GDFA IsagenColciencias CAC

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



Investigadores

Universidad Nacional (Medellín)

• Sergio Botero. Director del Proyecto• Laura Naranjo• Lizeth Sepúlveda• Paola Campuzano• William Martínez



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





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





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





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





Incentivos internacionales ynacionales





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





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





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



Sistemas de licitación competitiva

El gobierno otorga un subsidio a un inversionistaprivado a través de un proceso de licitación paradesarrollar proyectos de energías renovables



inversión, construcción y operación Se busca minimizar el subsidio a través de la

competencia

Requiere un buen soporte financiero



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



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)



Sistema de precios verdes

Tarifa opcional ofrecida por las empresas deservicios públicos a los usuarios quienes estándispuestos a pagar por energía limpia



• Programas basados en capacidad

• Programas basados en energía

• Certificados de energía renovable



Certificados Comerciables de EnergíaRenovable - CER

Facilita el seguimiento y registro de la energíasalternas producidas

Son vendidos por separado de la electricidad



Permiten documentar el cumplimiento con lossistemas de cuotas u obligaciones

Pueden ser vendidos a los consumidores finales

en un mercado voluntario de electricidad verde



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



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



Créditos tributarios, exenciones oreembolsos

Exenciones a los impuestos de consumo

Créditos a los impuestos de inversión

Créditos tributarios relacionados con el nivel de



producción Exenciones de impuestos de propiedad

Reembolso de impuestos a las ventas



Subsidios, concesiones o reembolso decapital

Instrumentos fiscales para reducir los costos delos consumidores o productores de energíasrenovables



Subsidios a la producción

Fondos nacionales para las energías alternativas



Conciencia pública

Programas con el fin de crear e incrementarconciencia sobre las oportunidades y beneficiosde las instalaciones de energía renovables



Campaña publicitaria de la energía limpia

Producto de etiqueta y hecho con energías

renovables



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



El objetivo es ser un primer cliente para ayudar alas empresas de servicios públicos interesadasen ganar experiencia con diferentes productos deelectricidad



Programas voluntarios

El gobierno solicita a los proveedores de energíacomprar electricidad generada por renovables yacuerdan pagar un precio determinado por deelectricidad



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



Financiación por terceros

Acuerdo financiero donde el gobierno asume elriesgo

Ejemplo: Programas de prestamos favorables,



flujo de caja de un proyecto con el fin de reducirel riesgo del inversionista



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



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



Investigación y desarrollo

Programas y esquemas enfocados al avancetecnológico de las tecnologías de energíarenovable





Electrificación rural

El objetivo es proveer electricidad a las áreasrurales de un país





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



Puede ser impuesta a los generadores o a loscomercializadores



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“ ”



-

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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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

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Francia X X X X X X X






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Argentina X X

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China X X X X X X X X

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México X X X

Nicaragua X X X

Tailandia X X X X



Análisis de países Alemania

Australia Dinamarca

España



Japón

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Canadá

Costa Rica Brasil

Perú

Chile





Análisis de países

Indicadores económicos y poblacionales

Indicadores energéticos y ambientales

Composición de la canasta eléctrica

Generación renovable Medidas políticas y regulatorias





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



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



e c n ne a asoc a o con so ar o ovo a ca

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



Políticas actuales en Colombia

Exenciones tributarias

Regulación y reglas generales



Electrificación rural



Requerimientos Legales

Permisos

Derechos de Propiedad





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



energía renovable La falta de regulación se destaca como uno

de los principales problemas para eldesarrollo de estos proyectos

Ó



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



fuentes son estratégicas: Diversificación deportafolio

• En segundo lugar se tienen consideraciones comofavorecer el desarrollo del país y consideracionesambientales

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Evaluación económica y regulatoria deincentivos a las energías renovables

REGULACIÓN PARA INCENTIVAR LAS





Por qué energías renovables?

