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Financial Assessment of theBenefits of the Electricity ServicesLaw Amendments for NCRE Projects.

EXECUTIVE SUMMARY

Evaluación Económica de losBeneficios de las Modificacionesa la Ley de Servicios Eléctricospara Proyectos de Generacióncon Fuentes de ERNC.

RESUMEN EJECUTIVO

Investment and Development Division // Gerencia de Inversión y Desarrollo

www.corfo.cl/renewableswww.corfo.cl/renovables

CORFOCHILEAN GOVERNMENT

October 2006 // Octubre 2006


EXECUTIVE SUMMARY

Complete version of this report was elaborated for CORFOby Asesorías e Inversiones VALGESTA LTDA.

Pacific Hydro Chile.


This Executive Summary has beenspecially elaborated to be distributedat the First International Meeting onRenewables in Chile.

October 2006

Document print outfi nanced by

Financial Assessment of the Benefi ts of the Electricity ServicesLaw Amendments for NCRE Projects.02

Investment and Development Division // CORFO 03

TABLE OF CONTENTS

1 INTRODUCTION ................................................................................................................. 5

2 OBSTACLES FACED BY NCRE SOURCES IN CHILE .......................................................... 6

3 THE NEW SCENARIOS FOR ASSESSING NCRE PROJECTS ............................................. 7 3.1 Amendments to the law ....................................................................................... 7 3.2 Scenario comparison – with and without fi rst and second short laws ................... 8 3.2.1 Impacts of the Legal Amendments on the Technology Used ................................. 8

4 BASE CASE ANALYSIS .......................................................................................................... 9

5 BUSINESS MODELS ............................................................................................................. 12

5.1 Business Model 1: Energy and Power Sales in the SPOT Market .......................... 12 5.2 Business Model 2: Energy and Power Sales to Unregulated Customers. ............... 12 5.3 Business Model 3: Sale to Distributor .................................................................. 13

6 RESULTS OF THE ANALYSIS ................................................................................................ 13

7 CONCLUSIONS .................................................................................................................... 18


As from the conception of a coordinated power system operation in Chile, all power sources have been subject to similar treatment. As a result, renewable sources (Non-conventional Renewable Energy, NCRE) have not been exploited to their full potential.

This trend has been caused by: High related costs; Little experience in the use of NCRE; Immature markets

Consequently, Chile has been strongly dependent upon fl uctuations in the international markets for traditional energy. This dependence has placed the country in a diffi cult situation due to the shortages in the Argentinean natural gas supply and the constant rise in diesel prices.

Considering that the national power market manages its resources by targeting fi nancial effi ciency (operating safely at the lowest possible cost), NCRE sources have not traditionally attracted much investment, except for more environmentally respectful guidelines aimed at using non-fossil fuel resources. Weighing the international context and the country’s historic dependence on imported fuel -which has made it increasingly dependent on external conditions- it was deemed necessary to create certain incentives to introduce renewable energy technology (such as NCRE) as well as to demystify the market, creating conditions more conducive to investment in renewable power.

These circumstances led to amendments of the laws regulating the power sector, establishing the necessary incentives and opening the market further to facilitate investment in this type of energy source.

Evidently, these amendments led to major changes in the fi nancial behavior of these projects. This report allows the reader to understand and quantify these effects, as well as measure their impact in comparison to the conditions prior to the amendments. As such, the following factors could be analyzed under the new conditions the main business models are the selling of energy and power to: the SPOT market; the distributor; and non-regulated customer (formerly known as “customers not affected by price regulations”.) Additionally, the selling of carbon credits was included in the different scenarios as Chile not only is eligible to the Clean Development Mechanism but also holds a high international raking (between the 2nd and 4th position worldwide) in the carbon market as classifi ed by Point Carbon and the World Bank.

Based on this analysis, we can assess the true effectiveness of the government incentives. Indeed, the amendments also increase the interest in the development of this type of project. The incentives and the reduced existing gap were scrutinized while developing this report to compare the fi nancial conditions from before and after the legal amendments. This allows the fi nancial improvements to be estimated, which would in turn promote the reevaluation of projects that have been previously rejected due to economic considerations, which fi nally we believe will encourage private sector participation in new renewable power ventures.

Given these considerations, this study compares the fi nancial scenarios that emerge from the two present situations:

1. The amendments made to the Electricity Services Law through Laws No. 19.940 (March 13, 2004) and No. 20,018 (May 2005), as well as the Regulations for small Means of Production, S.D. No. 244 (2005), set forth by the Ministry of Finance, published in the Offi cial Gazette on January 17, 2006;

2. Energy prices.

1 INTRODUCTION


Chile’s main power developments include the construction of large power plants exceeding 250 MW of installed capacity. In recent years, and before the problems faced with the Argentinean natural gas supply, construction efforts focused on combined cycle power plants for Compressed Natural Gas (CNG). Future projections call for expanding production capacity via coal and liquifi ed natural gas (LNG) plants, with some backup diesel plants, and a decreasing share of large hydraulic plants north of Region X. The fi rst geothermal projects are expected to be launched as well.

