Energías Renovables en Chile 16 | 06 | 11 endesalatinoamérica Energías Renovables en Chile V Convención Internacional APREAN Jornada Hispano-Chilena Marcelo Castillo Agurto Director de Regulación Endesa Latinoamérica Director de Regulación Chile

Energías Renovables en Chile A pesar del alto componente hidráulico en América Latina, los reguladores están desarrollando políticas de renovables no convencionales Colombia --- Brasil ~20 GW 10% ~0,5 GW Sin Meta definida Meta a 2023 Beneficios tributarios y arancelarios Pago por Confiabilidad para plantas menores, y exención de impuestos Proinfa I y II Subastas por tecnología con precio techo, y contratos a 20 años. Descuento de peajes, y exención de impuestos. Minihidro < 20MW Minihidro < 30MW Perú 5% ~0,5 GW Meta a 2013 Decreto Ley de Renovables (May 2008). Subastas con precio techo – 1 era Ene. 2010 Subastas por tecnologías, Prima: garantiza los ingresos, contratos 20 años. Argentina 8% ~2,9 GW Minihidro < 20MW Meta a 2016 Incentivos de prima para eólico por 15 años. Minihidro < 30MW Chile 10% ~2,8 GW Meta a 2024 Ley de Renovables (Abr 2008). A partir del 2010 Exención de peajes. Obligación para Gx de construir o contratar (5-10% de la energía). Penalizaciones: 28,5 – 42 US$/MWh Minihidro < 40MW

Energías Renovables en Chile El desarrollo renovable más eficiente y de mayor recurso disponible en Latinoamérica es la hidráulica Porcentaje de recursos Hidráulicos Desarrollados (*) Potencial MW Hidráulico Brasil: ~ 260.000 Colombia: ~ 93.000 Perú: ~ 60.000 Mexico: ~ 53.000 Venezuela: ~ 46.000 Argentina: ~ 44.500 Chile: ~ 25.000 Ecuador: ~ 24.000 --------------- Total Latam: ~ 640.000 75% 22% 69% 7% 70% Minihidro: ~ 1.400 Geotérmica: ~ 16.000 Eólica: ~ 30.000 Solar-fotovoltaica: ~ 228.000 Mareomotriz: ~ 240.000 --------------- Total Chile: ~ 515.400 Potencial MW ERNC Chile 33% Chile 19% El 67% del recursos restantes permitiría producir unos 1.600 TWh/año (*) Sobre potencial técnica y económicamente factible Fuente: IHA White Paper Febrero 2003 y OLADE. Cifras del año 2002, salvo Sudamérica+ Centroamérica + Caribe que es 2006

Energías Renovables en Chile Aspectos claves para la promoción de las renovables en Chile Penetración gradual Competencia Metas obligatorias graduales: 5% de 2010 a 2014 (con aumento anual +0,5% a partir 2015) hasta 10% en 2024. Incentivo a la inversión: las cuotas tienen una vigencia de 25 años. 50% del aumento progresivo del 0,5% anual de la obligación debe venir a través de un proceso competitivo con terceros. Tecnologías Eficientes Mercado de acreditación En la medida que la inserción de las ERNC es eficiente, y bien remunerada por el mercado, los consumidores no tendrán que pagar más de lo que realmente cuesta la energía. Cualquier empresa eléctrica que exceda la cuota obligada podrá convenir el traspaso de sus excedentes a otra empresa eléctrica, incluso con otro sistema eléctrico. Iniciativas del Gobierno Política de precios bajos En discusión: Subir la meta de 10% (2024) a 20% (2020). Enmienda que aumenta de 20 a 100 MW el límite de calificación como ERNC para proyectos hidráulicos. Actualmente esta es la tecnología disponible más eficiente y limpia en Chile. Dada la actual política del gobierno en Chile, de promover precios más bajos, la entrada podría ser gradual y competitiva comparado con los precios de expansión (gas, carbón, e hidráulicas).