1. Minimización de la dependencia de combustibles

importados2. Diversificación de la canasta energética

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4. Mitigación del impacto ambiental






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






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






RES – MARKAL Colombia

Imports

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Demands

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Processes

Commercial

Industrial

Transportation

Other sectors

Reference Energy System (RES)




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




Resultados [1]

Discounted system costs (%)

(Percentage variation)

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REGULACIÓN PARA INCENTIVAR LASÍ Ó




Resultados [2]

Cost of CO2 Ton reduction(US$ / CO2 Ton)

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Resultados [3]Electricity generation by source -Base

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Resultados [4]Share by source by scenario 2005-2020

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Otro Portafolio(Proyecto Emgesa – Codensa)


Tecnología COSTO DEINSTALACIÓN

4500

1100 - 1400

3000 - 7500

1400 - 1900

1000





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




G S S G C ÓDISTRIBUIDA EN COLOMBIA

Resultados [5]Electricity generation by source -Full. E

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1,990 1,995 2,000 2,005 2,010 2,015 2,020

G W h






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.





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






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






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






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






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






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






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






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





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





Evaluación técnica, económica yregulatoria de la instalación de





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).





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





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





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





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.





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





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





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





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





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%





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.





Perdidas en lineas por nivel de tension

Pérdidas (MW) en líneas de 230 kV por zonas

30

35


25

+1.2%-3.3%

0

5

10

15

20

25

Bogotá Boy ac a-

Nordeste


Sin GD Con GD

0

5

10

15

Bogotá Boy ac a-

Nordeste


Sin GD Con GD

-8%

-14%





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


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%





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.





Perdidas en líneas por nivel de tensión


25

30

35


20

25

-1.5%

0

5

10

15

20

Bogotá Boyaca-

Nordeste


Sin GD Con GD

0

5

10

15

Bogotá Boyaca-

Nordeste


Sin GD Con GD

-13%

-5%+4% -30% -2%

-3%





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





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


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%





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%.





Perdidas en líneas por nivel de tensión


35


5

10

15

20

25

-19%

0

5

10

15

20

25

30

Bogotá Boy ac a-

Nordeste


Sin GD Con GD

0

Bogotá Boy ac a-

Nordeste


Sin GD Con GD


0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

Bogotá Boyaca-

Nordeste


Sin GD Con GD

-7.24%

-1.88%

-41%

-45%+3%

+4%





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





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 =−





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





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





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





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





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





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





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





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





Sistema IEEE 13 nodos - simétrico

Ppérdidas= 0,137 MW

646 645 632 633 634

650

692 675611 684

652

671

680



Si IEEE d i é i




Perfil de Voltaje

98

100

102

82

84

86

88

90

92

94

96

Nodo

V ( % )



Si IEEE 13 d i é i




Factor Nodal

1,08

1,1

1,12

0,98

1

1,02

1,04

1,06

Nodo



M d l d ti i ió



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

∈∀

≤

∈∀

≤

∈∀

≤



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



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.



M d l d ti i ió



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



M d l d ti i ió



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



Res ltados obtenidos



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



Resultados obtenidos



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







Perfil de Voltaje

98

100

102

82

84

86

88

90

92

94

96

V (

% )

Sin GD Con GD







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



Resultados



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.



Resultados



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.



Resultados



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.



Normatividad técnica



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)



Viabilidad económica y regulatoria GD



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



Viabilidad economica y regulatoria GD



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”)






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.






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.





Escenarios regulatorios y estrategiasde implementación



Análisis de escenarios



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



Análisis de escenarios



Análisis de escenariosCuatro fuerzas motivadoras:

Diversificación Reducción del riesgo de dependencia energética

Mitigación del impacto Ambiental

Desarrollo Tecnológico Nacional



El fin de la era del petróleo



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



Estrategia 1: Mantener la política actual



g p Mantener incentivos tributarios actuales

Mantener neutralidad tecnológica Desarrollos de FR en ZNI y zonas rurales

Incorporar mecanismos licitatorios



Vuelta a la expansión centralizada



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



Estrategia 2a: desarrollar política gradual



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



Estrategia 2b: Desarrollar una política

agresiva



Implantación de precios garantizados

Creación de un fondo similar al 2ª Internalización de externalidades



El mundo distribuido y flexible



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



Estrategia 3a: Nueva arquitectura y reglas

de mercado



Integración horizontal y vertical

Cargos por uso de redes Medición neta

Redes Inteligentes

Prospectiva de los sistemas eléctricos



Conclusiones Condiciones internacionales favorables a las FR



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



Conclusiones



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



GRACIAS

GDFA IsagenColciencias CAC

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