In addition to the lack of economies of scale in smaller size renewable energy projects and the need for improved technology in some areas of energy production, other obstacles hindering investment include:

Technological barriers restricting access to interconnected systems and power distribution centers; Poor knowledge about world NCRE technology development; The national market’s immaturity (e.g. wind power); and Barriers preventing the commercialization of energy that has faced monopsonic powers.

The monopsonic power held by the power distributors has not motivated small-scale power plants -which sell energy at higher prices and face, to a certain point, a greater risk due to their lower level of consumption- to negotiate with local distributors during favorable conditions, severely hampering these projects.

The amendments to the Electricity Services Law, effective as of 2006, create a situation that favors small-scale energy production projects (< 20 MW) based on renewable sources, such as small hydroelectric, wind, biomass, solar, and tidal power plants. Biomass and natural gas co-production projects can also benefi t from these new circumstances.

2 OBSTACLES FACED BY NCRE SOURCES IN CHILE


3.1 AMENDMENTS TO THE LAW

The First Short Law (Law No. 19.940), passed in 2004, and the indications implemented in LawNo. 20.018 establish new conditions for developing NCRE-related projects.

The First Short Law establishes:

Sales guarantees for energy and power in the spot market to any producer, regardless of its size.

Equal treatment conditions for small-scale producers (less than 9 MW) who participate in the spot market, facilitating simplifi ed commercial treatment. This means that these producers sell energy and power at marginal system costs and node prices, respectively.

Juridical access certainty to power grids for energy produced by generators of less than 9 MW.

Regulations for non-conventional power generation and small generation means provided in the General Electricity Services Law (Chapter 35 on).

Complete or partial release from paying grid transmission fees for non-conventional sources of less than 20 MW.

Grid fees are paid as shown in Chart 1.

Source: Estimated by Valgesta Consultores from Law Nº 19.940.

The chart indicates that all power plants under 9 MW are exempt from paying the fee. For plants producing between 9 and 20 MW, the fee will be relative to the total grid use.

The indications for NCRE projects set forth in Law No. 20.018 complement Law No. 19.940. This law specifi es that up to 5% of the total energy supplied to regulated customers by distributors must come from NCRE sources. The purchase price is based on the long-term average price, which is derived from energy and power purchasing bids that can be made by distribution companies.

3 NEW SCENARIOS FOR ASSESSING NCRE PROJECTS

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0 9 20 30MW

Fee Payment

Chart 1: Fee Payment Scale


3.2 SCENARIO COMPARISON - WITH AND WITHOUT FIRST AND SECOND SHORT LAWS

The conditions of relevant scenarios for assessing projects, taking into account the legal amendments, are as follows:

3.2.1 IMPACTS OF THE LEGAL AMENDMENTS ON THE TECHNOLOGY USED

When breaking down impact based on technology, the most important difference is linked to payment for power.

The amendments to the law establish that the SGM releasing their energy into the grid have the right to sell the power at the value of the current marginal cost. Surplus power will be sold at the node price of power (Article 2, Decree 244).

Wind

Mini-Hydro

Biomass

Biogas

0%

55%

85%

85%

<45%

55%

85%

85%

Source: Estimated by Consultores Valgesta

Current MarginalCost or N ode Price

0.9 * node price

0.9 * node price

0.9 * node price

0.9 * node price




With Short LawWithout Short LawWith Short LawWithout Short Law

Firm Power Energy Price Weighting Factor

Technology


In order to select target technologies, the resources available for producing these technologies were considered. Given the geographic location of each interconnected system, of the SING (Interconnected System of the Greater North), and considering the consultant’s own experience, technological options were selected for the Greater North of Chile. This decision was made based on the potential for generation and proximity to potential sites for power substations, as well as resource availability.

For the SING, both wind and biogas are analyzed. Wind power was selected based on the vast potential for wind power in the desert areas, especially around Mejillones and Calama. Since biogas generation is based on domestic waste, it is feasible in some areas near the main cities.

As such, the following was considered for the SING:

Likewise, the same geographic conditions were considered for the SIC grid (Central Interconnected System) to aid in selecting the input site. Potential for wind power was evaluated in: Pan de Azúcar, which is likely to have sites with strong wind resources due to its northern location relatively close to the coast. Concepción, considering the conditions of the area, as well as the fact that the CNE has announced a project there. Valdivia, which is located close to the coast and has high potential for wind power.

Only two substations were evaluated for hydroelectric resources: Concepción, located in southern Chile by the mouth of the Bio Bio River, has an extremely high amount of this resource. Valdivia, which also has great potential for hydroelectric power.

