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7/18/2019 GDFA IsagenColciencias CAC
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REGULACIÓN PARA INCENTIVAR LASENERGÍAS ALTERNAS Y LA GENERACIÓN
DISTRIBUIDA EN COLOMBIA
Regulación para incentivar las energíasalternas y la generación distribuida en
Proyecto de investigación:
Universidad Nacional de Colombia
Universidad de los AndesIsagen - Colciencias
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Investigadores
Universidad Nacional (Medellín)
• Sergio Botero. Director del Proyecto• Laura Naranjo• Lizeth Sepúlveda• Paola Campuzano• William Martínez
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Universidad Nacional (Bogotá)• Leidy Buitrago• Andrés Delgadillo
Universidad de los Andes
• Ángela Cadena. Coordinadora Universidad de los Andes
• Hernando Durán• Andrea Díaz• Camilo Táutiva• Daniel Roberto Vesga• Luis Ignacio Betancur
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Colaboradores
Isaac Dyner - Universidad Nacional (Medellín)
Ricardo Quijano - Universidad Nacional (Medellín)
Carlos Zárate - Universidad Nacional (Medellín)
-
Johan Hernández - Universidad Nacional (Bogotá)
Juan Manuel Alzate - Universidad de los Andes
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Fuentes y tecnologías
Distribuida Centralizada
Renovable
Solar fotovoltaicaEólico
Solar térmicaEólicaPCH
Biomasa OceánicaBiomasa
No Renovable
Motores reciprocantes y decombustión internaMotores de combustión
externaMicroturbinas Turbinas de gas
No aplican en este
trabajo
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Cuadro de actividades
Objetivo 1
InstrumentosPolíticas
Legislación Colombia
Viabilidad jurídicaObjetivos 2 y 3Modelos:
Objetivo 5
Taller
Objetivo 4Encuestas
Análisis de instrumentosPropiedad de recursos naturalesCargo por capacidadCostos
Análisisproyectos genéricos
GDReq. Técnicos
Análisis y Recomendaciones
n erna zar as
externalidades”
Análisis Estratégico
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Incentivos internacionales ynacionales
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Experiencia InternacionalClasificación Instrumento Político
Políticas Obligatorias Regulación y Reglas GeneralesObligaciones/Portafolio Estándar
Políticas Económicas Incentivos tributarios
Precios Garantizados/Feed In
Subsidios, concesiones o reembolso de capital
Financiación por Terceros
Impuestos a los combustibles Fósiles
Políticas de Investigación y Desarrollo Investigación y Desarrollo
Políticas de Gestión y Operación Sistemas de Licitación
Compras del Gobierno
Sistemas de Precios VerdesCertificados Comerciables de Energía Renovable – CER
Programas Voluntarios
Conciencia Pública
Energización Rural
Medición Neta
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Políticas y regulaciones internacionales
1. Sistemas de Licitación Competitiva
2. Impuestos a los combustibles Fósiles
3. Sistemas de Precios Verdes
4. Certificados Comerciables de Energía Renovable –CER
5. Precios Garantizados/Feed In
6. Créditos tributarios, exenciones o reembolsos7. Subsidios, concesiones o reembolso de capital
8. Conciencia Pública
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Políticas y regulaciones internacionales
9. Compras del Gobierno
10. Programas Voluntarios
11. Financiación por Terceros
. egu ac n y eg as enera es13. Investigación y Desarrollo
14. Electrificación Rural
15. Obligaciones/Portafolio Estándar16. Medición Neta
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Sistemas de licitación competitiva
El gobierno otorga un subsidio a un inversionistaprivado a través de un proceso de licitación paradesarrollar proyectos de energías renovables
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inversión, construcción y operación Se busca minimizar el subsidio a través de la
competencia
Requiere un buen soporte financiero
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Impuestos a los combustibles fósiles
Penalizar el uso de los combustibles fósiles
Se busca que los precios de las energías alternasresulten menores que los precios de las tecnologías
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Ejemplos: Impuesto de carbono; Impuestosambientales o impuestos de energía
Se basa en el concepto de que es preferible gravaruna mala práctica en lugar de un buena (ej. Renta)
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Sistema de precios verdes
Tarifa opcional ofrecida por las empresas deservicios públicos a los usuarios quienes estándispuestos a pagar por energía limpia
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• Programas basados en capacidad
• Programas basados en energía
• Certificados de energía renovable
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Certificados Comerciables de EnergíaRenovable - CER
Facilita el seguimiento y registro de la energíasalternas producidas
Son vendidos por separado de la electricidad
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Permiten documentar el cumplimiento con lossistemas de cuotas u obligaciones
Pueden ser vendidos a los consumidores finales
en un mercado voluntario de electricidad verde
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Precios garantizados/Feed In
Precio garantizado de compra que una empresa(o sistema) eléctrico reconoce a un generador deenergía (renovable o distribuída) que lasuministr l red
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El precio garantizado de venta debe serperiódicamente revisado por el regulador parareflejar el descenso de los costos de las energías
renovables u otras condiciones de mercado
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Créditos tributarios, exenciones oreembolsos
Exenciones a los impuestos de consumo
Créditos a los impuestos de inversión
Créditos tributarios relacionados con el nivel de
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producción Exenciones de impuestos de propiedad
Reembolso de impuestos a las ventas
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Subsidios, concesiones o reembolso decapital
Instrumentos fiscales para reducir los costos delos consumidores o productores de energíasrenovables
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Subsidios a la producción
Fondos nacionales para las energías alternativas
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Conciencia pública
Programas con el fin de crear e incrementarconciencia sobre las oportunidades y beneficiosde las instalaciones de energía renovables
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Campaña publicitaria de la energía limpia
Producto de etiqueta y hecho con energías
renovables
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Compras del gobierno
Compras del gobierno de un porcentaje deenergía renovable producida en el mercado
Actúa como un tipo de incentivo a la inversión de
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El objetivo es ser un primer cliente para ayudar alas empresas de servicios públicos interesadasen ganar experiencia con diferentes productos deelectricidad
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Programas voluntarios
El gobierno solicita a los proveedores de energíacomprar electricidad generada por renovables yacuerdan pagar un precio determinado por deelectricidad
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Genera fondos adicionales que provienen de losconsumidores; menos uso de los recursos delgobierno y es una herramienta para estimular laparticipación de los sectores público y privado
