) y su inyección de energía a la red (en GWh del mes de julio de 2014)
Tabla 1-5 Comparación entre Capacidad y Energía generada mensual en las ERNC
Mini- Total Tecnología Eólica Solar Biomasa Biogás Hidráulica SIC+SING Capacidad Instalada682 189 461 342 43 17600 [MW] Porcentaje de capacidad respecto al total nacional 3,88 1,07 2,62 1,94 0,24 [%] Energía inyectada [GWh] 130
33 229 116 25 5980 Porcentaje de energía respecto al total nacional 2,17 0,55 3,83 1,94 0,42 [%] Factor Energía generada por Capacidad 5,25 5,72 2,01 2,95 1,72 [MW/GWh]
Con estos datos podemos calcular el factor de planta equivalente total de cada tecnología en Chile. Eólica: Capacidad instalada en parques eólicos: 682 MW Energía total inyectada en eólicas en 1 mes: 130 GWh El factor de planta equivalente total estará dado por la relación real que inyecta el sistema dividido por la energía que inyectaría si trabajara todo el mes a plena carga.
[ ] [ ] [ ]
Esto significa que los sistemas inyectan un 26,5% de la energía que podrían inyectar si funcionaran a plena carga todo el año. Entre los factores que afectan este factor de planta están: Velocidad del viento muy variable y el promedio es bajo en relación a la velocidad del viento nominal del aerogenerador.
Solar: Capacidad instalada en plantas solares: 189 MW Energía total inyectada en solares en 1 mes: 33 GWh Factor de planta:
[ ] [ ] [ ] Esto significa que los sistemas inyectan un 24,3% de la energía que podrían inyectar si funcionaran a plena carga todo el año. Entre los factores que afectan este factor están las horas de luz solar (sólo se inyecta en el día), los días nublados, lluviosos, fríos y también los desperfectos no previstos que pueden sufrir los sistemas. A pesar de ello, el factor de planta indicado es alto en comparación a otras instalaciones en el mundo.
Ésta es una de las grandes desventajas que tienen estos sistemas, ya que su inyección de energía está controlada por el clima existente y por lo tanto causa muy bajos factores de planta y un gran margen de incertidumbre no deseada que altera la continuidad del sistema.
1.2 Políticas que impactan en la inversión
Para un inversionista que pretende realizar un proyecto eólico o fotovoltaico en el país, es importante que se den tres cosas con respecto a las políticas existentes.
Que existan políticas relevantes que impulsen el desarrollo de energías renovables, con planes de desarrollo y de reducción de emisiones de carbono en el corto, mediano y largo plazo. Además es importante que estas políticas vengan de la mano con apoyos a la inversión, como por ejemplo a través de subsidios.
Que estas políticas estén bien diseñadas, entregando incentivos apropiados a los objetivos que se desean lograr. También es importante que sean transparentes, de fácil implementación y operación. Finalmente también tienen que tener una duración suficientemente larga para que los inversionistas consideren que el proyecto tiene un riesgo menor, lo cual pueda incentivar la inversión.
Que las instituciones que están encargadas de implementar estas políticas hagan su trabajo con efectividad. Es importante que la institución que haga entrega de subsidios y que esté a cargo del cumplimiento de los objetivos que están relacionados con la inclusión de generación renovable y disminución de las emisiones de carbono, tenga una operación eficiente.
1.2.1 Ley Nº 20.257 (2008) Obligatoriedad en la participación de las ERNC [4]
La Ley 20.257 obliga a las empresas generadoras de energía que efectúen retiros de energía de los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW para comercializarla con distribuidores eléctricos o consumidores finales, a que una cantidad de energía equivalente al 10% (para el año 2024) de sus retiros haya sido inyectada a esos sistemas por medios de generación renovables no convencionales. Dicha ley se encuentra orientada a que el generador eléctrico, inyecte ya sea por sí o por un tercero, energía limpia a los sistemas eléctricos.
1.2.2 Ley Nº 20.698 (2013) Ampliación de la matriz energética [5] Modifica la Ley 20.257, aumentando el porcentaje de energía proveniente de
ERNC. Propicia la ampliación de la matriz energética mediante fuentes renovables no convencionales. Pretende elevar la meta de generación eléctrica de ERNC desde un 10% para el 2024 a un 20% en el año 2025 (PL 20-25), de manera escalonada. Junto con ello, se establece que el Ministerio de Energía debe efectuar licitaciones públicas para la provisión de bloques anuales de energía provenientes de los medios de generación ya mencionados.
