Eficiencia Energética en Distribución Eléctrica: Claves y Regulación en Chile

Eficiencia Energética en Distribución Eléctrica: Claves y Regulación en Chile

¿Qué es Eficiencia Energética?

La eficiencia energética busca reducir el consumo de energía y/u obtener mayores utilidades por el mismo costo. También se puede atribuir a la eficiencia energética el promover la sostenibilidad económica, política y ambiental.

¿En qué consiste el área de distribución?

Consiste en poner a disposición de los clientes la infraestructura necesaria para llevarles la energía eléctrica demandada, teniendo que operar bajo los 23 KV. Tiene características de monopolio natural, lo cual hace que sus precios estén regulados. La tarificación resulta de la suma de un precio nudo más el valor actualizado de distribución (VAD). Los precios para clientes con un consumo menor a 2 MW son fijados por las regulaciones del estado (Clientes Regulados). Por otro lado, los de mayor consumo tienen la libertad de negociar los precios (Clientes Libres).

¿Por qué no se diferencia en Chile entre distribuidor y comercializador?

Esto sucede ya que las concesiones dispuestas a dar el servicio de distribución también operan como comercializadoras. Un claro ejemplo de esto se refleja en el cálculo de la fijación de las tarifas; se logra apreciar que para dicho cálculo (VAD) se incluyen actividades de atención al cliente y de comercialización (llamados costos fijos de los clientes), los cuales tienen un peso aproximado del 13%.

¿Cómo funcionan los mercados en que sí se hace dicha distinción?

En dichos mercados, se logra apreciar una competencia más transparente basándose en la calidad de servicio. Esto logra facilitar la elección de la mejor opción al cliente y constante innovación por parte de las comercializadoras.

Marco Regulatorio de la Distribución Eléctrica en Chile

Derechos y Obligaciones del Concesionario

Derechos:

• Libertad para decidir sobre qué zonas solicitan la concesión.
• Usar bienes nacionales de uso público para tender líneas aéreas y subterráneas.

Obligaciones:

• Las empresas distribuidoras deben presentar ante el gobierno chileno una solicitud de concesión para establecer, operar y explotar instalaciones de distribución.
• Esta concesión es otorgada por Decreto Supremo a través del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.
• Los concesionarios prestan el servicio público de distribución a todos los usuarios finales ubicados en sus zonas de concesión y están obligados a proporcionar suministro a todos aquellos que lo soliciten dentro de dicha zona, con exigentes estándares de calidad de servicio y suministro.

Componentes de las Tarifas para Clientes Regulados

De acuerdo con lo establecido en el artículo Nº 191 del DFL Nº 4 de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, los elementos que componen la tarificación de un cliente regulado son el arriendo del medidor, cargo fijo asociado a la tarifa, cargo del sistema troncal y la energía base.

Definición de Empresa Modelo

La empresa modelo es la pauta de empresa distribuidora que ocupa la Comisión Nacional de Energía (CNE) para regularizar la distribución de energía. Esta se basa en la optimización de costos de inversión y explotación de una empresa ficticia que compite en las mismas condiciones que la empresa regulada (tipo de cliente, ubicación geográfica, clima). El objetivo final de la aplicación es llegar a tarificar precios justos para los clientes en base a una buena calidad de servicio.

Áreas Típicas de Distribución (ATD)

Son áreas de distribución establecidas por la CNE cada 4 años para las concesiones de distribución y el cálculo del VAD según cada una de las zonas. La ATD representa las distintas características demográficas y de urbanidad/ruralidad de la red de distribución. Esto es representado en 5 Áreas Típicas de Distribución que ayudan a entender los costos asociados para facilitar el servicio de Distribución:

1. Área 1S: red obligada (por ordenanzas municipales) a ser construida de forma subterránea en ciertas áreas específicas.
2. Área Primera: Red aérea de tipo urbano densamente poblada (población sobre los 70.000 habitantes).
3. Área Segunda: Red aérea de tipo urbano medianamente poblada.
4. Área Tercera: Red aérea de tipo urbano/rural con baja densidad de población.
5. Área Cuarta: Red aérea de tipo rural con muy baja densidad de población.