Su efectividad depende de los precios de laelectricidad y acceso de los consumidores a lainformación
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Financiación por terceros
Acuerdo financiero donde el gobierno asume elriesgo
Ejemplo: Programas de prestamos favorables,
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flujo de caja de un proyecto con el fin de reducirel riesgo del inversionista
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Regulación y reglas generales
Política general de energía
• Definen en un sentido general el papel de lasenergías renovables en el portafolio de energíasde un aís
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Regulación y reglas administrativas• Desregulación del mercado impuesta por el
gobierno para asegurar el desarrollo exitoso de
programas de liberalización del Mercado oasegurar el acceso a la red
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Investigación y desarrollo
Programas y esquemas enfocados al avancetecnológico de las tecnologías de energíarenovable
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Electrificación rural
El objetivo es proveer electricidad a las áreasrurales de un país
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Obligaciones / Portafolio estándar
Permite al regulador o al legislador requerir queun cierto porcentaje de la electricidad anual quese genere en el país provenga de energíasrenov bles
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Puede ser impuesta a los generadores o a loscomercializadores
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Medición neta
Permite a los clientes generar su propia electricidad,
“depositando” en la red los excedentes y “retirándolos” desde lared cuando los requerimientos sean mayores que la producción
Este tipo de operaciones puede ser realizado utilizando“ ”
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-
Es posible solamente en los casos donde existe acceso a la redeléctrica
Especialmente útil para aquellas tecnologías que producenenergía renovable e intermitente como son: solar fotovoltaica yla energía eólica y sistemas de generación distribuida
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Alemania X X X X X X X XAustria X X X X
Australia X X X X X X XBélgica X X X X X
Canada X X X X X X X X XDinamarca X X X X X
España X X X X XEstados
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Francia X X X X X X X
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Grecia X X X
Hungría X X X X
Italia X X X X X
Ingalterra X X
Irlanda X X X X X X
Israel
Japón X X X X X X
Korea X X X
Noruega X X X X X
Países Bajos X X X X X X
Portugal X X X X
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Polonia X X X X
Reino Unido X
Suecia X X X
Suiza X X X X X X X X X
Reino Unido
República
Checa X X X X X X X
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Argentina X X
Brasil X X
Camboya X
China X X X X X X X X
Costa Rica X
Guatemala X XIndia X X X X X X
Indonesia X
México X X X
Nicaragua X X X
Tailandia X X X X
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Análisis de países Alemania
Australia Dinamarca
España
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Japón
Estados Unidos
Canadá
Costa Rica Brasil
Perú
Chile
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Análisis de países
Indicadores económicos y poblacionales
Indicadores energéticos y ambientales
Composición de la canasta eléctrica
Generación renovable Medidas políticas y regulatorias
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Fuerzas impulsoras
Diversificación de la canasta
Reducción de la dependencia energética
Mitigación del impacto ambiental
Existencia de un desarrollo tecnológico local Políticas económicas y energéticas de largo
plazo
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Puntos clave en el análisis de países Principal instrumento: Feed in Tariffs (temporal, decreciente)
Hidráulica y Biomasa (combustión de residuos y biogás) son las demayor participación
Disponibilidad de fuentes orienta el mercado
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DISTRIBUIDA EN COLOMBIA
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Programas demostrativos
Energía Eólica: alta correlación con I&D
Mecanismos de mercado asociados con portafolio estándar ycertificados
Vinculo entre gobiernos estatales y regionales
Conjunto de normas
Vinculo de la institucionalidad medio-ambiente / energía
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Políticas actuales en Colombia
Exenciones tributarias
Regulación y reglas generales
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DISTRIBUIDA EN COLOMBIA
Electrificación rural
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Requerimientos Legales
Permisos
Derechos de Propiedad
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Encuesta a generadores, potenciales desarrolladores deproyectos de energías renovables
Población: Empresas Generadoras y
promotoras de proyectos de energía eléctricaen Colombia Un 62% ha considerado hacer ro ectos de
REGULACIÓN PARA INCENTIVAR LASENERGÍAS ALTERNAS Y LA GENERACIÓN
DISTRIBUIDA EN COLOMBIA
energía renovable La falta de regulación se destaca como uno
de los principales problemas para eldesarrollo de estos proyectos
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Encuesta a generadores, potenciales desarrolladores deproyectos de energías renovables
Conclusiones:
• Los agentes expresan que están conformes con elesquema competitivo del mercado
• Las principales razones para incursionar en estas
REGULACIÓN PARA INCENTIVAR LASENERGÍAS ALTERNAS Y LA GENERACIÓN
DISTRIBUIDA EN COLOMBIA
fuentes son estratégicas: Diversificación deportafolio
• En segundo lugar se tienen consideraciones comofavorecer el desarrollo del país y consideracionesambientales
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DISTRIBUIDA EN COLOMBIA
Evaluación económica y regulatoria deincentivos a las energías renovables
REGULACIÓN PARA INCENTIVAR LAS
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REGULACIÓN PARA INCENTIVAR LASENERGÍAS ALTERNAS Y LA GENERACIÓN
DISTRIBUIDA EN COLOMBIA
Por qué energías renovables?
1. Minimización de la dependencia de combustibles
importados2. Diversificación de la canasta energética
. esarro o ecno g co
4. Mitigación del impacto ambiental
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DISTRIBUIDA EN COLOMBIA
Mecanismos elegidos para estudiar enColombia
Diseño (tecnologías, verificación y mercado)
• Portafolio estándar
• Tarifas garantizadas
• Mecanismos licitatorios
• Medición neta
Evaluación impactos económicos y ambientales
• Portafolio (eólica, geotermia biomasa, solar)• Tarifas garantizadas
• Externalidades
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Metas de penetración
Año 2005 2010 2015 2020
. . . .
Meta anual (%) 0,5 3 5 6
Generation con ER (GWh) 243 1.748 3.368 4.798
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RES – MARKAL Colombia
Imports
Sources
Electricity Residential
ConversionDemanddevices
Demands
Mining
ExportsRefineries
Demandtechnologies
Processes
Commercial
Industrial
Transportation
Other sectors
Reference Energy System (RES)
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ENERGÍAS ALTERNAS Y LA GENERACIÓNDISTRIBUIDA EN COLOMBIA
Escenarios Escenario Base: BAU
Portafolio estándar: contrato bilateral entre generador y unusuario no regulado (industrial) para la instalación de• generación eólica• generación geotérmica• mezcla de tecnologías (geotermia 65%, eólica 25%, cogeneración
con bagazo 10%, solar).
