Instrumentos de Regulación Eléctrica

1. Instrumentos de Regulación Eléctrica Junio de 2002

2. Fuentes renovables Antecedentes: Se cuenta con instrumentos de regulación para fuentes firmes que han operado por varios años; Interconexión, Respaldo, Compraventa de Energía Económica y Porteo. A partir del 7 de septiembre de 2001, se cuenta con instrumentos similares para fuentes de energía renovables, que toman en cuenta las características particulares de estas tecnologías y que, por lo tanto, promueven el desarrollo de estos recursos. El país tiene recursos renovables importantes en: solar, viento (2,000 MW en La Ventosa), e hidráulica (40,000 MW)

3. Fuentes renovables • Alcance: • Aplicable a permisionarios con capacidad >0.5MW • Disponibilidad intermitentedel energético • primario • Para energía eléctrica eólica y solar • Para hidroelectricidad con almacenamiento • o disponibilidad limitados a la extensión del • periodo punta a gasto de diseño

4. Contrato de Interconexión • Marco jurídico y técnico que permite la interconexión de los permisionarios con el sistema eléctrico nacional y regula su relación con respecto a: • Servicio de transmisión • Servicio de respaldo • Compraventa de excedentes • Compraventa de energía económica • Compraventa de energía en emergencia • Desbalance de energía • Suministro de energía

5. Contrato de Interconexión • Despacho: sujeto a disponibilidad del energético • con acuerdo sobre previsiones • Energía en emergencia; 1.5 veces la tarifa • Intercambio de energía basado en el Costo Total • de Corto Plazo (costo del despacho): • Entre periodos horarios iguales • Entre periodos horarios diferentes • Entre diferentes meses a lo largo de un año • Pago por energía no consumida • Contrato de energía complementaria • Pago por servicios conexos afectado por factor • de planta

6. Contrato de Interconexión: Anexo F-R • Cuando los centros de consumo demandan más • que la potencia porteada, se proporciona suministro • complementario (no hay respaldo). • El permisionario fija el orden de prioridad para sus • centros de consumo. • Con las potencias faltante y complementaria se • calcula la demanda facturable. • Se puede compensar energía faltante con energía • sobrante en cada periodo horario. • La energía complementaria no es compensable

7. Servicio de transmisión • Se establecen las bases, procedimientos, términos y condiciones para que el suministrador transporte la energía eléctrica desde la fuente de energía del permisionario hasta sus cargas

8. Porteo C D A B E F H Con el flujo G Consumo Generación A contra flujo Porteo en alta tensión ( > 69 kV) Porteo en baja tensión ( < 69 kV) 7

9. Matriz de cargos por Servicio de Transmisión $/kWh

10. Metodología de cargos por porteo • Porteo arriba de 69 kV: • Cargo normal o mínimo con cobertura • Cargo por uso de red afectado por factor de planta • Cargo fijo administrativo afectado por factor de planta • Porteo debajo de 69 kV: (trayectoria) • Cálculo de capacidad utilizada afectado por • el factor de planta • Costo fijo afectado por factor de planta • Porteo debajo de 69 kV: (cargas dispersas) • Cálculo de uso de la red afectada por el • factor de planta • Costo fijo afectado por el factor de planta

11. Consideraciones económicas • Servicios Conexos: • Se paga 50% del cargo por demanda reservada en • la tarifa de respaldo por falla • En media tensión, el pago para fuente firme • es de 5.98 $/kW; • para renovable será de 1.80-2.97 $/kW • En alta tensión el pago para fuente firme • es de 4.26 $/kW; • para renovable será de 1.27-2.12 $/kW

12. Instrumentos de Regulación para energías renovables EnergíaSobrante • La potencia neta entregada mayor a la potencia de compromiso de porteo en un intervalo de medición • Podrá ser vendida al suministrador en el mismo mes o acumularla para su venta en meses posteriores EnergíaFaltante • La potencia entregada menor a la potencia de compromiso de porteo • Podrá ser compensada con energía sobrante de meses anteriores EnergíaComplementaria • Es energía complementaria cuando un Centro de Consumo, además de la energía que recibe de su Fuente de Energía requiere de un contrato de suministro normal de energía. • Con la Energía Complementaria y la Energía Faltante se determina la demanda facturable como lo establece el Acuerdo de Tarifas

13. Instrumentos de Regulación para energías renovables Compensación • Se compensará equivalentemente entre Periodos Horarios análogos • Para compensar entre periodos Horarios distintos se aplicará lo siguiente: • ESP=XSESS=XiESi=XbESb • ES = Energía Sobrante X = Factor de Compensación mgen = mes en el que se genera la Energía Eléctrica mcomp = mes en el que se compensa Energía fatante con Energía sobrante

14. Capacidad autorizada utilizando fuentes de Energía Renovable (MW) Energía Hidráulica Estado del proyecto Energía Eólica En construcción 120.50 163.00 0.55 20.30 En operación 180.00 17.36 Por iniciar Obras 301.05 200.66 Total (MW)

15. Importación Usos Propios 154.20 MW Continuos 0.79% 599.40 MW 3.05% Exportación 2,128.97 MW 10.84% Producción Independiente 8,759.31 MW 44.59% Cogeneración 2,100.37 MW 10.69% Autoabastecimiento 5,900.69 MW 30.04% Modalidad y capacidad de los permisos administrados Capacidad Autorizada = 19,643 MW = 100 %

16. Generación Potencial Autorizada GWh Generación Reportada Se consideran: • Las fechas de entrada en operación comercial autorizadas • La generación de los permisos considerados como inactivos no fue tomada en cuenta. • 114,544.01 GWh (generación de permisos en operación, construcción y por iniciar obras) + 5,426.30 GWh (generación de permisos inactivos, incluye la generación de la segunda etapa del permiso otorgado PEGI) = 119,970.31 GWh Evolución de la generación potencial de energía eléctrica de acuerdo con la fecha de operación comercial de los permisos administrados

17. MW • Se consideran: • Las fechas de entrada en operación comercial autorizadas • La capacidad de los permisos considerados como inactivos no fue tomada en cuenta. • 18,048.77 MW (Capacidad de permisos en operación, construcción y por iniciar obras) + 847.03 MW (Capacidad de permisos inactivos, incluye la capacidad de la segunda etapa del permiso otorgado a PEGI, 440 MW) = 18,895.80 MW Evolución de la capacidad autorizada de acuerdo con la fecha de operación comercial de los permisos administrados