Responsabilidad por Pérdidas de Energía en Distribución

Los servicios de Distribución y Transmisión están obligados a velar por la eficiencia energética dentro de sus procesos, y así poder abaratar los precios de venta de energía eléctrica a los clientes. Pero aun así, los que corren con los gastos asociados a las pérdidas son los mismos clientes finales.

Servicios Sujetos a Fijación de Tarifa

1. Arriendo de medidor.
   1. Atención de emergencia de alumbrado público.
   2. Cambio de reemplazo de medidor.
   3. Envío o despacho de boleta o factura a casillas postales o dirección especial.
   4. Instalación o retiro de medidor.
   5. Mantención de alumbrado público que se encuentre adosado en postes de la empresa distribuidora.
   6. Mantenimiento de medidor de propiedad del cliente.

Rol de las Municipalidades y el MOP en la Regulación

Las municipalidades participan en la regulación del sector eléctrico otorgando los permisos para que las líneas de distribución eléctrica y otros bienes nacionales de uso público crucen y se ubiquen en las calles. Como nexo, las municipalidades pueden negociar la tarificación y calidad de suministro en lugares donde sistemas eléctricos tengan capacidad instalada menor a 1,5 MW.

Evaluación de Impacto Ambiental de las Instalaciones de Distribución

(Se sugiere desarrollar este punto para mayor claridad)

Propiedad, Instalación y Mantenimiento de Medidores Eléctricos

Los dueños de los medidores eléctricos son los usuarios, a menos que se esté arrendando a una empresa distribuidora. La normativa establece que las empresas distribuidoras son las responsables de que los medidores de sus clientes estén en buenas condiciones. Si la empresa es dueña del medidor, no puede cobrar por la mantención. Si el cliente es el dueño del medidor (o el empalme), la empresa sólo puede cobrar por el mantenimiento cuando efectivamente realice ese trabajo.

Características y Fiscalización de Medidores Eléctricos

Según la norma NSEG 3, los medidores deben:

• Estar aceptados por la Dirección de Servicios Eléctricos.
• Ser calibrados en los laboratorios de la Dirección de Servicios Eléctricos.
• Sus lecturas de corriente no pueden tener errores superiores al 2%.
• No se puede violar los sellos de seguridad (conlleva a multas).

El encargado de fiscalizar el cumplimiento actualmente es la SEC (Superintendencia de Electricidad y Combustibles).

Componentes del Precio de Nudo Final

Precio Final = Precio de Nudo + VAD + Cargo Único por uso del Sistema Troncal

Precio de nudo: tiene que ver con la parte de generación y transporte a la zona que se desea proveer con energía eléctrica. Dos componentes: una es la cantidad de energía consumida, y otra, por la potencia máxima. La potencia máxima tiene que ver a la hora que se consume energía. El concepto detrás, es que uno paga además, por la capacidad máxima de carga que hay que tener instalada en todo momento para satisfacer la demanda a toda hora.

Cálculo y Entidad Responsable del VAD

El VAD es una tarifa múltiple relacionada al uso de la infraestructura de distribución y está compuesta por un cargo fijo (de gestión, facturación, servicio al consumidor, y pérdida de potencia y energía promedio) y un cargo por unidad de potencia para pagar los costos de operación, mantención e inversión. En el VAD, los costos de inversión anual se calculan considerando el costo de reemplazo de instalaciones eficientes para cubrir la demanda proyectada, según la vida esperada de las instalaciones, más un 10% del retorno real sobre los activos. El VAD se calcula simultáneamente para las diferentes empresas distribuidoras cada cuatro años, basados en una regulación por empresa modelo eficiente que distribuye electricidad en el área geográfica de la empresa respectiva.