Tarifas garantizadas (FIT): Generación forzada para ser usadaen los sectores de consumo con garantía de
• precios para idem
• idem• idem
Externalidades: impuestos a los energéticos• Proyecto ExternE (sin y con PPP)
REGULACIÓN PARA INCENTIVAR LASÍ Ó
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ENERGÍAS ALTERNAS Y LA GENERACIÓNDISTRIBUIDA EN COLOMBIA
Resultados [1]
Discounted system costs (%)
(Percentage variation)
1.7%
0.0%
0.7%
0.3% 0.4% 0.5%0.2%
BASE Wind.P Geo.P Mix.P Wind.T Geo.T Mix.T
REGULACIÓN PARA INCENTIVAR LASÍ Ó
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ENERGÍAS ALTERNAS Y LA GENERACIÓNDISTRIBUIDA EN COLOMBIA
Resultados [2]
Cost of CO2 Ton reduction(US$ / CO2 Ton)
$ 113.51
$ 0.00
$ 51.92
$ 25.25$ 18.19 $ 17.26
$ 8.86
BASE Wind.P Geo.P Mix.P Wind.T Geo.T Mix.T
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ENERGÍAS ALTERNAS Y LA GENERACIÓNDISTRIBUIDA EN COLOMBIA
Resultados [3]Electricity generation by source -Base
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
100,000
G W h
0
10,000
20,000
1,990 1,995 2,000 2,005 2,010 2,015 2,020
Hydro Coal Gas Wind Solar Geothermic Cogeneration
Electricity generation by source -W ind. T
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
100,000
1,990 1,995 2,000 2,005 2,010 2,015 2,020
G W h
Hydro Coal Gas Wind Solar Geothermic Cogeneration
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ENERGÍAS ALTERNAS Y LA GENERACIÓNDISTRIBUIDA EN COLOMBIA
Resultados [4]Share by source by scenario 2005-2020
90%
95%
100%
50%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
BASE Wind.P Geo.P Mix.P Wind.T Geo.T Mix.T
Hydro Coal Gas Wind Solar Geothermic Cogeneration
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Otro Portafolio(Proyecto Emgesa – Codensa)
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Tecnología COSTO DEINSTALACIÓN
4500
1100 - 1400
3000 - 7500
1400 - 1900
1000
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ENERGÍAS ALTERNAS Y LA GENERACIÓNDISTRIBUIDA EN COLOMBIA
Externalidades (Fuente: Proyecto ExternE, tomado de
Rafaj P., Kypreos S., 2006)
Excluyendo CO2 Incluyendo CO2 Tecnología2010 2050 2010 2050
Carbón convencional 10.23 9.22 12.72 11.49Carbón convencional con DeSOx/DeNOx 0.97 0.91 3.54 3.31Carbón convencional con DeSOx/DeNOx y sec. CO2 1.26 1.11 1.88 1.64Carbón avanzada 1.13 1.01 3.10 2.79Carbón avanzada con secuestre CO2 1.35 1.2 1.78 1.58
ar n gas cac n . . . .Carbón gasificación con secuestre CO2 0.99 1.00 1.45 1.40
Gas natural ciclo combinado 1.14 1.03 2.04 1.85Gas natural ciclo combinado con CO2 1.29 1.14 1.54 1.37Gas natural turbina 1.69 1.69 3.03 3.02Gas natural vapor 2.88 2.70 4.13 3.87Gas natural cogeneración 1.76 1.76 3.15 3.15Gas natural celdas de combustible 0.39 0.69 1.17 1.17Diesel oil 2.43 0.65 0.68 0.68
Hidroeléctrica 0.65 0.65 0.68 0.68Solar fotovoltáica 0.65 0.65 0.13 0.13Solar térmica 0.13 0.13 0.39 0.39Eólica 0.13 0.13 0.13 0.13Biomasa 0.39 0.39 0.59 0.59Geotérmica 0.20 0.20 0.59 0.59
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G S S G C ÓDISTRIBUIDA EN COLOMBIA
Resultados [5]Electricity generation by source -Full. E
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
100,000
G W h
0
10,000
20,000
1,990 1,995 2,000 2,005 2,010 2,015 2,020
Hydro Coal Gas Wind Solar Geothermic Cogeneration
Electricity generation by source -PPP. E
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
100,000
1,990 1,995 2,000 2,005 2,010 2,015 2,020
G W h
Hydro Coal Gas Wind Solar Geothermic Cogeneration
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Resultados Las tres medidas analizadas implican un incremento de
precios de la electricidad para los consumidores. La restricción de seguridad en el suministro (% mínimo de
generación térmica) inclina la favorabilidad hacia lastecnologías de generación con energía geotérmica y debiomasa.
Aunque la legislación colombina dificulta la utilización deincentivos para favorecer una u otra tecnología, en caso
de implementar alguno de estos mecanismos hay que sercuidadosos en su diseño.
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Viabilidad regulatoria de los mecanismospropuestos
Apreciaciones generales sobre el marco jurídico
colombiano• Legislación y regulación sobre electricidad como
servicio úblico domiciliario
• Alcance de las obligaciones del Estado• Legislación sobre energías no convencionales
• Exenciones tributarias
• Normas sobre libre competencia• Legislación ambiental
• Los jueces
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Viabilidad regulatoria de los mecanismospropuestos
Legislación y regulación sobre electricidad como servicio
público domiciliario• Legislación neutra tecnológicamente
• Libertad de entrada
• Compra de energía por parte de los comercializadores (usuarios
no regulados) por medio de convocatorias de menor precio• Reglas de despacho basadas en precios
• El MEM se basa en precios tanto para contratos bilateralescomo las transacciones en bolsa
• Existe la posibilidad de calificar las ofertas con otroscriterios, pero hasta el momento no se han aplicado
• Legislación para plantas menores
• Cargo por confiabilidad
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Viabilidad regulatoria del portafolio estándar Los comercializadores entregan una parte específica de
su demanda de un portafolio de energías renovables
Comentarios Luís Ignacio Betancur
• No aplicable dentro de las normas legales vigentes –
No regulados – libertad de escoger energía de menor costo
• Subsidio con recursos presupuestales: sólo podríanbeneficiarse los usuarios de estratos 1, 2 y 3
• Fondo impuestos a los combustibles fósiles: sólo utilizablescomo “inversión social” (impuesto de destinación específica).
Debe ser decretado por ley, a iniciativa del Ministro deHacienda, con visto bueno del DNP.
