^*Un tercio de la generación útil anual de HidroAysén (descontando las pérdidas).
 
 
Eduardo Lucero
twitter: @entropiachile

 
 
^[1]Informe de la Comisión de Hacienda
^[2]Requisitos que deberán cumplirse para conectarse a la Red
^[3]Calculador solar PVwatts
 
 

Starting May 2011, solar power systems will be equipped with adjusted overfrequency protection / Existing regulation is no longer in tune with the role of solar power in the energy supply

Recent reports about the effects of potential instabilities in the power grid call attention to solar power, even though the photovoltaic industry is already contributing to network stability. “Utilizing the capabilities of intelligent control technology and modern systems technology, solar power is playing an active role in network integration. This includes, on the one hand, the supply of reactive power, and on the other hand measures to improve direct consumption and enable increasingly precise means of forecasting,” according to Jörg Mayer, Managing Director of the German Solar Industry Association (BSW-Solar).

For decades, power grid operators have stipulated that solar power systems must all shut down automatically when a frequency of 50.2 hertz (Hz) is reached. A solution proposed by the industry now provides for a mitigation of this problem until a new norm comes into effect. Mayer: “For years we have called for this regulation to be lifted, since it is not in tune with the role of solar power in the energy supply. This rigid shut-down threshold imposed by grid operators is rooted in a time when the operators expected that photovoltaics would supply only a negligible share of electricity production.” In the meantime, over 17.5 gigawatts of solar power are being fed into the German grid. As a result, photovoltaics must be given an active role in network management.

The solar industry has already reacted: For some time now, larger photovoltaic systems connected to the medium-voltage power grid have been equipped with intelligent control and modern system service technologies. Starting in May 2011, at least ten manufacturers of PV inverters will voluntarily equip their products ex works with adjusted overfrequency protection technology. Inverters are devices that transform direct current (DC) produced by solar cells into grid-compliant alternating current (AC). They also control and monitor the systems and provide the connection to the power grid.

Already in 2010, the industry had proposed a solution aimed at exempting newly installed systems from this outdated regulation. BSW-Solar therefore expressly welcomes the solution for overfrequency protection put forward by FNN (Forum Grid Operation/Grid Technology within the Association of Electrical, Electronic and Information Technologies – VDE). This proposal, in the form of a technical notice, is valid until the VDE/FNN application regulation “Power plants connected to the low voltage grid” becomes binding. This will likely be the case in January 2012. The solution provides for a flexible setting of overfrequency protection by the manufacturer at levels between 50.3 Hz and 51.5 Hz. “With this,” says Mayer, “we are underlining our commitment to network stability and laying the groundwork for the future integration of significant solar power capacity into the grid.”

Working together with a transmission grid operator and in close coordination with the Federal Ministry for the Environment, BSW-Solar commissioned an expert opinion to establish how much need there is for modifying photovoltaic systems after 2012. In other words: For which systems does modification actually make sense? Age and size of the system are relevant. “This is absolutely not a recall for inverters,” says Bernd Engel, spokesman for BSW-Solar’s working group on grid questions. “The devices have always been set up and delivered according to the most up-to-date standards of grid operators.” Photovoltaic systems that were connected to the medium voltage power grid as of fall 2009 are not affected anyway.

Another question examined in the study concerns the technical and financial impact of this measure. BSW-Solar is actively committed to the grandfathering principle and to ensuring investment security.

Ref. solarwirtschaft.de

Prof. Mack Grady

Ref:research.engr.utexas.edu

También es útil conocer el Consumo Horario (KWH durante el día) y se puede estimar, razonablemente, leyendo y anotando las cuentas del medidor de electricidad con el método que indicamos a continuación.

-1- Imprima un formulario de Consumo Horario.
-2- Revise su medidor y anote la hora:min y las cuentas (1 decimal si puede).
-3- Cubra, a lo menos, las horas de sol (9 a 19 hrs).
-4- Repita lo anterior varias veces (2-3 veces por hora) en el día.
-5- Hágalo durante varios días (mín. 7d, puede ser a hora:min distintas).

Oferta Solinet^[2]
Generador Residencial Fotovoltaico EEE-260
Potencia = 260 watts Precio < $200.000+iva

Estimación de beneficios económicos según “criterio de evaluación privada de un proyecto”
(vida útil 25 años y tasa de interés de referencia 10%).