Due to the feasibility of electrical input, biogas production was focused in the areas surrounding Pan de Azúcar, Concepción, and Valdivia. It must be noted that waste is normally transported to areas farther away from the city for treatment.

Biomass was considered for input into substations in Concepción and Valdivia. This resource is more widely available in the south due to the large number of logging companies.

4 BASE CASE ANALYSIS

Source: Own estimates based on this study‘s proposal.

SING

Wind

MejillonesAntofagasta

Iquique

Antofagasta

Iquique

Antofagasta

Iquique

Antofagasta

Iquique

Antofagasta

Iquique

Antofagasta

Iquique

Mejillones

Mejillones

Mejillones

Mejillones

Mejillones

6 MW

18 MW

60 MW

6 MW

18 MW

60 MW

Biogas

Type of Plant Plant Capacity (MW) Input Substation Exit SubstationGrid


Exit substations were selected considering the additional factors of demand and presence of unregu-lated and regulated customers at the sites.

The base cases considered for the SIC are summarized below:

Source: Own estimates based on this study´s proposal

SIC Wind

6 MW

18 MW

60 MW

6 MW

18 MW

60 MW

SIC

Pan de AzúcarPan de AzúcarCerro Navia

CharruaPan de AzúcarCerro Navia


Charrua

Concepción

Valdivia




Charrua

Concepción

Valdivia




Charrua

Concepción

Valdivia

Pan de AzúcarCerro Navia


Charrua

Concepción

Valdivia



Charrua

Concepción

Valdivia



Charrua

Concepción

Valdivia

Type of PlantGrid Plant Capacity (MW) Input Substation Exit Substation


Run-Of-River


Source: Own estimates based on this study´s proposal

SING Biogas

6 MW

18 MW

60 MW

SIC Biomass






Charrua

Concepción

Valdivia




Charrua

Concepción

Valdivia




Charrua

Concepción

Valdivia



Charrua

Concepción

Valdivia



Charrua

Concepción

Valdivia



Charrua

Concepción

Valdivia

6 MW

18 MW

60 MW


In order to correctly assess the implications derived from the legal amendments, particularly regarding investment incentives for NCRE-based power generation and considering the opening of the electricity market, the following business scenarios have been considered:

Energy and Power Sales to the SPOT Market Energy and Power Sales to Unregulated Customers Energy and Power Sales to Regulated Customers (Distribution Companies)

5.1 BUSINESS MODEL 1: ENERGY AND POWER SALES IN THE SPOT MARKET

This business model involves selling to the SPOT market, meaning that prices are based on the electricity system. In this model, only the input of energy and power into the system should be considered. The energy exits at the same input point since the system directly uses the received energy and the power available. The following assumptions are made for this model:

Input and exit at the same point. The price of energy will be at the expected marginal cost of the energy in the system. The price of power will be at the node price. The energy and power input will take place in a main system substation (Mejillones for the SING and Pan de Azúcar, Concepción, and Valdivia for the SIC). Toll fee payment to using the main grid1 and sub-transmition (Mejillones for the SING System and Pan de Azúcar, Concepción and Valdivia for the SIC System).

5.2 BUSINESS MODEL 2: ENERGY AND POWER SALES TO UNREGULATED CUSTOMERS.

Unlike the previous business model, this model does not directly sell to the systems; rather, it makes a direct contract with a customer not subject to price regulations. This is a long-term contract, which means a direct generator-customer negotiation of the terms for energy and power supply, contract termination date, price, quality, and other general conditions. This scheme ensures greater certainty in terms of the business model to be used by the generator.

The following assumptions have been considered in the assessment.

Price of the energy sold to the customer at 67.09 mills / kWh (or US$ 67.09 / MWh) The price of power will be US$ 7 / kW / month. The input fee will be the same as in the previous model, 40% of the affected line. The exit fee will be 20% of the affected grid transmission line and the share of the input to pay the system subtransmission fee.

5 BUSINESS MODELS

1 Generator pays 80% of the toll in their catchment area.


5.3 BUSINESS MODEL 3: SALE TO DISTRIBUTOR

As opposed to the previous two models, this model involves an energy and power distributor, meaning that input enters the system at one point and is sold to a distributor at another point. This model is based on the following assumptions.

The price of energy and power is the highest bid based on the system being assessed. The input will occur in the same substations mentioned previously. The exit will occur according to the system in the main substations used by typical distribution companies, which are: SING ELCDA distributes from the Antofagasta substation. ELIQSA distributes from the Iquique substation. SIC EMELAT distributes from the Pan de Azúcar substation. CHILECTRA distributes from the Cerro Navia substation. CGE (General Electricity Company) distributes from the Charrúa substation.

RESULTS OF THE ANALYSIS

Considering fi rm power for wind energy2 its input increased signifi cantly thereby improving its fi nancial performance. On the other hand, the impact of selling energy and power at marginal cost and node price, respectively, causes a considerable rise due to the combination of power payment effects. It has been shown, however, that this type of project requires the most attention if the aim is to increase their installed capacity in each system.