• Inversión social “proteger el medio ambiente”. Riesgo deviabilidad jurídica frente a una demanda deinconstitucionalidad ante la Corte Constitucional
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Viabilidad regulatoria de las tarifas garantizadas
Precio de compra garantizado al generador, asociado a
una obligación de compra de la energía generada Comentarios Luís Ignacio Betancur
• No a licable dentro de las normas le ales vi entesLas leyes exigen buscar el menor precio obtenible para
proteger a los usuarios• La CREG no puede fijar la obligación como una proporción
en el precio de las compras. Tampoco, como un valor enpesos por kilovatio hora
• Tratamiento igual a las plantas menores para elegibilidad,pero compitiendo por precios
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Viabilidad regulatoria de las tarifas garantizadas
Viable: Exenciones tributarias a los generadores. Se logra una
menor tarifa sin subsidios a la demanda. Incentivo para que losempresarios hagan las inversiones necesarias, impulsando eldesarrollo industrial local. Se viene haciendo en biocombustibles
Crear tarifas diferenciadas por bloques tecnológicos: Es unimpuesto con destinación específica y dar a algunastecnologías mayor nivel de subvención, abriría debate sobre silas energías renovables constituyen inversión o gasto social, y sialgunas de estas energías ameritan más recursos que otros porestar en una fase inferior de desarrollo
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Viabilidad regulatoria de los mecanismos licitatorios
Los generadores renovables presentan ofertas ante una
solicitud emitida por un agente gubernamental. El procesoes adjudicado a la oferta considerada más favorablesegún los parámetros de evaluación
• No aplicable dentro de las normas legales vigentesExcluir plantas existentes o no (tecnologías convencionales)es contrario a la ley (legislación neutra tecnológicamente)
• Concesión. El contratista tendría posición dominante frente a
los usuarios del mercado concesionado• PPA con el Comercializador. Comercializador obligado acomprar energía en los volúmenes , plazo, y preciospactados
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Viabilidad regulatoria de los mecanismos licitatorios
Viable: en ZNI y en zonas apartadas de la ZI, si la tarifa integral
a cargo de los usuarios es inferior a la que pagarían con energíaconvencional
El CONPES 3453 (6-Dic-07), plantea para las ZNI: “reemplazara generac n que u za com us es s es por ecno og as
basadas en energías renovables, donde sea posible”.Recomienda a la CREG diseñar un esquema tarifario simpleque tome en cuenta costos reales de generación “con losdiferentes tipos de tecnología que el IPSE recomiende utilizar encada localidad o zona”. El IPSE desarrollará proyectos piloto,evaluará los resultados y los replicará en otras áreas
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Viabilidad regulatoria de los mecanismos licitatorios
El Ministerio o la SSPD contratarían los Operadores. La SSPD
tiene atribución excepcional para ser la entidad contratante, sien un Municipio el servicio no se presta o se presta de maneraineficiente o con calidad deficiente y el Alcalde no ha tomado lasmedidas para solucionar esa situación
En las áreas apartadas de las ZI, podría representar costostotales menores por reducción de costos de transmisión ydistribución, que compensan los extracostos de generación
Alternativa contractual: introducir desde los pliegos de
condiciones, una cláusula según la cual el contrato terminaríaantes del plazo, si en cualquier momento la tarifa total resultantepara los usuarios sería menor comprando energía en elMercado Mayorista
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Viabilidad regulatoria de la medición neta
Acuerdo comercial entre el suministrador del servicio deenergía eléctrica y el usuario, para que este pueda instalargeneración, atendiendo toda o parte de su demanda yentregar energía a la red, con un reconocimiento económico
m n ri í n i n r
• Viable jurídicamente. El usuario actúa como autogenerador• No es posible que los usuarios vendan excedentes a la red.La Ley 689/2001 limita las ventas “exclusivamente” ausuarios socios de un Productor Marginal, o vinculadoseconómicamente con él, o como subproducto de otra
actividad principal• Solo es posible en situaciones de racionamiento• Los cogeneradores pueden participar transitoriamente en el
Mercado Mayorista
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Evaluación técnica, económica yregulatoria de la instalación de
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GD – Definiciones La Generación Distribuida es: la generación o el almacenamiento de
energía eléctrica a pequeña escala, lo más cercana al centro de carga,
con la opción de interactuar (comprar o vender) con la red eléctrica y,en algunos casos, considerando la máxima eficiencia energética(CONAE).
La generación eléctrica distribuida es “la generación de electricidad
con las grandes centrales de generación, de forma que se puedanconectar casi en cualquier punto de un sistema eléctrico" (IEEE).
Generación que corresponde a pequeñas unidades (menor a 5 MW)conectadas en baja tensión y ubicadas en el punto de consumo (CIER).
Es la producción de energía inmersa o cerca al centro de carga yconectada al sistema de distribución (California Energy Commission -CEC).
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GD – Definiciones “La Generación Distribuida es la generación conectada a
un Sistema de Distribución Local (SDL), que no tiene acceso directo a la red de transmisión y cumple con los requerimientos de conexión”.
• "Conectada a un Sistema de Distribución Local" : con estaes ecificación se busca enmarcar la eneración distribuida comoaquella que se instala en o cerca al usuario final (nivel 1, 2, y 3).
• "No tiene acceso directo a la red de transmisión" : con estaespecificación se indica que la principal finalidad de la GD es la deatender la carga local, y no la de inyectar energía al sistemainterconectado.
• “Cumple con los requerimientos de conexión” : esto indica quelos generadores deben cumplir con requisitos técnicos mínimos y
de procedimientos para la planeación, diseño, construcción ypuesta en servicio que se establezcan para su conexión a la red.
¿Capacidad?
E t d t i l
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Encuesta a generadores, potencialesdesarrolladores de proyectos de GD
Población: Grandes consumidores de energía,
sector manufacturero y servicios Representación geográfica (4 regiones)
Encuesta a generadores potenciales
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Encuesta a generadores, potencialesdesarrolladores de proyectos de proyectos de GD
Conclusiones:
• Un poco menos de la mitad de las empresas del sectormanufacturero han considerado implementar este tipo deproyectos,
• os pr nc pa es m v es que os evan a es o son: pro emas
de calidad de potencia ofrecida por la red (tanto en loreferente a cortes repentinos como en fluctuaciones delsuministro), y la tarifa de energía.
• Por otra parte, las empresas que no han considerado lohacen porque consideran que tienen altos costos deinversión y operación, y también en parte pordesconocimiento de las tecnologías.
Encuesta a generadores potenciales
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Encuesta a generadores, potencialesdesarrolladores de proyectos de proyectos de GD
Conclusiones:
• En la Costa atlántica es donde más se ha consideradoimplantar proyectos de generación, mientras que enCundinamarca es donde menos. Adicionalmente se
cuales deben ser tenidas en cuenta si se van a aplicar
políticas regionales.• El 78% de las empresas del sector servicios no han
considerado la implementación de un proyecto degeneración de energía, mientras que el 23% si lo ha
considerado.
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Evaluación técnica del impacto de GD A nivel de las redes de transmisión y sub-transmisión:
• Se modeló el sistema colombiano tomando las redes de 500,230, 115, 110, 66 y 57.5kV de todo el sistema (año 2007)que corresponden a lo que en Colombia se define comoSistema de Transmisión Nacional (STN) y Sistemas deTransmisión Regional (STR’s), con base en los datos
suministrados por la UPME• El sistema fue clasificado en 8 regiones o zonas que
obedecen a una organización geográfica de las redes:Bogotá, Nordeste, Cauca – Nariño, CHEC, Costa, EPM,
EPSA, THB
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Modelamiento Criterios para el modelamiento de la instalación y
ubicación de GD:• Según los factores nodales, en las zonas que presenten losmayores factores y que sean más sensibles a los cambios depotencia activa.