Generación promedio anual REAL = 400 kwh^[3] en la Región Metropolitana.

-1- Etapa inicial (hasta que se publique Reglamento Ley 20.571^[4]). Supone que no hay excedentes (la potencia instalada es siempre menor que el consumo) y se ganan $100 por cada kwh ahorrado: TIR=20% y la inversión se recupera en 5 años.

-2- Etapa final (con Reglamento publicado). Supone potencia ampliada a 520 watts (1 EEE-260 adicional) y pago de $53/kwh por los excedentes vendidos a Chilectra: TIR=16%.

En las regiones, los beneficios resultan aún mayores, especialmente en las localidades que pagan tarifas muy altas, por ejemplo, en La Serena y Coquimbo, con $146/kwh^[5] la rentabilidad aumenta a TIR=33% (1a etapa) y TIR=25% (2a etapa). Y en La Higuera, Paihuano, Río Hurtado, Combarbalá, Monte Patria, Canela, Salamanca y Zapallar pagan $172/kwh^[5] la rentabilidad es TIR=36%.

Informe Técnico PNP Ene-12^{[6]
En general, el beneficio depende de la irradiancia regional y de las tarifas[7] por KWH.}

Eduardo Lucero M.
Asesor Especialista
CPE Consultores
www.cpe.cl

Referencias:
^[1]Paridad de Red
^[2]Sol Inet
^[3]Estadística 22 años IWEC
^[4]REGULA EL PAGO DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS DE LAS GENERADORAS RESIDENCIALES
^[5]Tarifas CONAFE
^[6]Informe Técnico PNP Ene-12
^[7]Tarifas Suministro Eléctrico en Chile

Y en el caso eólico, en vez de “parques de muchas hectáreas” desarrollar “patios eólicos” domésticos …y cercanos al consumo.

Y en el caso fotovoltaico, en vez de “granjas de kilómetros cuadrados” desarrollar “techos solares” residenciales …y cercanos al consumo.

Y en el caso de la energía hidraúlica, en vez de grandes embalses desarrollar piscinas o pequeños estanques y centrales de pasada y pocos metros de caída …y cercanas al consumo.

Las ventajas de los proyectos ERRNC serían:

-Participación y buena rentabilidad para MILES de chilenos.
-Capacitación y trabajo para cientos de instaladores chilenos.
-Utiliza CERO ESPACIO adicional (paneles en espacios ya ocupados).
-Radiación media total balanceada (en el SIC hay días con sol y sin sol).
-NO HAY LÍNEA => menores pérdidas calóricas y menos fallas en el SIC
(y no hay que pagar potenciales costos/conflictos por servidumbre).
-Empresas distribuidoras tienen menores pérdidas y liberan capacidad.
-Calidad de potencia y CONTROLABILIDAD DE SERVICIO SUPERIOR.
-Instalación segura según las recomendaciones vigentes.
-Muy bajos costos de mantenimiento (el sol no se paga).
-Desarrollo por etapas facilita incorporar avances tecnológicos.

Dada la libertad de precios que hay en Chile, el precio debería ser lo primero que se informa, pero los vendedores parecen pensar de otra forma: salvo honrosas excepciones, el vendedor exige (!?) que el comprador solicite una cotización, con datos técnicos y privados como Rut y otros…

El propósito de esta página web es destacar las “honrosas excepciones”, simplemente publicando las direcciones web correspondientes. No conocemos ni recomendamos las ofertas publicadas en esta página.

-1- ¿Cuánto cuesta colocar en el techo paneles fotovoltaicos?

-2- SODIMAC, 30 de enero del 2012

-3- Todo Saldos, 3 de febrero del 2012

-4- Lista de Precios Heliplast

-5- Casa Royal (buscar “panel solar”)

Esperamos tus sugerencias -si tienes o conoces alguna página web con ofertas de paneles fotovoltaicos, que informe precios, por favor déjanos un comentario…

Para conocer la cantidad de energía que consume en su casa y el precio que usted paga a la distribuidora, revise las facturas mensuales (de Chilectra en Stgo.) y anote “Monto Total” y “Consumo Total”. El Consumo Total son los KWH del mes y el cuociente “Monto Total”/“Consumo Total” es lo que pagó por 1 KWH. Lo ideal es repetir el cálculo para un año completo y anotar los valores (KWH, Precio) de cada mes en una tabla. Otra forma de estimar el consumo es a partir de los electrodomésticos que utiliza -ver calculadora online en http://www.eclipse.cl
Considerando los precios que pagan los habitantes de las regiones (ver mas abajo Tabla de Factores Multiplicativos), sus beneficios por KWH resultan mayores que los correspondientes a la Región Metropolitana.

