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ANÁLISIS DE BENEFICIOS Y BARRERAS PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA CON ENERGÍAS RENOVABLES CON ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES.

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1 ANÁLISIS DE BENEFICIOS Y BARRERAS PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA CON ENERGÍAS RENOVABLES CON ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES CON POSTERIORIDAD A LA LEY CORTA II NO CONVENCIONALES CON POSTERIORIDAD A LA LEY CORTA II Valgesta S.A.

2 Objetivo del Estudio Objetivo Principal Evaluar el impacto económico, sobre proyectos ERNC en desarrollo, de las modificaciones realizadas a la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL-1) denominadas leyes Cortas I y II,. Evaluar el impacto económico, sobre proyectos ERNC en desarrollo, de las modificaciones realizadas a la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL-1) denominadas leyes Cortas I y II,.

3 Objetivos Específicos del Estudio Evaluar escenarios económicos con y sin leyes cortas I y II para los siguientes proyectos: Evaluar escenarios económicos con y sin leyes cortas I y II para los siguientes proyectos: Minicentral hidráulica Ojos de AguaMinicentral hidráulica Ojos de Agua Parque Eólico CanelaParque Eólico Canela Evaluar escenarios económicos según condiciones de conexión de cada proyecto. Evaluar escenarios económicos según condiciones de conexión de cada proyecto. Cuantificar, en términos de TIR para cada proyecto, el aporte de la venta de CERs. Cuantificar, en términos de TIR para cada proyecto, el aporte de la venta de CERs. Realizar una evaluación global, sobre la base de los ejercicios anteriores, que muestre cuál es la mejoría en el desempeño económico para las dos centrales estudiadas. Realizar una evaluación global, sobre la base de los ejercicios anteriores, que muestre cuál es la mejoría en el desempeño económico para las dos centrales estudiadas. Identificar las barreras técnicas, económicas, legales y/o comerciales que aun puedan existir en el mercado chileno para la concreción de proyectos de ERNC. Identificar las barreras técnicas, económicas, legales y/o comerciales que aun puedan existir en el mercado chileno para la concreción de proyectos de ERNC.

4 Modificaciones a la Ley Aplicables a ERNC De acuerdo a la LEY del 13 de marzo de 2004 (Ley Corta I) se establece lo siguiente. Se asegura el derecho a la venta de energía y potencia en el mercado mayorista (spot) a cualquier generador independiente de su tamaño. Se asegura el derecho a la venta de energía y potencia en el mercado mayorista (spot) a cualquier generador independiente de su tamaño. Se establecen condiciones no discriminatorias para los pequeños generadores (menores a 9 MW) que participen en ese mercado, permitiéndoles un tratamiento comercial simplificado (estabilización de precios). Se establecen condiciones no discriminatorias para los pequeños generadores (menores a 9 MW) que participen en ese mercado, permitiéndoles un tratamiento comercial simplificado (estabilización de precios). Se da certeza jurídica de acceso a las redes de distribución para evacuar la energía generada para generadores menores a 9MW. Se da certeza jurídica de acceso a las redes de distribución para evacuar la energía generada para generadores menores a 9MW. Se libera total o parcialmente del pago de peajes de transmisión troncal para las fuentes no convencionales menores a 20MW Se libera total o parcialmente del pago de peajes de transmisión troncal para las fuentes no convencionales menores a 20MW.

5 Modificaciones a la Ley Aplicables a ERNC De acuerdo a la LEY (Ley Corta II). Establece la obligación de parte de las distribuidoras de suministrar hasta el 5% de la energía a sus clientes regulados proveniente de este tipo de fuentes, comprándola al precio medio de largo plazo, precio que se obtendrá a partir de las licitaciones y al cual podrán vender la energía los generadores de ERNC. Establece la obligación de parte de las distribuidoras de suministrar hasta el 5% de la energía a sus clientes regulados proveniente de este tipo de fuentes, comprándola al precio medio de largo plazo, precio que se obtendrá a partir de las licitaciones y al cual podrán vender la energía los generadores de ERNC.