• Según sugerencia de la UPME, de acuerdo a los análisis deplaneamiento, en las zonas que tienen potencial parainstalación de este tipo de generación:
• Bogotá 20 MW• Valle 82 MW• Cerromatoso 19 MW• Costa 100 MW
Nodo
Sistema
P
P
FN ∆
∆−=
1
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Modelamiento Aunque por sus características técnicas, la GD se instala
en alimentadores de media tensión (en Colombiatensiones de 11.4, 13.2 y 34.5kV normalmente), no secontaba con la información para modelar dichosalimentadores
a ns a ac n e se mo e como una re ucc n e
potencia activa en los nodos (zonas) en los cuales seinstaló (entre el 5 y 10% de la demanda total atendida porel sistema centralizado en el nodo)
Asignación Generación – Carga (“Redespacho”)
• A prorrata de la generación despachada en cada unidadgeneradora• Con prioridad a las unidades generadoras de la misma zona
geográfica
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Primer criterio: Factores nodales
Factor Nodal promedio por área - STN
1,15
1,2
20 MW
0,95
1
1,05
1,1
Bogota Nordeste Cauca-Nariño CHEC Costa EPM EPSA THB
Área
25 MW
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Caso 1: 25 MW en NordestePérdidas del sistema por zonas
40
50
60
70
M W -10%
+0.6%
-2%
0
10
20
30
B ogo ta B oyaca-Nordeste
Cauca-Nariño CHEC Costa EPM EPSA THB
Zona
P é r d i d a
Sin GD Con GD en Boyaca - Nordeste
Cambio en perdidas agregadas de toda la red: -1.86%
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Perfil de voltajes 230 kV: se encontró un aumento cercano al 2% en promedio en
los voltajes de nodo. Adicionalmente uno de los voltajes de loscuatro nodos que sin GD se encontraban fuera de rango (entre90 y 110%), mejoro y se sitúo dentro de los límites (Toledo230)
115 kV: el efecto fue similar al de los nodos de 230 kV, aunqueel aumento en los voltajes estuvo alrededor del 3%. En 4 de los7 nodos más críticos se instaló GD (Lizama115, SanGil115,Sesquile115 y Banadia115) y el nodo Banadia115 mejoro su
voltaje para situarse dentro de los límites.
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Perdidas en lineas por nivel de tension
Pérdidas (MW) en líneas de 230 kV por zonas
30
35
Pérdidas (MW) en líneas de 115 kV por zonas
25
+1.2%-3.3%
0
5
10
15
20
25
Bogotá Boy ac a-
Nordeste
Cauca-Nariño CHEC Costa EPM EPSA THB
Sin GD Con GD
0
5
10
15
Bogotá Boy ac a-
Nordeste
Cauca-Nariño CHEC Costa EPM EPSA THB
Sin GD Con GD
-8%
-14%
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DISTRIBUIDA EN COLOMBIA
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Caso 2: 20 MW en Cauca – Nariño
Pérdidas del sistema por zonas
40
50
60
70
s M W
-1.2%
0
10
20
30
Bogot a Boy ac a-
Nordeste
Cauca-Nariño CHEC Costa EPM EPSA THB
Zona
P
é r d i d
Sin GD Con GD en Cauca - Nariño
-17%
-3.23%
-2.5%
Cambio en perdidas agregadas de toda la red: -2%
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Perfil de voltaje 230 kV: se encontró un aumento cercano al 12% en promedio
en los voltajes de nodo. Pero en algunos nodos los voltajes
suben mucho y salen de rango. Esto se debe principalmente aque esta es una zona con alta componente de compensacióncapacitiva debido a los problemas de bajos voltajes que se
115 kV: el efecto es más fuerte y se ven aumentos de voltajealrededor de 20%, además solo 4 de los 15 nodos se mantienenen niveles aceptables, todos los demás sobrepasan el límite.
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Perdidas en líneas por nivel de tensión
Pérdidas (MW) en líneas de 230 kV por zonas
25
30
35
Pérdidas (MW) en líneas de 115 kV por zonas
20
25
-1.5%
0
5
10
15
20
Bogotá Boyaca-
Nordeste
Cauca-Nariño CHEC Costa EPM EPSA THB
Sin GD Con GD
0
5
10
15
Bogotá Boyaca-
Nordeste
Cauca-Nariño CHEC Costa EPM EPSA THB
Sin GD Con GD
-13%
-5%+4% -30% -2%
-3%
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Segundo criterio: Sugerencia de la UPME Instalación de GD de acuerdo a los análisis de planeamiento, en
las zonas que tienen potencial:• Bogotá 20 MW
• Valle 82 MW
•
En este caso se conoce la capacidad a instalar en la zona ypara determinar en que nodos se instalan se determinan los quetienen mayores factores nodales
La capacidad instalada en cada nodo corresponde a un
porcentaje entre 5 – 10 % de la demanda de ese nodo, hastacompletar la capacidad instalada total
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Caso 5: 119 MW en Costa y CerromatosoPérdidas del sistema por zonas
50
60
70
W
-15% -4%
0
10
20
30
40
B ogo ta B oyaca-
Nordeste
Cauca-Nariño CHEC Costa EPM EPSA THB
Zona
P é r d i d a s M
Sin GD Con GD en Costa y Cerromatoso
Cambio en perdidas agregadas de toda la red: -3.5%
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Perfil de voltaje
500 Kv: se encontró un aumento cercano al 0,15% en
promedio en los voltajes de nodo. 230 kV: se encontró un aumento cercano al 0,32% en
.
115 kV: se ven aumentos de voltaje alrededor de0,6%, uno de los nodos que se encontraba fuera delrango de voltaje mejora.
66 kV: se ven aumentos de voltaje alrededor de1,14%.
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Perdidas en líneas por nivel de tensión
Pérdidas (MW) en líneas de 230 kV por zonas
35
Pérdidas (MW) en líneas de 115 kV por zonas
5
10
15
20
25
-19%
0
5
10
15
20
25
30
Bogotá Boy ac a-
Nordeste
Cauca-Nariño CHEC Costa EPM EPSA THB
Sin GD Con GD
0
Bogotá Boy ac a-
Nordeste
Cauca-Nariño CHEC Costa EPM EPSA THB
Sin GD Con GD
Pérdidas (MW) en líneas de 500 kV por zonas
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
Bogotá Boyaca-
Nordeste
Cauca-Nariño CHEC Costa EPM EPSA THB
Sin GD Con GD
-7.24%
-1.88%
-41%
-45%+3%
+4%
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Evaluación económica del impacto de GD Definiciones y notación
Nodo de generación Nodo de carga
Nodo k Nodo m
ConjuntoK
Pérdidas de potencia en el elemento (k,m)
,
Línea o trafo
km f
mk kmmk km f f +== π π
mk f
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Evaluación económica del impacto de GD K = Conjunto de elementos de la red de un mismo nivel de
voltaje y una misma zona. Los elementos de un conjunto K son
líneas únicamente Longitud de la línea de transmisiónkml
Potencia activa entrando (saliendo) al elemento (k,m) por elnodo k .