The greatest impact of Biogas stations, in contrast, is caused by the possibility of selling energy at marginal cost. Overall, biogas projects have an excellent IRR, even before the legal amendments. Therefore, if biogas was attractive before the amendments, it is even more attractive now. The most signifi cant obstacle is the fact that it involves relatively new technology and thereby carries a higher level of risk.

Impacts on small and micro hydroelectric stations come from the exemption from fees and the sale of energy at current marginal cost. Since this type of technology is well-known, it is most accepted by the national energy market. It has also been implemented successfully on several different occasions, demonstrating that the technology is well-developed. The hydroelectric market is dedicated to large plants, but the market for small plants has the potential to mature quickly.

In addition, biomass plants perform excellently, especially in terms of plants and fi rm power generation. As in the case of biogas plants, the technology has not been fully developed and therefore entails a certain level of risk.

6

2 For the purposes of this analysis, constant power was conservatively estimated at 30%


The following tables summarize the behavior of each plant according to the system and business model applied:

SUMMARY OF RESULTS FOR THE IRR IN THE SING

As shown above, the IRR is greatly impacted by the amendments made to the General Electricity Services Law. This is mainly due to the proportional grid fee exemption associated with the right to sell to the Interconnected System that matches the marginal cost of energy and the node price of generated power and to sell to distribution companies (Law No. 19.940, or “First Short Law,” and Law 20.018, or “Second Short Law”).

This effect, however, is greater in 6 MW power plants, primarily due to the fact that they are completely exempt from paying grid transmission fees, while 18 MW power plants are only partially exempt and 60 MW power plants must pay the full fee.

In order to deepen the understanding of the impact of the law amendments, 18 additional scenarios have been built for a wind farm of 60 MW using the following variables:

Toll (variation of 20% higher and lower than the base line scenario) Energy (variation of 20% higher and lower than the base line scenario) Power (variation of 20% higher and lower than the base line scenario) Price of CO2 Emission Reduction Certifi cates (at 12 and 16 Euros per ton, assuming the use of the Link Directive of the European Union) Longitude of the Transmission Line (40,60,70, and 90 km.) Wind Speed (7.5 and 8 m/s)

SING

Wind

Technology Detalle

6 MWIRR

Before LawBefore Law Before Law After LawAfter LawAfter Law

18 MWIRR

60 MWIRRBusiness

ModelSystem

1 Spot Sell, Mejillones

Spot Sell, Mejillones

Injection Mejilloneswithdrawal Antofagasta

Injection Mejillone swithdrawal Iquique

Injection Mejillone swithdrawal de ELECDA

Injection Mejilloneswithdrawal de ELIQSA

Injection Mejilloneswithdrawal Antofagasta

Injection Mejilloneswithdrawal IquiqueInjection Mejillones

withdrawal de ELECDA

Injection Mejilloneswithdrawal de ELIQSA

2

2

3

3

1

2

2

3

3

10.56%

8.57%

9.97%

7.45%

8.77%

19.53%

18.19%

20.99%

18.19%

20.99%

14.02%

11.44%

13.08%

10.34%

11.90%

22.76%

20.75%

23.75%

20.75%

23.75%

9.45%

7.65%

8.98%

6.58%

7.85%

25.41%

23.63%

26.04%

23.63%

26.04%

12.72%

10.39%

11.95%

9.34%

10.83%

28.15%

25.83%

28.45%

25.83%

28.45%

9.40%

7.71%

9.05%

6.64%

7.91%

24.68%

23.78%

26.20%

23.78%

26.20%

12.66%

10.46%

12.02%

9.4%

10.90%

27.34%

25.99%

28.62%

25.99%

28.62%

Biogas


Taking the view of the project developer, the above variables were used to create three baseline scenarios which are: pessimistic, probable, and optimistic. They are explained as follows:

Pessimistic ScenarioThe fi rst scenario considers an NG price of $US 4.50 per MBTU and availability of 100% of natural gas from SALTA power station and 50% availability of gas at the Atacama power station (CC2). LNG price of $US 7.50 per MBTU.

Probable ScenarioThe second scenario considers an NG price of $US 7.50 per MBTU, which implies a spot price much higher due to the unavailability of NG which means an overall much higher production cost.

Optimistic ScenarioFinally, the last scenario considers only an LNG price of $US 8.50 per MBTU which implies a spot price even higher than the previous, due to marginal cost of production.

ADDITIONAL SCENARIOS FOR A 60 MW WIND FARM

ADDITIONAL SCENARIOS FOR A 60 MW WIND FARM

For the evaluations shown in the tables above, the following variables were not considered: Sub Transmission Toll Penalty Factor Toll payment methodology which establishes that the production company must bear 80% of the toll and the other 20% by the customer.