1.2.3 Ley N° 20.571 (2012) Generación Distribuída [6] Este cuerpo legal viene a establecer el sistema de incentivo a los pequeños medios de generación distribuidos en base a ERNC conocido a nivel internacional como Net
Billing.
La Ley 20.571 incorpora cuatro nuevos artículos a la Ley General de Servicios Eléctricos, que buscan establecer el derecho de los clientes regulados que tengan medios de generación ERNC a inyectar los excedentes de energía a la red de distribución. Este derecho se encuentra establecido a prima facie para los clientes regulados que cuenten con medios de generación que no superen los 100 kilowatts, sujeto a que no afecte a la seguridad operacional de las redes de distribución. Las inyecciones de energía que realicen estos medios de generación serán valorizadas al precio que las empresas de distribución traspasan a sus clientes la energía conforme a los precios regulados fijados por decreto, lo que debe incluir las menores pérdidas de energía.
La Ley 20.571 entra en vigencia en octubre del año 2014. En e profundizará sobre esta ley.
1.3 Beneficios de las ERNC
Las ERNC en Chile están tomando cada vez más importancia y aunque aún falta un largo camino por recorrer, existe la iniciativa y la necesidad de incorporar éstas tecnologías en nuestra matriz energética por los múltiples beneficios que otorgan:
Son fuentes locales que contribuyen a la diversificación y a disminuir la vulnerabilidad externa.
Costos de generación estables. Independientes de costos de derivados del petróleo. Contribuyen a disminuir la incertidumbre del precio a largo plazo de la energía.
Suministro confiable en escalas temporales largas: Poca variabilidad interanual (eólica, biomasa, geotermia), a excepción de la pequeña hidráulica.
Menores plazos de maduración y construcción (eólica, biomasa, pequeña hidráulica), a excepción de la geotermia.
En términos generales, las ERNC son de menor impacto ambiental (local y global).
Pueden contribuir a valorizar zonas degradadas o de bajo valor. Por ejemplo, proyectos eólicos en zonas de secano costero.
Pueden contribuir a diversificar los giros de negocios de diferentes actividades industriales y agropecuarias (uso de residuos de biomasa).
Oportunidades para el desarrollo tecnológico o de industria de servicios propios (geotermia, biomasa, biogás).
CAPÍTULO 2
ASPECTOS REGULATORIOS DE LA LEY 20.571 DE GENERACIÓN
DISTRIBUIDA
2.1 Objetivo de la ley El objetivo de la ley es dar derecho a los clientes regulados de las Empresas
Distribuidoras a generar su propia energía eléctrica, mediante medios renovables no convencionales o de cogeneración eficiente, autoconsumirla y vender sus excedentes de energía a la empresas distribuidoras (clientes regulados corresponden, en general, a pequeños y medianos consumidores que tengan una capacidad conectada inferior a 2.000 kilowatts (kW)). Y donde el sistema de generación con energías renovables tenga una potencia instalada menor a 100 kW nominal.
2.2 Generalidades Pueden acceder al mecanismo establecido en la ley los clientes finales sujetos a fijación de precios (clientes regulados), como por ejemplo, los clientes residenciales y los comerciales o industriales pequeños, que cumplan con las siguientes condiciones:
Que instalen equipos de generación de energía eléctrica,
Que la capacidad instalada del sistema de generación no supere los 100 kilowatts,
Que el sistema de generación eléctrica funcione a partir de fuentes de energía renovable no convencional o que corresponda a una instalación de cogeneración eficiente.
Que cumplan con los demás requisitos establecidos en la ley y en el reglamento.
Las fuentes de energía aplicables a la ley son todas las renovables no convencionales como la energía solar, hidroeléctrica pequeña, eólica, biomasa, etc. También las instalaciones de cogeneración eficiente, en las cuales se genera energía eléctrica y energía térmica útil en un único proceso de transformación.
Las Empresas de Distribución están obligadas a aceptar la conexión del equipo de generación, sin embargo ellas pueden imponer modificaciones a la red, las cuales serán costeadas por el Cliente.
Se debe instalar un medidor bidireccional (que mida inyecciones y retiros) el cual puede ser provisto por la empresa de distribución o comprado por el cliente (debe estar certificado ante la SEC).