Comparación de beneficios entre Santiago (33,38˚S, 70,78˚O) y Punta Arenas (53,00˚S, 70,85˚O)
En cada tabla se informan los parámetros utilizados para que los resultados sean lo mas realista posible. Por ejemplo el “derating factor” representa las pérdidas que ocurren en el alambrado y en el conversor de corriente continua (DC) a corriente alterna (AC). La cantidad de sol se estima con los datos estadísticos, registrados durante 22 años por la IWEC o “International Weather for Energy Calculations”.

En sus 25 años de vida útil un panel fotovoltaico residencial de 1KW instalado en Santiago genera 37 MWH.
En Punta Arenas la cantidad baja a 30 MWH pero el beneficio economico es mayor!!!.

-2-Caracterización Sector Eléctrico a OCT/2010
CR: Clientes Regulados CL: Clientes Libres
(1) SIC, 11.776 MW 43.7% Hidro,(CR 55%, CL 45%)
(2) SING, 3.698 MW 57.1% Térmico,(CR 10%, CL 90%)
(3) Magallanes, 99,5 MW, 85.2% Gas, (CR 100%)
(4) Aysén, 51,6 MW, 56.6% Diesel, (CR 100%)

(5) ERNC < 4.5% (1.5 EOL, 1.5 BIO, 1.5 Hidro, 0% Sol)

Definición ERNC:
(1)Energía de la biomasa.
(2)Energía hidráulica y potencia inferior a 20 MW.
(3)Energía geotérmica.
(4)Energía solar.
(5)Energía eólica.
(6)Energía de los mares.

Una gran ventaja de las energías ERNC eólica y fotovoltaica es su naturaleza distribuída, que facilita su uso en unidades de poca potencia (algunos KW). Esta propiedad distribuída hace recomendable considerar, en el caso eólico, en vez de “parques de muchas hectáreas” desarrollar muchos “patios eólicos” domésticos …y cercanos al consumo. Y en el caso fotovoltaico, en vez de “granjas de kilómetros cuadrados” desarrollar miles de “techos solares” residenciales …y cercanos al consumo.

-3-Marco Regulatorio a JUL/2011

-3.1-Modelo Teórico.
Los métodos actuales [1] que avalan el “mercado de la electricidad”, se basan principalmente en modelar la RED o el SIC como “sistema equilibrado”, lo cual funciona bien para los KWH de energía, porque se convirtieron en “objetos que se consumen DESPUÉS de producirlos” y eso permite simplificar y sacar conclusiones prácticas útiles, como por ejemplo precios del KWH [2].

-3.2-Controlabilidad.
La estabilidad del SIC depende de controles automáticos activos y de márgenes suficientes de potencia (v*i) libre. El problema actual es que el “modelo equilibrado de los KWH después de la hora” no incluye correctamente la potencia, que es instantánea e inherente a “lo desequilibrado que debe mantenerse estable durante la hora”.

Históricamente, se ha resuelto este “des-precio” de la potencia, seleccionando con algún criterio (poco conocido) a un grupo de operadores, que aceptan recibir una compensación económica, por comprometerse a mantener un margen razonable de potencia conectada libre y controles automáticos bien ajustados, en un compromiso de “caballeros” que ha funcionado razonablemente bien hasta hoy.

-3.3-Desafíos del Marco Regulatorio.
El modelo actual NO genera incentivos para:
(1)la respuesta dinámica de cualquier generador (si es una máquina rotatoria su energía cinética, por pequeña que sea, siempre aporta a mantener el sincronismo, si es un panel solar se requiere energía almacenada y un inversor DC/AC inteligente que emule los controladores de velocidad y tensión convencionales).
y
(2)los correspondientes controles de estabilidad de voltaje y ángulo que NO se instalan (sin tarifa por potencia no hay incentivos). Este “des-precio” de la controlabilidad ha sido estudiado, por ejemplo en Alemania, donde están proponiendo modificar la norma y utilizar controles automáticos [3] para que los inversores grid-tie mantengan los generadores ER conectados durante condiciones de pre-falla (y evitar apagones del SIC).