The previous shows that with the optimal location and accessibility of the wind projects in the Greater North, together with energy prices and carbon credits, the internal rate of return is substantially improved. Additionally, the possibility of selling carbon credits under the European Union’s Link Directive as well as having proximity to the main grid are factors of special importance.

Scenarios

Sensibilizations

Toll Fee Energy PowerEconomic

Assessment20%

Lower

Pesimistic (IIR)

Probable (IIR)

Optimistic (IIR)

9,68%

12,44%

13,81%

9,71%

12,47%

13,83%

9,64%

12,41%

13,78%

7,28%

9,69%

10,86%

12,02%

15,11%

16,66%

9,37%

12,17%

13,55%

9,97%

12,71%

14,06%

20%Higher

20%Lower

20%Higher

20%Higher

20%Lower

Sensibilizations

ScenariosEconomic

AssessmentCO2

12 EUR/ Ton 16 EUR/Ton 40 Km. 60 Km. 70 Km. 90 Km. 7,5 m/s 8,0 m/sTransmission Line Wind Speed

Pesimistic (IRR)

Expected (IIR)

Optimistc (IIR)

9,68%

12,44%

13,81%

11,05%

13,70%

15,02%

12,39%

14,93%

16,22%

11,75%

14,69%

16,17%

11,00%

13,88%

15,32%

10,65%

13,50%

14,92%

9,99%

12,78%

14,16%

9,79%

12,58%

13,96%

9,86%

12,67%

14,05%


SUMMARY OF IRR RESULTS IN THE SIC

Wind Technology

Run-Of-River Technology


Biomass Technology

Biogas Technology

As in the case of the SING, there are considerable impacts over the project’s fi nancial behavior, mainly due to the exemption from paying the grid transmission fee, as well as higher system prices during the preliminary project phases. Except for some cases, the law’s impact and the system price fl uctuations create interesting investment potentials in this sector.


CONCLUSIONS

To conclude, the amendments to the law resulted in tangible fi nancial improvements for the projects contained within the study. Likewise, the amendments to the general electricity services law together with the selling of carbon credits have substantially improved the profi tability of Non- Conventional Renewable Energy projects.

It should be noted that the cases analyzed and the results obtained are based on the individual conditions of each plant. The scenarios used in this analysis do not consider all of the particularities found when operating the system under the new legal amendments. For instance, in some cases 60 MW plants were considered with a minimum of fi rm power, even though the amount of power recognized in the system could be less, as in the case of hydroelectric plants.

Naturally, the variation of the conditions and assumptions under which the analysis was executed will affect the results positively and negatively. For example, a better price advantage of Carbon Emission Reduction Certifi cate of around 20% better can improve the IRR of the wind project in the SING system in more than two and up to three percent. The important feature to highlight is that under the current regulatory and market conditions Non-Conventional Renewable Energy projects are feasible and profi table options.

In addition, the fi nancial behavior of the analyzed projects does not necessarily refl ect a specifi c and unique situation; rather, the most important and relevant factor is the impact of the increased fi nancial variables resulting from the aforementioned legal amendments. Therefore, the results presented in this report should not necessarily be considered as the exact results that a particular project will have -either for the IRR or NPW- but rather as the scope and potential for improving the fi nancial behavior as a result of the amendments.

7


RESUMEN EJECUTIVO

CORFOGOBIERNO DE CHILE

Este estudio ha sido preparado para CORFO porAsesorías e Inversiones VALGESTA LTDA.

Impresión financiadapor Pacific Hydro Chile.

Este Resumen Ejecutivo ha sido elaboradoespecialmente para ser distribuidoen el Primer Encuentro Internacionalde Energías Renovables en Chile.

Octubre 2006

Evaluación Económica de los Benefi cios de las Modifi caciones a la Ley de Servicios Eléctricospara Proyectos de Generación con Fuentes de ERNC20

Gerencia de Inversión y Desarrollo // CORFO 21

ÍNDICE

1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 23

2 BARRERAS A LA ENTRADA PARA ERNC EN CHILE .......................................................... 24

3 LOS NUEVOS ESCENARIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PROYECTOS DE ERNC .................................................................................................. 25 3.1 Modifi caciones de la Ley ..................................................................................... 25 3.2 Comparación de escenarios con y sin ley corta 1 y 2 ......................................... 26 3.2.1 Efectos de los cambios de la Ley Según Tecnología Utilizada .............................. 26

4 CASOS BASE ANALIZADOS ................................................................................................ 27

5 MODELOS DE NEGOCIO ................................................................................................... 30 5.1 Modelo de Negocios 1: Venta de Energía y Potencia en el Mercado SPOT. .......................................................................... 30 5.2 Modelo de Negocios 2: Venta de Energía y Potencia a Cliente Libre. .................................................................................................... 30 5.3 Modelo de Negocios 3: Venta a Distribuidor ....................................................... 31

6 RESULTADOS DEL ANÁLISIS .............................................................................................. 31

7 CONCLUSIONES .................................................................................................................. 36


Desde la concepción de la operación coordinada en los sistemas eléctricos en el país, se ha dado en Chile igual trato a todas las fuentes energéticas. Por lo anterior, las alternativas de generación del tipo renovable (Energías Renovables No Convencionales, ERNC) no han sido mayormente explotadas.