6 Proyectos de ERNC Evaluados Se evaluaron los siguientes proyectos: Parque Eólico Canela Parque Eólico Canela Se encuentra ubicado en la comuna de Canela, provincia de Choapa, IV Región de Coquimbo, a un costado de la Ruta 5 Norte, entre el borde costero y esta carretera, aproximadamente a 80 kilómetros al norte de la ciudad de Los Vilos y a 298 kilómetros de Santiago. Se encuentra ubicado en la comuna de Canela, provincia de Choapa, IV Región de Coquimbo, a un costado de la Ruta 5 Norte, entre el borde costero y esta carretera, aproximadamente a 80 kilómetros al norte de la ciudad de Los Vilos y a 298 kilómetros de Santiago. Micro Central Hidroeléctrica Ojos de Agua Micro Central Hidroeléctrica Ojos de Agua Se encuentra ubicada en el valle del río Cipreses, aguas abajo de la laguna La Invernada en la comuna de San Clemente, provincia de Talca, VII Región del Maule. Las tres bocatomas de la minicentral se situarán en los cauces siguientes: río Cipreses, afluente Laguna Verde y afluente Ojos de Agua. Se encuentra ubicada en el valle del río Cipreses, aguas abajo de la laguna La Invernada en la comuna de San Clemente, provincia de Talca, VII Región del Maule. Las tres bocatomas de la minicentral se situarán en los cauces siguientes: río Cipreses, afluente Laguna Verde y afluente Ojos de Agua.

7 Esquema Metodológico Proyectos a Evaluar Evaluación Antes De las Modificaciones Realización de Supuestos Resultados Información Base Conclusiones y Análisis De Barreras Resultados Evaluación después De las Modificaciones

8 Información Base y Supuestos de Modelación Parque Eólico Canela Situación Sin Modificaciones Pago por Peaje Troncal US$ Pago por Peaje Troncal US$ Factor de Planta 33% Factor de Planta 33% Potencia Firme 0% Potencia Firme 0% Potencia Firme = 0 MW/mes Potencia Firme = 0 MW/mes Venta de Energía CMg x 0,9 Venta de Energía CMg x 0,9 Capacidad 18,15 MW Capacidad 18,15 MW Pago por representación 2% RO Pago por representación 2% RO Situación Con Modificaciones Pago por Peaje Troncal US$ Pago por Peaje Troncal US$ Factor de Planta 33% Factor de Planta 33% Potencia Firme PF=FP*95%*70%*CI Potencia Firme PF=FP*95%*70%*CI Potencia Firme = 3,98 MW/mes Potencia Firme = 3,98 MW/mes Venta de Energía CMg Instantáneo Venta de Energía CMg Instantáneo Capacidad 18,15 MW Capacidad 18,15 MW Pago por representación 0% RO Pago por representación 0% RO

9 Resultados Parque Eólico Canela Generación Anual = MWh/año Indicadores de la Evaluación en los Escenarios con y sin Ley Impactos del Reconocimiento por Potencia Impactos de la Venta de Energía a CMg Instantáneo Adicionalidad de la Venta de CERs

10 Conclusiones de la Modelación Eólica Las modificaciones realizadas permiten mejoras en el desempeño económico del proyecto Las modificaciones realizadas permiten mejoras en el desempeño económico del proyecto Dicho efecto es consecuencia de: Dicho efecto es consecuencia de: - Venta de energía a CMg instantáneo o mediante un precio - Venta de energía a CMg instantáneo o mediante un precio estabilizado estabilizado - Reconocimiento por potencia firme para este tipo de - Reconocimiento por potencia firme para este tipo de proyectos proyectos - Venta de bonos de carbono mejora las condiciones de este - Venta de bonos de carbono mejora las condiciones de este tipo de proyectos sin costos adicionales por la generación de tipo de proyectos sin costos adicionales por la generación de ellos ellos - En menor medida pero de igual importancia, la reducción en el - En menor medida pero de igual importancia, la reducción en el pago por peaje y el no pago por representación en los CDEC pago por peaje y el no pago por representación en los CDEC La cuantificación de los resultados a través de la TIR de los proyectos indica que ésta se ve mejorada en torno al 2,72% con respecto a la situación sin leyes cortas La cuantificación de los resultados a través de la TIR de los proyectos indica que ésta se ve mejorada en torno al 2,72% con respecto a la situación sin leyes cortas El análisis de impacto de la venta de CER´s alcanza un 0,87% El análisis de impacto de la venta de CER´s alcanza un 0,87%

