Suministro Eléctrico
-1-Electricidad. Estado del Arte
Se denomina Suministro Eléctrico al conjunto de etapas que son necesarias para que la electricidad llegue al consumidor final. Como la electricidad es difícil de almacenar, debe ser consumida en el mismo instante en que se genera.
-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 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 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 (por ejemplo las centrales mas grandes) 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, por ejemplo en una batería).
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, principalmente en Alemania, donde se están proponiendo controles automáticos avanzados [3] para que los inversores grid-tie puedan mantener 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, recientemente aprobada (13 de julio de 2011 [6]) en segundo trámite constitucional en la Cámara de Diputados 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.
-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
Ing. Civil Electricista
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Referencias.
[1]Funcionamiento del Mercado Eléctrico Chileno
[2]Precios de Nudo ABR/2011
[3]en.solarwirtschaft.de
[4]Generación ERNC
[5]Ley Horvath ERRNC
[6]Cámara aprueba proyecto Ley Horvath ERRNC