Las empresas distribuidoras se encuentran impedidas de imponer a los clientes finales, condiciones técnicas u operacionales diferentes a las dispuestas en la Ley General de Servicios Eléctricos, en el reglamento y en las normas técnicas aplicables. De conformidad a lo anterior, corresponderá a la SEC fiscalizar el cumplimiento de las la empresa distribuidora y los clientes finales que hagan o quieran hacer uso del derecho a inyectar sus excedentes de energía a la red de la empresa distribuidora.
2.3 Proceso de conexión
El proceso de conexión de un equipo generador está regulado, entre otros, a través del Reglamento de la Ley 20.571, su Norma técnica y los instructivos que le complementan y toda la normativa que aplique dependiendo de la capacidad instalada.
El proceso de conexión ha sido ilustrado e
Fig. 2-1 Proceso de conexión Ley 20.571
2.3.1 Solicitud de Información
Los interesados en instalar un equipamiento de generación pueden solicitar a la distribuidora la información necesaria relativa a las condiciones particulares de la red de distribución en el punto de conexión. Este trámite no es obligatorio, pero puede ser útil
Este trámite se realiza enviando a la Empresa Distribuidora, la Solicitud de Información (Formulario 1). La Empresa Distribuidora tiene 10 días hábiles desde la recepción del documento para enviar al Cliente la Respuesta a la Solicitud de Información (Formulario 2). En caso de que el Cliente reciba observaciones a su Solicitud de Información por parte de la Empresa Distribuidora, éste tiene 10 días hábiles para corregir la información y volver a enviarla a la empresa distribuidora.
2.3.2 Solicitud de Conexión Independientemente de si se realizó o no la solicitud de información descrita anteriormente, para dar inicio al procedimiento de conexión, se deberá enviar la Solicitud de Conexión a la Empresa Distribuidora, enviando para ello el Formulario 3, y adjuntando la siguiente información:
Información General del Cliente: Nombre completo o razón social y Rol Único
Nacional o Rol Único Tributario del solicitante, según corresponda. Si el solicitante es persona natural, deberá acompañar su cédula de identidad. En caso que el propietario del inmueble sea una persona jurídica, la solicitud deberá ser presentada por su representante legal, individualizado con su nombre completo y Rol Único Nacional y documento que acredite su personería con una vigencia no anterior a 30 días contados desde la fecha de la solicitud
Certificado de dominio vigente del inmueble donde se emplazará el Equipamiento de Generación, del Conservador de Bienes Raíces correspondiente, con una vigencia no anterior a 3 meses. Dirección donde se instalará el Equipamiento de Generación. Número de identificación del servicio que corresponde al Usuario o Cliente Final. Teléfono, correo electrónico u otro medio de contacto.
Capacidad Instalada del Equipamiento de Generación a conectar y sus principales características, de acuerdo a lo establecido en la normativa vigente. Cualquier otro antecedente que el Usuario o Cliente final considere relevante.
2.3.3 Respuesta a la solicitud de conexión.
La Empresa Distribuidora cuenta con 20 días hábiles para entregar al Cliente la Respuesta a la Solicitud de Conexión (Formulario 4)
La respuesta de la Empresa Distribuidora deberá incluir la siguiente información:
La ubicación geográfica del punto de conexión del Equipamiento de Generación a su red de distribución eléctrica, de acuerdo al número de Usuario o Cliente Final.
La Capacidad Instalada Permitida en la respectiva red de distribución eléctrica, o del sector de ella donde se ubicará el Equipamiento Generación.
Las Obras Adicionales y/o Adecuaciones necesarias para la conexión del
Equipamiento de Generación, si se requiriesen, junto con su valoración, plazo de ejecución y modalidad de pago.
El modelo de contrato de conexión que deberá firmarse una vez presentada la Notificación de Conexión.
El costo de las actividades necesarias para efectuar la conexión del Equipamiento de Generación.
2.3.4 Manifestación de Conformidad El usuario podrá manifestar su conformidad con la respuesta de la empresa de distribución en un plazo no superior a 20 días hábiles contados desde la fecha de recepción de su respuesta de SC mediante carta certificada o en la oficina de partes de la Distribuidora u otro medio de que disponga esta última. De no haber conformidad con lo expresado por la Distribuidora, los solicitantes podrán efectuar reclamos ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles o desistir de realizar el proyecto.