∑≠
=Πmk
kmK π
),0max( kmkm f f =+
),0min( kmkm f f =−
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Evaluación económica del impacto de GD Potencia activa entrando (saliendo) a elementos de la red del
conjunto K
∑∈≠
++=
K mk
kmK f F ∑∈≠
−−=
K mk
kmK f F
Transporte de potencia entregada (recibida) en los elementos
de la red del conjunto K
∑∈≠
−−−=
K mk
kmkmK f T l ∑∈≠
++
=
K mk
kmkmK f T l
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Evaluación económica del impacto de GD Estimación de reducción de pérdidas en líneas
conK K K Π−Π=∆Π sin
al tener GD es en ultimas potencia que se deja de generar por
las unidades de generación convencionales, su valoración selleva a cabo utilizando el precio de mercado de la energíaeléctrica, en este caso, como las cargas son para el escenariode demanda máxima y el despacho de generación es hidráulico,
el precio de mercado utilizado es 100 $/kWh
GD
K i
mercadoi CapP / *∑∈
∆Π
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Valoración de la reducción en pérdidas
Caso
230kV 115kV
∑∆π $/MW de GD ∑∆π $/MW de GD
Caso 1 2,26 9.024,00 2,50 9.996,00
Caso 2 3,16 15.803,50 1,66 8.291,00
Caso 3 0,28 1.402,50 0,80 3.989,00
Caso 4 3,85 4.693,29 0,96 1.166,34
Caso 5 2,52 2.176,55 4,66 4.018,28
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Reducción en el uso de las redes Estimación de reducción de uso de las redes: En el caso de una zona del
sistema eléctrico, la potencia transmitida es la potencia neta recibida por las
cargas y por intercambios entregados por la red:
∑∈≠
−−=
K mk
kmK f F
El transporte en la zona es la suma de los productos de la potencia entregada
por cada línea de la zona, y la distancia transmitida correspondiente:
Se definió entonces un indicador de uso de la red, que muestra el porcentaje detransporte que se evita al incluir GD en el sistema
∑∈≠
−−−=
K mk
kmkmK f T l
100*)(
%sin
sin
−
−−
− −=
K
con
K K
K T
T T T
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Reducción en el uso de las redes
Zona Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5
Bogota -0,33 0,27 0,30 1,09 1,20
Zona Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5
Bogota 0,09 0,02 2,66 0 ,08 -0,01
Porcentaje de Reducción en el Transporte de lasRedes de 115kV en Cada Zona del Sisitema
Porcentaje de Reducción en el Transporte de lasRedes de 230kV en Cada Zona del Sisitema
Nordeste 3,30 -0,02 -0,29 -0,06 0,24
Cauca-Nariño -0,07 6,05 0,00 -0,82 -0,54
CHEC -0,54 1,91 -1,28 6,67 1,78
Costa 0,19 0,15 0,15 0,61 3,90
EPM 1,38 0,53 0,42 1,44 -0,44
EPSA -0,24 3,12 -0,16 8,47 -0,87
THB 0,50 0,10 0,48 0,53 1,99
Nordeste 5,22 0,05 0,05 0,19 0,27
Cauca-Nariño -0,07 23,51 -0,02 -1,87 -0,54
CHEC 0,02 0,18 0,02 0,47 0,05
Costa 0,01 0,01 0,01 0,04 8,45
EPM 0,07 0,17 0,09 0,56 0,51
EPSA 0,11 1,41 0,11 3,97 0,39
THB 0,00 0,04 0,00 0,00 0,00
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Valoración de la reducción en el uso de las redes
Se seleccionó un indicador que permite medir el ahorro enpotencia transmitida, a través de la diferencia de los escenariossin y con GD
con
K K K F F F −−−
−=∆sin
Posteriormente se calculó el ahorro en potencia transmitida
total, sumando sobre todas las zonas
Luego se obtiene el porcentaje de ahorro total con respecto a lapotencia transmitida del escenario sin GD
∑∈
−∆
K i
iF
∑
∑
∈
−
∈
−∆
K i
i
K i
i
F
F
sin
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Valoración de la reducción en el uso de las redes
Finalmente, este porcentaje de ahorro se multiplicó por el valorde la componente de la fórmula tarifaria al consumidor, que
corresponde al cargo por uso de las redes de transmisión enColombia (actualmente está alrededor de 18 $/kWh)
Estimación y Valoración del Uso de las Redes de 230kV
Caso ∑∆F-(MW)
∑∆F-/ ∑F-(%)
(∑∆F-/ ∑F-)*T
($)
$/MW deGD
Caso 1 84,66 0,00591 106,31 4,25
Caso 2 124,49 0,00868 156,33 7,82
Caso 3 12,01 0,00084 15,09 0,75
Caso 4 259,87 0,01813 326,33 3,98
Caso 5 158,66 0,01107 199,24 1,72
Estimación y Valoración del Uso de las Redes de 115kV
Caso ∑∆F-(MW)
∑∆F-/ ∑F-(%)
(∑∆F-/ ∑F-)*T($)
$/MW deGD
Caso 1 53,43 0,00470 84,65 3,39
Caso 2 56,15 0,00494 88,95 4,45
Caso 3 55,96 0,00492 88,65 4,43
Caso 4 105,47 0,00928 167,08 2,04
Caso 5 138,92 0,01223 220,08 1,90
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Evaluación técnica del impacto de GD A nivel de distribución – Ubicación óptima
Metodología heurística (relación beneficio – costo)basada en un modelo de optimización.
• Se modificó el sistema original:• Ajuste de configuración de líneas y transformadores• Ajuste de cargas• Ajuste de compensaciones
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Sistema IEEE 13 nodos - simétrico
Ppérdidas= 0,137 MW
646 645 632 633 634
650
692 675611 684
652
671
680
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Si IEEE d i é i
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Sistema IEEE 13 nodos - simétrico
Perfil de Voltaje
98
100
102
82
84
86
88
90
92
94
96
Nodo
V ( % )
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Si IEEE 13 d i é i
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Sistema IEEE 13 nodos - simétrico
Factor Nodal
1,08
1,1
1,12
0,98
1
1,02
1,04
1,06
Nodo
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M d l d ti i ió
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Modelo de optimización
( ) ( )
⋅
−⋅+⋅+⋅+⋅+⋅=
∑∑∑ ∑∑= == ==
N
i
M
j
ij
ij
ji
per
N
i
M
i
nsi
pns
S
i iC C
igen
iop
iins
iinv fp
Z
V V C PC PC PC PC J
i1 1
2
1 11
V V
as
N N i
−
..