Las razones que explican esto han sido: Altos costos asociados; Poca experiencia en su uso; Inmadurez del mercado

La consecuencia ha sido una fuerte dependencia del comportamiento de los mercados internacionales que proveen energía tradicional. En particular, esta dependencia ha puesto a Chile en una situación compleja derivada de los cortes de suministro de gas natural desde Argentina hacia Chile y las con-stantes alzas del precio del diesel.

Considerando que el mercado eléctrico nacional administra sus recursos buscando la efi ciencia económica (operar con seguridad al menor costo posible), las ERNC no habían resultado plenamente en un atractivo para invertir, salvo por las directrices más respetuosas del medio ambiente en aras de utilizar recursos que no fueran combustibles fósiles. Sin embargo, en el contexto internacional que se estaba presentando y considerando la histórica dependencia del país a la importación de combustibles, que lo hacía cada vez más dependiente de condiciones externas, se consideró importante formular algunos incentivos a la incorporación de tecnologías renovables (como son las ERNC) así como des-mitifi car el mercado creando condiciones más abiertas a la inversión en dichas fuentes energéticas.

Esto último signifi có entonces que se realizaran modifi caciones a las leyes que regulan el sector eléc-trico (leyes corta 1 y 2), de modo que mediante éstas se fi jaran los incentivos necesarios y se abriera más el mercado, a fi n de que se realizaran inversiones en este tipo de fuentes energéticas.

Obviamente, lo anterior trajo consigo cambios importantes en el comportamiento económico que tenían estos proyectos, lo cual justifi ca la realización del presente estudio. Así, el marco de este informe permite comprender dichos efectos, cuantifi carlos y medir su impacto, en desmedro de las condiciones que se tenían antes de que fueran promulgadas las modifi caciones legales. De esta forma, las principales opciones de negocio son venta de energía y potencia a: (i) mercado SPOT, (ii) distri-buidores y/o generadores (venta a precio nudo), y (iii) clientes libres (formalmente no sometidos a regulación de precios). Dichas opciones muestran el marco de las nuevas condiciones presentadas. Adicionalmente, se consideró la venta de certifi cados de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, toda vez que Chile ostenta una posición privilegiada en el mercado del carbono.

Lo anterior permite evaluar la efectividad real de los incentivos puestos por la autoridad, así como incrementar el interés por el desarrollo de esta clase de proyectos. Dicho incentivo, así como la dis-minución o eliminación de barreras existentes hasta antes de la ley, se someten a escrutinio en el desarrollo del presente informe. Ello, porque se comparan las condiciones económicas que se pre-sentaban hasta antes de las citadas modifi caciones legales, con las nuevas condiciones derivadas de las mismas. Así, se pueden estimar las mejoras económicas que se obtienen para este tipo de proyec-tos, lo que fi nalmente creemos estimulará a que muchos proyectos, que anteriormente fueron des-cartados por razones fi nancieras, hoy sean reevaluados. Esto incentivará fi nalmente la participación y desarrollo de nuevos emprendimientos por parte del sector privado.

Dado lo anterior, este estudio realiza una comparación de los escenarios económicos que surgen a raíz de dos situaciones que existen actualmente:

1. Las modifi caciones a la Ley de Servicios Eléctricos, introducidas a través de las leyes Nº 19.940 de 13 de marzo de 2004 y Nº 20.018, de mayo de 2005, así como el Reglamento para los pequeños Medios de Generación, D.S. Nº 244, de 2005, del Ministerio de Economía, publicado en el Diario Ofi cial el 17 de enero de 2006;

2. Los precios de la energía.

1 INTRODUCCION


BARRERAS A LA ENTRADA PARA ERNC EN CHILE

El principal desarrollo eléctrico en Chile se ha dado con la construcción de grandes centrales, por sobre 250 MW de potencia instalada. En los últimos años y hasta la contingencia de abastecimiento de gas natural proveniente desde Argentina, prevaleció la construcción de centrales de ciclo combi-nado a Gas Natural Comprimido (GNC). La situación que se visualiza a futuro es una expansión de la capacidad de generación a través de centrales a carbón y gas natural licuado (GNL), con algunas centrales de respaldo a diesel y una participación menor de la gran hidráulica al norte de la X región. Así también, se esperan los primeros desarrollos de la geotermia.