11 Información Base y Supuestos de Modelación Proyecto Hidroeléctrico Ojos de Agua Situación Sin Modificaciones Pago por Peaje Sub transmisión US$ Pago por Peaje Sub transmisión US$ Factor de Planta 60,7% Factor de Planta 60,7% Potencia Firme PF=FP*95%*70%*CI Potencia Firme PF=FP*95%*70%*CI Potencia Firme = 3,83 MW/mes Potencia Firme = 3,83 MW/mes Venta de Energía CMg x 0,9 Venta de Energía CMg x 0,9 Capacidad 9,5 MW Capacidad 9,5 MW Pago por representación 2%*RO Pago por representación 2%*RO Situación Con Modificaciones Pago por Peaje Sub transmisión US$ Pago por Peaje Sub transmisión US$ Factor de Planta 60,7% Factor de Planta 60,7% Potencia Firme PF=FP*95%*70%*CI Potencia Firme PF=FP*95%*70%*CI Potencia Firme = 3,83 MW/mes Potencia Firme = 3,83 MW/mes Venta de Energía CMg Instantáneo Venta de Energía CMg Instantáneo Capacidad 9,5 MW Capacidad 9,5 MW Pago por representación 0% Pago por representación 0%

12 Resultados Modelación Hidráulica Generación Anual = MWh/año Indicadores de la Evaluación en los Escenarios con y sin Ley Impactos de la Venta de Energía a CMg Instantáneo Adicionalidad de la Venta de CERs

13 Conclusiones Modelación Central Hidráulica Las modificaciones realizadas permiten mejoras en el desempeño económico del proyecto a nivel global Las modificaciones realizadas permiten mejoras en el desempeño económico del proyecto a nivel global Dicho efecto es consecuencia de: Dicho efecto es consecuencia de: - Venta de energía a CMg instantáneo o mediante un precio - Venta de energía a CMg instantáneo o mediante un precio estabilizado estabilizado - No pago por representación en el CDEC - No pago por representación en el CDEC - Venta de bonos de carbono mejora las condiciones de este - Venta de bonos de carbono mejora las condiciones de este tipo de proyectos sin costos adicionales por la generación de tipo de proyectos sin costos adicionales por la generación de éstos éstos La cuantificación de los resultados a través de la TIR de los proyectos indica que ésta se ve mejorada en torno al 2.07% con respecto a la situación sin leyes cortas La cuantificación de los resultados a través de la TIR de los proyectos indica que ésta se ve mejorada en torno al 2.07% con respecto a la situación sin leyes cortas El análisis de impacto de la venta de Cer´s alcanza un 1.16% El análisis de impacto de la venta de Cer´s alcanza un 1.16%

14 Conclusiones Globales La modificaciones legales tienen un impacto positivo en el desempeño económico del proyecto. - Aumento de los Ingresos Esperados por venta de energía - Aumento de Ingresos por Venta de potencia firme (caso eólico) - Reducción de los costos por concepto de peaje de transmisión troncal - Reducción en los costos por concepto de representación en el CDEC Todos los impactos mencionados corresponden a mejoras en las condiciones económicas de los proyectos desarrollados con ERNC y no tienen impacto a nivel ambiental, regulatorio y/o técnico. En general, el impacto de las modificaciones legales, para los casos Evaluados, mejora los indicadores de rentabilidad entre 2% y 3% aproximadamente

15 Otras barreras para el desarrollo de ERNC Si bien las modificaciones legales mejoran las condiciones económicas de los proyectos, aún persisten algunas barreras que impiden un mayor desarrollo de este tipo de proyectos. Algunas de éstas son: Falta de Capacidad técnica para el correcto desarrollo de los proyectos Falta de Capacidad técnica para el correcto desarrollo de los proyectos Falta de conocimiento detallado de los recursos primarios Falta de conocimiento detallado de los recursos primarios Dificultades de Acceso a la Tecnología y a Condiciones de Mercado Favorables Dificultades de Acceso a la Tecnología y a Condiciones de Mercado Favorables Riesgo en la comercialización de energía y potencia Riesgo en la comercialización de energía y potencia Desconocimiento de funcionamiento del mercado eléctrico Desconocimiento de funcionamiento del mercado eléctrico Localización del recurso no necesariamente coincide con los puntos de mayor demanda (altos costos de Transmisión) Localización del recurso no necesariamente coincide con los puntos de mayor demanda (altos costos de Transmisión) Altos costos por falta de capacidad de transmisión Altos costos por falta de capacidad de transmisión


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