2
M j
N i
V V
V V
M j
N i
I I
M j
P DPP Z
P
i
ji
Max
ijij
jns j jgen
i
ji
i ij
ij
∈∀
∈∀
∆≤⋅−
≤
∈∀
∈∀
≤
∈∀
−=+−
−
==
%1000
11
N i
I I
M i
ENS ENS
N i
PP
MaxCOCI iCOCI
Maxi
iinsigen
∈∀
≤
∈∀
≤
∈∀
≤
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Escoger barras candidatas (sensibilidad a las pérdidas),
conjunto {L} y suponer una capacidad para la GD
Minimización de la función objetivo – Pgen, ubicación,
conjunto {H}
Estandari ación de las P a partir de las P
Los resultados entregados por
NEPLAN con relación a voltajes
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Estandarización de las Pins a partir de las Pgen
Calcular el beneficio marginal de cada unidad de GD
instalada y calcular la relación beneficio – costo (RBC)
¿Cumple restricciones?
Minimización de la función objetivo – Pgen, Pins,
ubicación, conjunto {H}
RBC>1
SI
NO
NO
NEPLAN con relación a voltajesde los nodos, corrientes ypérdidas por los corredores,niveles de cortocircuito, etc.servirán como insumo para elmodelo de optimización enGAMS en un proceso iterativo,siguiendo la metodología
Seleccionar esta GD, conjunto {H}
Seleccionar esta GD,
conjunto {R}
¿{H} completo?
Minimización de la función objetivo – P gen, Pins,
ubicación, conjunto {H}
¿Cumple restricciones?
Solución final
¿Sobra GD en el
conjunto {L}?
Modificar el conjunto {L} eliminando
las GD del conjunto {R}
Escoger las GD del conjunto {R} en ordendescendente según la relación beneficio – costo
y añadirla al conjunto {H}
SI
SI
NO
SI
NO
NO
SI
descrita.
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M d l d ti i ió
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Modelo de optimización Supuestos:
• Costos GD: fijos y variables para una potenciadada)
VARMING S, GARDESTRUP C, NIELSEN J E, Review of Technical Options and Constraints forIntegration of Distributed Generation in Electricity Networks, Documento del Proyecto SUSTELNET
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M d l d ti i ió
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Modelo de optimización Supuestos:
• Costos de la energía comprada por eldistribuidor/comercializador: precio de bolsaromedio Enero 2006: 79,34 $/kWh
• Costo de las pérdidas: precio de bolsa promedioEnero 2006: 79,34 $/kWh
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Res ltados obtenidos
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Resultados obtenidos Los resultados del flujo de carga del sistema simétrico
balanceado entregados por NEPLAN con relación a voltajes de
nodos, corrientes y pérdidas por corredores, etc. se introdujeroncomo insumo para el modelo de optimización en GAMS y en unproceso iterativo, siguiendo la metodología descrita, se encontróla solución de ubicación de GD
Nodo Pgen por la GD (MW)
611 0,152
652 0,102
671 0,385
675 0,843
Costo Total ($) 1.290.029.428,92
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Resultados obtenidos
7/18/2019 GDFA IsagenColciencias CAC
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Resultados obtenidosSubestacion
115 kV
Alimentado
Trafo_Subestacio
650-632
6504,16 kV
Ppérdidas= 0,037 MW
XFM-1
Switch
632-633
6334,16 kV
671-680
6804,16 kV
692-675
632-645645-646
671-684684-611
684-652
6844,16 kV
SHUNT-675SHUNT-611
Carga_671
632-Ficticio
6324,16 kV
Ficticio-671
Carga_632-671Ficticio_632_6714,16 kV
Carga_63
6340,48 kV
Carga_64
6454,16 kV
Carga_646
6464,16 kV
Carga_652
Carga_67
Carga_692
6924,16 kV
Carga_611
SM-415
6114,16 kV
SM-424
6524,16 kV
SM-433
6714,16 kV
SM-442
6754,16 kV
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Resultados obtenidos
7/18/2019 GDFA IsagenColciencias CAC
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Resultados obtenidos
Perfil de Voltaje
98
100
102
82
84
86
88
90
92
94
96
V (
% )
Sin GD Con GD
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Resultados obtenidos
7/18/2019 GDFA IsagenColciencias CAC
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Resultados obtenidos
Caso Valor F.O. sin GD Beneficio marginal Costo GD B/C
Sin GD en 611 1.267.003.998 89 53.739.649 69 56.600.000 00 0 95
Sin GD en 652 1.268.463.871,50 52.279.777,08 54.100.000,00 0,97
Sin GD en 671 1.211.554.635,85 109.189.012,73 117.250.000,00 0,93
Sin GD en 675 1.058.881.746,09 261.861.902,49 292.150.000,00 0,90
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Resultados
7/18/2019 GDFA IsagenColciencias CAC
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Resultados Existen zonas que por sus características de ubicación
geográfica, cargabilidad, recursos de generación, entreotras, son atractivas para la ubicación de recursos degeneración distribuida.
Tal es el caso de la zonas Boyacá – Nordeste y Cauca –
Nariño en donde, con la ubicación de generacióndistribuida con capacidades relativamente bajas, (0.1-0.5% de la generación total) se obtienen beneficiossignificativos para los sistemas de transmisión y sub-
transmisión.
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Resultados
7/18/2019 GDFA IsagenColciencias CAC
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Resultados A nivel del sistema de transmisión la implementación de
este tipo de sistemas traería beneficios en el uso de la redal descongestionarla y al disminuir sus pérdidas.
Se debe considerar que en el corto plazo la remuneraciónde la red de transmisión se incrementaría para los
usuarios que permanezcan haciendo uso de ella. Noobstante en el largo plazo se retrasarían inversiones.
Cabe subrayar que no se puede asumir de maneragenérica que cualquier sistema de generación distribuida
proveerá beneficios al sistema, es necesario conocerdónde se instalará, cómo operará y qué tecnología seutilizará.
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Resultados
7/18/2019 GDFA IsagenColciencias CAC
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Resultados Los análisis de ubicación óptima de tecnologías de
generación distribuida en los sistemas dedistribución, se llevaron cabo desde una ópticaintegrada entre las actividades de distribución ycomercialización de energía eléctrica y no se tuvieron
en cuenta algunos elementos de costo como laconfiabilidad y los voltajes de nodo.