Este es fijado por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

Emisión de Bases para Estudios de Fijación de Tarifas

La CNE es la encargada de realizar el estudio de los costos de la empresa modelo.

Costos de una Empresa de Distribución

Costos de administración, costos por demanda, costos por consumo de energía y potencia.

Incentivos a la Generación con Energías Renovables No Convencionales (ERNC)

Definición y Tipos de ERNC

Energía renovable no convencional (ERNC) corresponde a aquellas fuentes de energía que pueden renovar su suministro a escala de tiempo humana.

Los tipos de ERNC según la Ley 20.257 son: biomasa, hidráulica (cuya potencia máxima sea inferior a 20 MW), geotérmica, solar, eólica, marítimas (ya sea por mareas, olas, corrientes marinas o gradiente térmico).

Generación a Base de Biomasa

Consiste en un procesamiento de la materia orgánica que luego se utiliza para la generación de energía, ya sea por su quema directa o transformación en gas.

Eficiencia de Plantas de Generación a Base de Biomasa

En general alcanzan entre un 7% a un 27% de eficiencia térmica. Además, tienen un factor de planta de un 85%.

Excepciones al Sistema de Despacho para Generación ERNC

Los propietarios de ERNC conectados al sistema cuyos excedentes de potencia suministrada al sistema sean inferior a 20MW, estarán exceptuados del pago total o de una porción de los peajes por el uso de transmisión troncal.

La excepción de pagar el total de los peajes por el uso de la transmisión troncal beneficia solo a generadoras que inyecten 9 Mega Watts o menos (PMG) al Sistema Interconectado. Por otro lado, las generadoras que inyecten entre 20 y 9 Mega Watts (PMGD) tienen una excepción parcial.

Etapas de Desarrollo de un Proyecto ERNC

1. Etapa de Preinversión: proceso de elaboración de estudios, análisis y gestión necesarios para la preparación, formulación y evaluación del proyecto que permiten resolver el problema o atender la necesidad que le da origen. El resultado es una decisión de invertir o no en un proyecto.
2. Etapa de Inversión: se ha tomado la decisión de inversión, es decir, se ha decidido por concretar el proyecto. Los estudios se profundizan en detalle y ya comenzará la implementación del proyecto. Se debe pasar exitosamente los estudios de detalle de las obras civiles y conexión a red, auditorías externas a la evaluación de recurso y estimación de producción de energía y quizás el factor más crítico, la obtención del cierre financiero con el banco o institución financiera. Realizado los pasos anteriores, se realiza la construcción.
3. Etapa de Operación y Cierre: Periodo más extenso ya que se considera el tiempo en que el proyecto estará funcionando en régimen, incluyendo sus mantenimientos y reparaciones en caso de falla. Finalmente considera un plan de cierre cuando haya acabado su vida útil.

Solicitud de Conexión a la Red (SCR)

Es un formulario que se debe llenar previo a la conexión de las instalaciones a la red. Este debe ser enviado a la empresa distribuidora correspondiente de la zona. Este documento contiene la siguiente información:

1. Plano de ubicación de las instalaciones, incluyendo la designación y límites del terreno.
2. Disposición y diagrama unilineal de todas las instalaciones eléctricas, con los datos de los equipos considerados, incluyendo posibles líneas y subestaciones en media tensión, de unión con el cliente mismo, longitudes de cables y líneas, esquemas de subestaciones.
3. Datos eléctricos de los transformadores que se emplearán en la conexión al SD.
4. Descripción de las protecciones, especificando tipo, fabricante, conexión y funciones.
5. Corriente de cortocircuito en el punto de conexión al SD de media tensión.
6. Descripción del tipo y forma operativa de la máquina motriz, generador y eventualmente inversor o convertidor de frecuencia, así como de la forma de conexión al SD, incluyendo hojas de datos y protocolos de pruebas.
7. En el caso de inversores y convertidores de frecuencia: protocolos de pruebas o antecedentes similares sobre las armónicas superiores e intermedias esperadas. En el caso de centrales eólicas: certificados, protocolos de pruebas o antecedentes similares sobre las características eléctricas.
8. Informe acerca del impacto del PMGD en el punto de repercusión asociado.
9. Información sobre controladores de frecuencia y voltaje, con sus rangos de operación, y del sistema de control y protecciones.