-4-Legislación.
A partir de la reforma del sector energía en 1980:
(1)La política energética privilegia la descentralización de las decisiones.
(2)El desarrollo y operación de la infrastructura del sector queda en manos de privados.
(3)El Estado asume función reguladora, fiscalizadora y subsidiaria.

-4.1-Ley de Fomento a las ERNC.
A partir del año 2010 las empresas generadoras con capacidad instalada superior a 200 MW, deberán inyectar energía equivalente al 10% de sus retiros en cada año, por medios de generación renovable no convencional, pudiendo ser estos medios propios o contratados [4].

-4.2-Ley Horvath para la Generación Residencial.
La Ley de la Generación Residencial que se tramita en el Congreso, permitirá a los abonados domésticos entregar a la red pública los excedentes generados con energía renovable y ser remunerados por ello [5].

Los puntos principales de la Ley 20.257, recientemente publicada en el Diario Oficial [6]) son:

-4.2.1-Reglamento.
Se dictará un Reglamento fundado en los siguientes principios:
–La seguridad de las personas y los bienes.
–La confiabilidad del servicio eléctrico.
–La seguridad operacional del sistema y de las redes de distribución.
–La evolución tecnológica que se prevé en este tipo de dispositivos.
–El resguardo de la tarifa de los clientes que no poseen instalaciones de generación.

-4.2.2-Tarifas o Valorización de Inyecciones:
–Las inyecciones del cliente se valorizarán al precio de la energía que las empresas distribuidoras traspasan a sus clientes regulados conforme al artículo 158º de LGSE (Precio de Nudo Promedio) [2].
–En el caso de los Sistemas Medianos, el Reglamento establecerá los mecanismos para efectuar dicha valorización.
–Adicionalmente, en la valorización se reconocerán las menores pérdidas medias de la empresa distribuidora, producto de las inyecciones del cliente. Estas pérdidas se calcularán con ocasión del VAD [7].

-4.2.3-Forma de Pago
–De existir un excedente en la cuenta del usuario, se descontará en la o las boletas subsiguientes.
–Transcurrido el plazo establecido en el contrato, los remanentes que no hayan podido ser descontados de las respectivas facturaciones, deberán ser pagados al cliente por la concesionaria según el mecanismo determinado en el contrato.

-4.2.4-Apoyo al desarrollo de la actividad
Para los clientes generadores que sean contribuyentes relativamente simples o pequeños, se establece que:
–Sus inyecciones de energía no se considerarán operaciones gravadas por el Impuesto al Valor Agregado
–Adicionalmente, los ingresos y las compensaciones que perciban por concepto de la inyección de excedentes, no serán constitutivos de renta.
Quedan sujetos a esta exención y exclusión, por ende, los contribuyentes personas naturales y los de primera categoría acogidos a algún sistema de renta presunta o de contabilidad simplificada.

-4.2.5-Capacidad máxima instalada.
La capacidad instalada por cliente o usuario final no podrá superar los 100 KW (posible de aumentar a 150 KW).

Eduardo Lucero
Asesor Especialista
CPE Consultores

—
Referencias.
[1]Funcionamiento del Mercado Eléctrico Chileno
[2]Precios de Nudo Suministros de Electricidad
[3]Solar power contributes to network stability
[4]Biblioteca del Congreso. Generación ERNC
[5]Indicaciones del Ejecutivo. Ley de la Gen. Residencial
[6]Biblioteca del Congreso. Ley 20.571
[7]Valor Agregado de la Distribución VAD

Contenido de la Indicación
•Se dictará un Reglamento fundado en los siguientes
principios:
–La seguridad de las personas y los bienes.
–La confiabilidad del servicio eléctrico.
–La seguridad operacional del sistema y de las redes de distribución.
–La evolución tecnológica que se prevé en este tipo de dispositivos.
–El resguardo de la tarifa de los clientes que no poseen instalaciones de generación.