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Normatividad técnica
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Normatividad técnica Aspectos técnicos a considerar:
• Reglamentación para la conexión y operación (CREG). Cláusulas
mínimas de los contratos• Norma Técnica Colombiana (NTC) para equipos de generación y
condiciones para correcta interconexión. Requisitos mínimos sobre, , , , .
• En el caso de equipos instalados por usuarios finales, a nivel de
instalaciones internas, un capítulo del RETIE para proteger laseguridad.
Permisos y licencias:• Ambientales: CAR’s, DAMA
• Licencia de construcción• Cumplimiento de los estipulado en el RETIE si la instalación la haceun usuario final (OR)
• Entrenamiento a instaladores (SENA)
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Viabilidad económica y regulatoria GD
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Viabilidad económica y regulatoria GD La Ley define los autogeneradores y cogeneradores
La CREG define la generación con plantas menores No se permite la integración de actividades, excepto
antes de las reformas y no se separaron conposterioridad
La CREG ha reglamentado la generación embebida
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Viabilidad economica y regulatoria GD Dados los cambios tecnológicos y los beneficios de la generación
distribuida es conveniente que el regulador se anticipe y de un tratamientoa este tipo de sistemas
• Al momento de expedir las leyes en 1994, la “Generación” y la “Distribución”tecnológicamente eran siempre separables pero los avances tecnológicospermiten ahora la Generación Distribuida.
• a pue e ene c ar a os usuar os a o recer m s competenc a entreagentes, al disminuir los costos de transporte (Transmisión y distribución),
facilitar la expansión a menor costo y reducir los niveles de pérdidas. La legislación chilena de 2004 facilitó la entrada de la GD, al exonerar
parcialmente a plantas menores de los cargos “troncales” (equivalentes alos de transmisión en Colombia) para la energía que se entregue alsistema
• Alude expresamente a cómo la concepción sobre generación ha cambiado(Mocarquer, Sebastián y Rudnick, Hugo, “Recursos Renovables comoGeneración Distribuida en los Sistemas Eléctricos”)
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Viabilidad economica y regulatoria GD La CREG, invocando el principio de “Adaptabilidad”, podría
adoptar una definición de Redes de Distribución que incorpore
como uno de los “equipos asociados” a ella, centralesgeneradoras distribuidas.• Debería entonces fijar reglas de precios y tarifas distintas, siempre
,y neutralidad se mantengan.
• De esta manera quedaría abierta la posibilidad de que, tratándosede una actividad diferente, las Distribuidoras conformadas despuésde julio de 1994 pudieran instalar pequeñas centrales degeneración en sus redes.
A diferencia de Chile, en Colombia, la forma de regular la
electricidad, confiere a la CREG unas atribuciones que lepermite “interpretar” las definiciones contenidas en la Ley.
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Viabilidad economica y regulatoria GD Con relación a la interconexión se deben establecer
el Código de Conexión para GD como parte delReglamento de Distribución de Energía Eléctrica
favorece la instalación de estos sistemas es la
medición neta, para que los usuarios que instalenestos sistema de generación puedan entregarenergía a la red, con un reconocimiento económico
por la energía suministrada.
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Escenarios regulatorios y estrategiasde implementación
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Análisis de escenarios
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Análisis de escenarios El fin de la era del petróleo
La vuelta a la expansión centralizada
El mundo distribuido y flexible
No son escenarios en sentido estricto
Se centran en situaciones de alto impacto sobrelas FR y GD
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Análisis de escenarios
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Análisis de escenariosCuatro fuerzas motivadoras:
Diversificación Reducción del riesgo de dependencia energética
Mitigación del impacto Ambiental
Desarrollo Tecnológico Nacional
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El fin de la era del petróleo
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El fin de la era del petróleo Precios altos del petróleo (US$150)
Presión sobre GN• Gasoducto con Venezuela• Puerto de GNC en Venezuela• GNV
Esfuerzos exploratorios poco exitosos Gobierno ve eólicas y geotérmicas como opciones
factibles
Mundo “ambientalizado”. Alta inversión en renovables Incremento del valor de los REC
Proyectos renovables cierran financieramente
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Estrategia 1: Mantener la política actual
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g p Mantener incentivos tributarios actuales
Mantener neutralidad tecnológica Desarrollos de FR en ZNI y zonas rurales
Incorporar mecanismos licitatorios
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Vuelta a la expansión centralizada
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p Alto crecimiento e inversión Alta demanda eléctrica
Apoyo gubernamental a proyectos hidráulicos Nuevo objetivo: diversificación de fuentes
o erno es a ece secuenc as m n mas e expans n .Los desarrolladores entran en “puja controlada”
Consecuencia: dos proyectos geotérmicos y desarrolloseólicos
Con fondos del petróleo Gobierno absorbe sobrecostos.
Se establecen primas para estos proyectos por periodosde cinco años
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Estrategia 2a: desarrollar política gradual
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5 a 10 años
Modificación de la neutralidad tecnológica y el mínimocosto
Se asignan recursos que favorecen tecnologíasespecíficas
Creación de un fondo• Recursos del petróleo
• Recursos del presupuesto Nacional
Certificados de Energía Renovable
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Estrategia 2b: Desarrollar una política
agresiva
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Implantación de precios garantizados
Creación de un fondo similar al 2ª Internalización de externalidades
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El mundo distribuido y flexible
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y Interés renovado en Fotovoltaica
Programa local demostrativo de 10,000 hogares Se instala planta de ensamble para el mercado
Vivienda Energética Eficiente Reforma de Colciencias
Medición neta: entrega de excedentes a la red
Impulso a micro-eólicas
Redefinición de la función de las distribuidoras
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Estrategia 3a: Nueva arquitectura y reglas
de mercado
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Integración horizontal y vertical
Cargos por uso de redes Medición neta
Redes Inteligentes
Prospectiva de los sistemas eléctricos
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Conclusiones Condiciones internacionales favorables a las FR
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Condiciones internacionales favorables a las FRy GD
Localmente, lenta penetración Normatividad eléctrica vi ente no facilita la
instalación de proyectos de FR
Existe interés en FR por parte dedesarrolladores, pero difícil de cristalizar
Incentivos si, pero sin distorsiones
Sistemas como tarifas garantizadas son los quehan logrado mayor impulso a FR
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Conclusiones
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Sistemas por cuotas presentan impulso menor, pero sonmas adaptables al mercado
En el futuro, cambio tecnológico mejorará competitividadde FR
Legislación actual (neutralidad tecnológica y mínimo
costo) limita la implantación de mecanismos en formageneralizada
Nicho natural: ZNI y zonas rurales
Los sistemas de medición neta chocan con la restricciónde que el usuario no puede vender energía
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GRACIAS