2.3.5 Instalación del equipo de generación Al finalizar la instalación del equipo de generación el Cliente debe hacer una declaración de la puesta en servicio a través del Formulario TE4 (Procedimiento de
Comunicación de Puesta en Servicio de Generadoras Residenciales) ante la SEC, este debe ser completado por instaladores eléctricos clase A o B, quienes acreditarán que la instalación del equipamiento de Generación ha sido proyectada y ejecutada cumpliendo con las disposiciones establecidas en el reglamento y la norma técnica que resulten aplicables en el diseño y construcción de este tipo de instalaciones.
Los antecedentes que se deberán acompañar en la comunicación de puesta en servicio serán los indicados en el documento: Procedimiento de Comunicación de Puesta en Servicio de Generadoras Residenciales RGR N°01/2014.
2.3.6 Notificación de conexión Si el Formulario TE4 es aceptado sin objeciones por la SEC, el cliente se dirigirá a la Empresa Distribuidora presentando la Notificación de Conexión (Formulario 5).
El plazo para presentar la Notificación de Conexión es de 6 meses a contar de la recepción de la recepción de la notificación de conformidad por parte de la Distribuidora. En el caso de contemplar Obras Adicionales y/o Adecuaciones, el Cliente deberá acordar con la Empresa Distribuidora un plazo para la presentación de la Notificación de Conexión, el que en ningún caso podrá exceder de 5 días hábiles contados desde el vencimiento del plazo informado por la Empresa Distribuidora en su Respuesta a la Solicitud de Conexión.
La Notificación de Conexión debe contener las siguientes menciones y antecedentes:
El nombre o razón social del titular y el Rol Único Nacional o Rol Único Tributario del solicitante, además deberá incluir su domicilio y número de identificación del servicio que corresponde al Usuario o Cliente Final.
La capacidad Instalada del Equipamiento de Generación y sus características técnicas esenciales que deberán ser consistentes con las principales características de dicho equipamiento consignadas en la Solicitud de Conexión, de acuerdo a lo establecido en la normativa vigente.
El o los certificados de la(s) Unidad(es) de Generación y demás componentes del
Equipamiento de Generación que así lo requieran, otorgados en conformidad a la normativa vigente. La identificación y clase del instalador.
Copia de la declaración o comunicación de la puesta en servicio del Equipamiento de Generación realizada por el Usuario o Cliente Final ante la SEC.
2.3.7 Firma de Contrato
Dentro del plazo de 5 días hábiles contados desde la recepción de la Notificación de Conexión por la Empresa Distribuidora, ésta última y el Cliente deberán firmar un Contrato de Conexión.
Las Empresas Distribuidoras deberán disponer de un modelo de Contrato de Conexión que deberá contener como mínimo las siguientes menciones:
Identificación de las partes, Usuario o Cliente Final y la Empresa Distribuidora. Opción tarifaria establecida en conformidad a la normativa vigente. Capacidad Instalada del Equipo de Generación. Propiedad del equipo medidor y modalidad de lectura. Características técnicas esenciales del Equipamiento de Generación.
Ubicación del empalme y certificado(s) de la(s) Unidad(es) de Generación y demás componentes del Equipamiento de Generación. Fecha de conexión del Equipamiento de Generación. Causales de término o resolución del contrato de conexión.
El mecanismo optado por el Usuario o Cliente Final para el pago de los remanentes no descontados
Medio de comunicación acordado.
2.3.8 Conexión del Equipo de Generación.
Una vez firmado el contrato, la distribuidora conectará o supervisará la conexión del equipamiento, según la fecha acordada en el contrato, la cual no podrá ser superior a 20 días hábiles respecto de la suscripción del mismo. La conexión o supervisión se realizará en función de lo indicado en el protocolo respectivo. (Formulario 6: Protocolo de Conexión de un EG).
2.4 Valorización de la energía inyectada
2.4.1 Medidor Para la adecuada contabilización de las inyecciones se requiere que el cliente final disponga de un equipo medidor capaz de registrar tanto las inyecciones que se realicen a la red de distribución como los consumos. Normalmente, las casas cuentan con medidores que sólo registran los consumos, por lo que en ese caso, se requerirá necesariamente cambiar el medidor.
Tanto las inyecciones como los consumos son registrados en el medidor, siendo responsabilidad de la empresa distribuidora realizar la lectura de las inyecciones de energía eléctrica efectuadas por el equipo de generación.