Contenido de la Indicación
•El Reglamento establecerá:
–Condiciones técnicas de la conexión.
–Especificaciones técnicas del equipo de generación.
–Inyecciones máximas admisibles por distribuidora, o sector de ésta, y por instalación.
•El sistema se debe hacer escalable de acuerdo a la evolución tecnológica observable y la aptitud de las redes para adaptarse a las nuevas inyecciones.
–Mecanismo para determinar el costo de las adecuaciones a la red de distribución, cuando sea necesario realizarlas.

Contenido de la Indicación
•Condiciones para hacer efectivo el Net billing
–Responsabilidad de la distribuidora de preservar los estándares de seguridad exigidos por la normativa.
–Protección del cliente en su relación contractual con la distribuidora.
–Superintendencia de Electricidad y Combustibles resuelve reclamos o controversias suscitadas.

Contenido de la Indicación
•Valorización de Inyecciones:
–Las inyecciones del cliente se valorizarán al precio de la energía que las empresas distribuidoras traspasan a sus clientes regulados conforme al artículo 158º de LGSE (Precio de Nudo Promedio).
–En el caso de los Sistemas Medianos, el Reglamento establecerá los mecanismos para efectuar dicha valorización.
–Adicionalmente, en la valorización se reconocerán las menores pérdidas medias de la empresa distribuidora, producto de las inyecciones del cliente. Estas pérdidas se calcularán con ocasión del VAD.

Contenido de la Indicación
•Saldo remanente no descontado:
–De existir un excedente en la cuenta del usuario, se descontará en la o las boletas subsiguientes.
–Transcurrido el plazo establecido en el contrato, los remanentes que no hayan podido ser descontados de las respectivas facturaciones, deberán ser pagados al cliente por la concesionaria según el mecanismo determinado en el contrato.

Contenido de la Indicación
•Contrato con menciones mínimas establecidas por el reglamento, entre las que deberán considerarse:
–Equipamiento de generación del usuario final y sus características técnicas esenciales
–Capacidad instalada de generación
–Opción tarifaria
–Propiedad del equipo medidor
–Mecanismo de pago de los remanentes no descontados

Contenido de la Indicación
•Principio de no afectación de terceros clientes
Las obras adicionales y adecuaciones que sean necesarias para permitir la conexión y la inyección de excedentes de los medios de generación residencial, deberán ser solventadas por cada propietario de tales instalaciones y no podrán significar costos adicionales a los demás clientes

Contenido de la Indicación
•Artículo 149º ter: Pago de los remanentes no descontados
–Los remanentes no descontados de las facturaciones respectivas, según el plazo establecido en el contrato, deben ser pagados por la concesionaria.
–El mecanismo de pago queda a exclusiva elección del cliente. En caso de que no opte por alguno, debe ser pagada mediante documento nominativo representativo de obligaciones de dinero.

Contenido de la Indicación
•Artículo 149º quáter: Certificados de inyección ERNC:
–Las inyecciones de energía del cliente podrán ser consideradas por las empresas eléctricas a los efectos del cumplimiento de la obligación establecida en el Artículo 150º bis de la LGSE.
–Para ello, anualmente o cuando el cliente lo solicite, la empresa distribuidora emitirá un certificado que dé cuenta de las inyecciones realizadas por el cliente a través de medios de generación renovables no convencionales.
–El certificado de inyecciones leídas constituirá título suficiente para acreditar el atributo ERNC, que puede ser traspasado a las empresas que efectúan retiros.

Contenido de la Indicación
•Artículo 149º quinquies: Apoyo al desarrollo de la actividad
Para los clientes generadores que sean contribuyentes relativamente simples o pequeños, se establece que:
–Sus inyecciones de energía no se considerarán operaciones gravadas por el Impuesto al Valor Agregado
–Adicionalmente, los ingresos y las compensaciones que perciban por concepto de la inyección de excedentes, no serán constitutivos de renta.
Quedan sujetos a esta exención y exclusión, por ende, los contribuyentes personas naturales y los de primera categoría acogidos a algún sistema de renta presunta o de contabilidad simplificada.

No pueden acogerse a esta exención y a esta exclusión, los contribuyentes de primera categoría obligados a declarar su renta efectiva según contabilidad completa.

Gracias.