Entidades a las que se Presenta la SCR

A la empresa distribuidora que corresponda dicha zona, al CDEC (Centro de Despacho Económico de Carga) y a la SEC (Superintendencia de Electricidad y Combustibles).

Definiciones Clave: PMG, PMGD, MGNC y Cogeneración

• Pequeños Medios de Generación (PMG): Medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a 9MW conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o adicional.
• Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD): Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9 MW, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución que utilicen bienes nacionales de uso público.
• Medios de Generación no Convencionales (MGNC): Medios de generación cuya fuente sea no convencional y sus excedentes de potencia suministrada al sistema sean inferiores a 20MW.
• Cogeneración: generación en un solo proceso, de energía eléctrica o mecánica, combinada con la producción de calor. La energía eléctrica o mecánica y el calor producido en el proceso de cogeneración deben satisfacer demandas reales, de modo que de no existir la cogeneración éstas debieran satisfacerse desde otras fuentes energéticas.

Evaluación Ambiental de un Proyecto ERNC

El Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) es un instrumento de gestión ambiental de carácter preventivo. El proceso de evaluación consiste en un conjunto de procedimientos que vinculan al titular de un proyecto o actividad con la autoridad ambiental, a través de una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) o un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), para demostrar que el proyecto cumple con las normas ambientales, y que se hace cargo adecuadamente de los impactos ambientales que genera.

Costos de Conexión de un Proyecto de Generación

Los costos asociados a la conexión al CDEC o a los sistemas de distribución, corren por cuenta de la empresa generadora. Este es un gran problema a la hora de evaluar un proyecto, ya que los costos de unir la generadora con la red son excesivamente elevados (para poder hacer un ejemplo de esto, 1 km de carretera eléctrica equivale a unos 200 millones de pesos).

Efecto en el Costo Marginal del Sistema por Aumento de Generación con Biomasa

Se debe considerar que la generación por ERNC dispone de un costo marginal menor que las generadoras convencionales. Por lo tanto, a la hora de generar una unidad adicional de energía (US$/MWh) tienen prioridad de venta las de menor costo marginal, desplazando a las otras generadoras.

Alternativas de Interacción Comercial de un Proyecto ERNC

• Venta al mercado spot

(Se sugiere desarrollar este punto para mayor claridad)

Principales Trabas al Desarrollo de Proyectos ERNC

Las principales barreras las podemos denotar en 3 puntos:

• Barreras económicas: el hecho de instalar una generadora de ERNC supone de grandes costos de inversión (logística, obras civiles, disposición de materia prima, etcétera). A la hora de calcular la rentabilidad de una empresa de generación no convencional con una convencional se hace menos atractivo un proyecto de ERNC. Se debe tener en cuenta que en Chile, el fomento a la generación por ERNC no es muy seductor en comparación con regulaciones internacionales que incentivan esta tecnología.
• Barreras sociales: en Chile existe poca cultura, experiencia e inmadurez en cuanto a la ERNC. La madurez de la tecnología externa permite que el desarrollo de proyectos de este tipo cuente con bajo riesgo tecnológico. Sin embargo, en la adaptación, aplicación y soporte de la tecnología, emergen las debilidades de escasez de recursos humanos especializados, infraestructura tecnológica, capacidad de manufactura y servicios, falta de capacidad industrial local (cluster de Energía) lo que frena y encarece el desarrollo de proyectos ERNC.
• Barreras regulatorias: se debe considerar todas las normas asociadas a legislaciones ambientales, territoriales, de conexión a la red y de venta.