Meta Real 2010 = 1,0 TWh (equivalente a 8%). Energías Renovables en Chile Meta ERNC en Chile Descripción genérica CAGR de crecimiento de las ventas, estimación 116 TWh 4,5% 112 98 TWh 4,5% 90 55 TWh 20% ? 13 20% ? Meta 10% Meta 8% Meta 5% 2010 2020 2024 Ley actual Ley actual Ventas SIC+SING TWh 55 98 116 Energía Considerada(1) TWh 13 90 112 Cuota ERNC (2) % 5% 8% 10% TWh 0,7 7,1 11,2 Ejemplo Adicional EÓLICO Requerido (Fc 30%) MW - 2.430 3.970 Ejemplo Adicional HIDRO Requerido (Fc 50%) MW - 1.340 2.270 De acuerdo a Ley actual para el cálculo de la cuota se considera la energía comercializada a partir de 2007 Renovables instalados = 283MW, Meta Real 2010 = 1,0 TWh (equivalente a 8%).

Obligación de conectar para conexión de renovables Energías Renovables en Chile Conexión a la red Criterios Planificación Obligación de conectar Asignación de Costes Incentivos para conexión de renovables <9 MW→ exentas del pago total de peaje troncal; >9 MW y <20 MW→ parcialmente exentas del pago de peaje troncal hasta un máx del 5 % del peaje total del sistema. Chile Si, sin perjuicio del cumplimiento de las exigencias de seguridad y calidad de servicio vigentes Seguridad Calidad de servicio Eficiencia Económica Costes de conexión: balance entre los costes adicionales en las zonas adyacentes y los ahorros por la operación de la planta  Generador Distribuidor LGSE DFL Nº 4 DS 244 Seguridad Calidad de servicio Eficiencia Económica Medio ambiente España Si, salvo el caso de peligro para la seguridad de la red o restricciones de capacidad “Shallow charges”* generador “Deep charges”: para distribución  generador; para transmisión  sistema Generador No si LV/MV  Los generadores pagan un coste estándar definido por la Autoridad si HV/VHV  Los generadores pagan una tarifa de conexión con descuento Las ERNC tienen una prioridad de conexión en términos de corto plazo para la licencia In HV/VHV el coste es descontado exclusivamente para las plantas ERNC Seguridad Necesidad Suficiencia Eficiencia Económica Italia Si, salvo el caso de peligro para la seguridad de la red DSO/TSO (*) “Shallow charges” o “costes de conexión superficiales” - únicamente los costes de conexión a las redes. El resto de costes (p. ej., de refuerzo de redes, etc.) se recuperan a través de las tarifas generales por uso de las redes (que, a su vez, pueden repartirse entre generación y demanda). Este tipo de tarifas favorece en general el desarrollo de las instalaciones de generación. (*) “Deep charges” o “costes de conexión profundos” Recuperan todos los costes incrementales asociados a la conexión de nuevas instalaciones de generación (en general, conexión y refuerzo de las redes) a través de los costes de conexión. Fuente: Enel RES Compendium VHV: 150-380 kV; HV: 35-150 kV; MV: 10kV-30kV; LV: 380-420 V y 220-240 V 6

Es común en Latinoamérica los esquemas de Subastas Energías Renovables en Chile Modelos de Remuneración de Renovables Feed-in tariffs Subvención a la Inversión En ocasiones sólo pueden beneficiarse empresas. Se fijan los Incentivos administrativamente por el regulador. Se asume el riesgo de retribuir en exceso algunas tecnologías. Es la medida que menos éxito ha conseguido en la penetración de las renovables. Es común en Latinoamérica los esquemas de Subastas No se traspasan las eficiencias a los clientes finales. No se traspasan las eficiencias a los clientes finales. Se fija administrativamente los volúmenes de cada tecnología. El mercado selecciona los proyectos. Competencia entre los promotores. Es neutro en términos de tecnología (se incorporan aquellas maduras y de menor coste). Se traspasan las eficiencias a los clientes finales (para ello la necesidad de que haya muchas subastas) Se traspasan las eficiencias a los clientes finales. Subastas Cuotas o Certificados Verdes