Además de la inexistencia de economías de escala en los proyectos basados en energía renovable y la falta de madurez tecnológica en algunos tipos de energía, existen otras barreras que han desincen-tivado la inversión. Entre las principales barreras se cuentan:

Barreras técnicas que restringían el acceso a los sistemas interconectados y a los centros de despacho de carga; Desconocimiento en el desarrollo a nivel mundial de algunas tecnologías de ERNC; Falta de madurez del mercado nacional (ej. Energía eólica) Barreras para la comercialización de la energía que ha enfrentado poderes monopsónicos; y Barreras para el fi nanciamiento de los proyectos.

A su vez, la posición monopsónica de las empresas distribuidoras no ha incentivado plenamente que centrales de pequeña escala puedan negociar con un distribuidor a escala local en condiciones favo-rables, lo que ha limitado el desarrollo de estos proyectos.

En tal circunstancia, las modifi caciones a la Ley de Servicios Eléctricos a partir de 2006, establecen un escenario favorable al desarrollo de proyectos de generación eléctrica para unidades de pequeño tamaño (< 20 MW) sobre la base de fuentes renovables, tales como pequeñas centrales hidráulicas, eólicas, geotérmicas, a biomasa y solar. También se incluyen la cogeneración a biomasa y gas natural dentro de las fuentes que pueden benefi ciarse de estas nuevas disposiciones.

2


LOS NUEVOS ESCENARIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PROYECTOS DE ERNC

3.1 MODIFICACIONES DE LA LEY

Las nuevas condiciones para el desarrollo de proyectos en base a ERNC se establecen en la Ley 19.940 del 2004 (Ley Corta I) y las indicaciones que realiza la Ley 20.018.

La Ley Corta I establece:

Garantía de venta de energía en el mercado spot al costo marginal instantáneo y de los excedentes de potencia al precio de nudo de potencia.

Condiciones no discriminatorias para los pequeños generadores (menores a 9 MW) que participen en ese mercado, permitiéndoles un tratamiento comercial simplifi cado. Esto signifi ca la posibilidad de vender energía a precio de nudo.

Certeza jurídica de acceso a las redes de distribución para evacuar la energía generada para genera-dores menores a 9 MW.

Reglamento para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación esta-blecida en la Ley general de servicios eléctricos (capítulo 35 y siguientes).

Liberación total o parcial del pago de peajes de transmisión troncal para las fuentes no convencio-nales menores a 20 MW.

Para el caso del pago del peaje por transmisión a través del sistema Troncal, éste tiene el siguiente comportamiento.

Fuente: Elaboración de Valgesta Consultores a partir de Ley 19.940.

El gráfi co indica que todas las centrales menores a 9 MW de potencia están exentas del pago de peaje. Para los medios que se encuentren entre 9 MW y 20 MW el pago será proporcional al uso del sistema troncal.

Por su parte, las indicaciones que realiza la Ley 20.018, que viene a complementar a la Ley N° 19.940, respecto de las ERNC, establecen 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, siendo el precio de compra el precio medio de largo plazo, el cual se obtiene de las licitaciones de compra de energía y potencia que podrán realizar las empresas de distribución.

3

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0 9 20 30MW

Pago x Peaje

Gráfico 1: Comportamiento del Pago por Peaje


3.2 COMPARACION DE ESCENARIOS CON Y SIN LEY CORTA I Y II

La situación de los escenarios relevantes para la evaluación de proyectos considerando las modifi ca-ciones legales se describen a continuación:

3.2.1 EFECTOS DE LOS CAMBIOS DE LA LEY SEGÚN TECNOLOGÍA UTILIZADA

Para el caso de la diferenciación por tecnología, básicamente la diferencia más importante está rela-cionada con el pago por potencia.

Con las modifi caciones a la ley, se establece que los PMG que evacuen su energía al sistema, tienen derecho a vender ésta al valor del costo marginal instantáneo. Los excedentes de potencia, se venderán al precio de nudo de la potencia (Artículo 2° del decreto 244).

Tecnología

Eólica

Mini Hidro

Biomasa

Biogás

0%

55%

85%

85%

<45%

55%

85%

85%

0.9*nudo

0.9*nudo

0.9*nudo

0.9*nudo

Costo Mg.Instantáneo o nudo




Potencia firme

Sin Ley Corta Con Ley Corta Sin Ley Corta Con Ley Corta

Ponderador precio de energía

Fuente: Elaboración Consultores Valgesta

Escenario “SIN” Leyes Cortas I y II

Pago de los costos de transacción: Los Pequeños Medios de Generación (PMG) debían tener un representante ante el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), a quien debía pagar un porcentaje de sus ventas para que lo representara.

Pago de peaje troncal: Todos aquellos que ejerzan un grado de influencia sobre los flujos que se produzcan en el Sistema Troncal, deben pagar los costos por uso de sistema, lo cual se realizará a través del pago de los peajes.

Pago por potencia firme: No se reconoce potencia a algunos generadores, o se castigaba la incertidumbre y el riesgo de estas tecnologías, disminuyendo drásticamente la potencia que se les reconoce o pagándola a menor precio.