2.4.2 Precio de la energía Las inyecciones de energía eléctrica serán valorizadas al precio de nudo de la energía que las empresas distribuidoras traspasan mensualmente a sus clientes finales sometidos a regulación de precios, descontando el IVA. La valorización de dichas inyecciones, incorporará además las menores pérdidas eléctricas de la empresa distribuidora asociadas a las inyecciones de energía efectuadas por el equipo de generación.
La energía inyectada y la energía consumida son valorizadas al mismo precio, salvo para el caso particular de los clientes que se encuentren bajo opción tarifaria BT1a (pequeños consumos en zonas distintas al litoral de la zona central), quienes tienen un sistema especial para el cálculo de su cuenta por suministro eléctrico. A continuación se entregan algunos ejemplos.
Ejemplo clientes con tarifas BT1b (pequeños consumos en baja tensión en litoral central), BT2 o superior y con tarifas de alta tensión (AT), en total más de 10 tipos de tarifas:
Si un cliente está conectado a la red de alta tensión en Calama (por ejemplo con tarifa AT4.3), como podría ser el caso de un supermercado, sus inyecciones serán sus inyecciones serán valorizadas a aproximadamente 54 $/kWh. Cabe destacar que, en los anteriores casos, el precio para las inyecciones es el mismo que cobra la empresa distribuidora a sus clientes por sus consumos de energía y corresponde a la tarifa de energía. En este tipo de opción tarifaria, los clientes además de la energía deben pagar por separado el uso de la red de distribución, la cual se dimensiona para la hora del día de mayor consumo agregado (típicamente en la noche). Este servicio se paga mediante la tarifa de “potencia”.
Ejemplo cliente con tarifa BT1b (capacidad conectada menor a 10 kW): La tarifa BT1 (típicamente de residencia), a diferencia de las otras 10, es la única que, por simplificación (el medidor sólo mide energía y no potencia), no separa los cargos destinados a pagar las redes de distribución de energía (cargo por potencia), del pago asociado a la generación y pérdidas de energía en su transporte y distribución (cargo por energía). En esta opción tarifaria, los cargos asociados a las redes de transporte son repartidos entre muchos clientes a prorrata de sus consumos de energía. En consecuencia, las tarifas BT1 tienen una tarifa única que se asocia al consumo de energía, pero mediante la cual se recauda tanto el valor de la energía suministrada como el pago de la infraestructura de distribución de energía.
Si una casa en Calama con tarifa BT1 instala un sistema de generación eléctrica fotovoltaico, su tarifa de suministro de energía asciende a aproximadamente 92,5 $/kWh. De este valor, aproximadamente $ 54 están asociados al valor de la energía suministrada (incluidas las pérdidas), mientras que los $ 38,5 restantes, corresponden al pago destinado a las redes de distribución o “potencia”. En consecuencia, las inyecciones se valorizan a 54 $/kWh, que es igual a la valorización que se otorga a los clientes con otras tarifas y que también se conectan en baja tensión.
Es decir, todas las inyecciones de energía de los clientes conectados en baja tensión en una misma zona de distribución tendrán el mismo valor, independientemente de la opción tarifaria del cliente, y será igual a la tarifa de energía de cualquier opción de tarifa en BT distinta a BT1. De manera similar ocurre para las inyecciones de los clientes conectados en alta tensión, donde la valorización de las inyecciones será igual a la tarifa de energía en alta tensión de distribución. Lamuestra el precio que tendrá la energía inyectada si nos conectamos a las redes de distribución de Chilquinta a julio de 2015, la cual es de 77,55 pesos el kWh para clientes BT y de 68,47 pesos el kWh para clientes AT. El costo de retirar energía de las redes de Chilquinta es de 140 pesos el kWh en promedio para la tarifa BT1.
Para el caso de Chilectra a julio de 2015, muestra la valorización de la energía inyectada. Para el Area 1ª(a) es de 59,58 pesos el kWh para clientes BT y de 56,59 pesos el kWh para clientes AT. El costo de retirar energía de las redes de Chilectra es de 102,5 pesos el kWh en promedio para la tarifa BT1.
Fig. 2-2 Tarifas eléctricas para inyección de energía en Chilquinta en la Región de
Valparaíso [7]
Fig. 2-3 Tarifas eléctricas de inyección y consumo de Chilectra en la Región Metropolitana
[8]