Resumen 1 2 3 4 5 6 Regulación Sostenible Argumentos El desarrollo regulatorio debe acompañar a la Política de Renovables del País Regulación Sostenible Argumentos 1 Una política energética cuya tarifa pueda ser pagada por el cliente final. Tarifa eficiente para el cliente. Precio de las renovables incluidas en el coste del sistema (Chile/Perú). Brasil separa por tecnología. 2 Que compitan con su coste de expansión. 3 Apuesta por tecnologías renovables maduras en línea con el desarrollo progresivo de la industria local. Subastas de Eólicas /Biomasa /Minihidro desarrolladas con éxito. Disponibilidad de otros recursos renovables (potencial de desarrollo en hidro). Chile y Perú con metas anuales. 4 Penetración gradual y ordenada de las renovables. Limita el incremento tarifario al clientes (menor grado de recursos de los cliente) 5 Razonable cuota definida antes que primas. 6 Coordinarse con otras políticas: eficiencia energética, cambio climático, smart grids, etc. Latam ya está desarrollando la política coordinada.

Energías Renovables en Chile

Energías Renovables en Chile Anexo Normativa vigente Ley General de Servicios Eléctricos Reglamento para Generación No Convencional Artículo 79º.- Los propietarios de los medios de generación renovable no convencionales y de las instalaciones de cogeneración eficiente, <…>, que se encuentren conectados al sistema eléctrico respectivo y cuyos excedentes de potencia suministrada al sistema sea inferior a 20.000 kilowatts, estarán exceptuados del pago total o de una porción de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación hacen de los sistemas de transmisión troncal, conforme a los criterios establecidos en los incisos siguientes. Los peajes a pagar serán determinados ponderando los peajes que correspondería pagar conforme a las normas generales de peajes por un factor proporcional igual al exceso por sobre 9.000 kilowatts de los excedentes de potencia suministrada al sistema dividido por 11.000 kilowatts. En caso que dichos excedentes de potencia sean inferiores a 9.000 kilowatts, el factor será nulo. Si la capacidad conjunta exceptuada de peajes excede el 5% de la capacidad instalada total del sistema eléctrico, los propietarios de los medios de generación señalados en el inciso primero de este artículo deberán pagar además un peaje equivalente a los montos de los peajes exceptuados en virtud de la aplicación del inciso segundo de este artículo <…>. Artículo 7°: Sin perjuicio del cumplimiento de las exigencias de seguridad y calidad de servicio vigentes, las empresas distribuidoras deberán permitir la conexión a sus instalaciones de los PMGD cuando éstos puedan acceder a dichas instalaciones mediante líneas propias o de terceros. Artículo 8°: Las obras adicionales que sean necesarias para permitir la inyección de los excedentes de potencia de los PMGD deberán ser ejecutadas por las empresas distribuidoras correspondientes y sus costos serán de cargo de los propietarios de los PMGD. Para el cálculo de estos costos se considerarán tanto los costos adicionales en las zonas adyacentes a los puntos de inyección, como los ahorros de costos en el resto de la red de distribución, conforme a los criterios y procedimientos establecidos en el Capítulo 3 del presente título. <…> Artículo 29º: Los costos de conexión con cargo al propietario de un PMGD que desea conectarse a las instalaciones de una empresa distribuidora, se determinarán mediante un balance entre los costos adicionales en las zonas adyacentes al PMGD y los ahorros por la operación del PMGD respectivo.

“..En una economía el riesgo solo puede trasladarse, no eliminarse..” Frases Memorables … “..En una economía el riesgo solo puede trasladarse, no eliminarse..” 11

Frases Memorables … “..Es mas fácil subirse a la ola del pensamiento reinante, que hacer un estudio profundo de la situación..” 12