Cumplir con los requerimientos de despacho del CDEC: Quienes pertenezcan a un Sistema Eléctrico de Potencia, deben cumplir con los requerimientos que le efectúe el Coordinador del Sistema, tanto para los compromisos de generación de energía y de potencia.

Escenario “CON” Leyes Cortas I y II

Pago de los costos de transacción: Derecho a vender su energía y potencia al costo marginal del sistema y al precio de nudo de la potencia, respectivamente. No necesita representación y participa libremente de las reliquidaciones de energía y potencia en el CDEC.

Liberación del pago de peaje troncal: de manera total o parcial, según corresponda, se libera del pago de peaje por uso del sistema troncal para las centrales de ERNC con potencia menor a 20 MW.

Pago por potencia firme: En virtud de su proyección de generación esperada, o bien de sus antecedentes históricos, se calcula su potencia firme, siguiendo los procedimientos indicados en el DS Nº 62 del 01 de febrero de 2006.

Autodespacho: Anteriormente no se contemplaba dicha figura para los coordinados. Ahora se establece esta figura y, en consecuencia, se liberan las restricciones de tener que comprometer niveles de inyección que no se dispongan.


CASOS BASE ANALIZADOS

Para la selección de las tecnologías se consideraron los recursos disponibles para su utilización en fun-ción de las condiciones climáticas y geográfi cas. Lo anterior signifi ca que dada la ubicación de cada sistema interconectado del país, del Sistema Interconectado del Norte Grande, SING, y basándose en la experiencia propia del consultor, se seleccionaron las opciones tecnológicas para el Norte Grande tomando como base el potencial de generación y la cercanía a los puntos potenciales de ubicación de las centrales de las subestaciones eléctricas, en función de la disponibilidad de los recursos.

Las tecnologías analizadas en el SING son Eólica y Biogás. La tecnología eólica, se selecciono basán-dose en el gran recurso eólico disponible que tienen las zonas desérticas, especialmente en la zona de Mejillones, así como en zonas cercanas a Calama. En el caso del Biogás, éste es factible de realizar principalmente en aquellas zonas asociadas a la generación de residuos sólidos urbanos.

Así, para el SING se tiene lo siguiente:

Así también, para el Sistema Interconectado Central, SIC, se consideraron las mismas condiciones geográfi cas a fi n de determinar la zona de inyección. Por ello, el recurso eólico fue evaluado en: Pan de Azúcar, debido a encontrarse en una zona norte y relativamente cercana a la costa, por lo que es más factible encontrar puntos con buen recurso. Concepción, considerando las condiciones de dicha zona, así como teniendo presente que la propia CNE ha informado la realización de un proyecto en tal ubicación. Valdivia, por ubicación cercana a la costa y con alto potencial eólico.

Así también el recurso hidráulico fue evaluado sólo en dos subestaciones, debido a las razones que se indican a continuación: Concepción, zona del sur y donde desemboca el río Bio-Bio, donde se dispone de una altísimo nivel de recurso. Valdivia, zona donde se reconoce su importante potencial de recurso hídrico.

4

SING

Eólica

MejillonesAntofagasta

Iquique

Antofagasta

Iquique

Antofagasta

Iquique

Antofagasta

Iquique

Antofagasta

Iquique

Antofagasta

Iquique

Mejillones

Mejillones

Mejillones

Mejillones

Mejillones

6 MW

18 MW

60 MW

6 MW

18 MW

60 MW

Biogás

Tipo de Planta Capacidad de Planta (MW) Subestación Inyección Subestación Retiro

Fuente: Elaboración propia basada en la propuesta del presente estudio.


Biogás, fue ubicado en las zonas de Pan de Azúcar, Concepción y Valdivia, debido principalmente a la disponibilidad de inyección eléctrica. Es necesario recordar que la basura normalmente es trasladada a zonas más apartadas para su tratamiento.

Biomasa, inyectando en las subestaciones de Concepción y Valdivia, debido a que el recurso es de mayor disponibilidad en el Sur debido a la gran cantidad de empresas madereras, quienes principal-mente cuentan con dicho recurso

A continuación se resumen los casos base considerados para el SIC:

Fuente: Elaboración propia basada en la propuesta del presente estudio

6 MW

18 MW

60 MW

SIC Eólica

SIC

Tipo de PlantaSistemaCapacidad dePlanta (MW)

SubestaciónInyección

SubestaciónRetiro



SubestaciónRetiro


CharrúaPan de AzúcarCerro Navia


Charrúa

Concepción

Valdivia




Charrúa

Concepción

Valdivia




Charrúa

Concepción

Valdivia



Charrúa

Concepción

Valdivia



Charrúa

Concepción

Valdivia



Charrúa

Concepción

Valdivia

6 MW

18 MW

60 MW

Central de Pasada


Fuente: Elaboración propia basada en la propuesta del presente estudio

Además de lo indicado, es importante precisar que la subestación de retiro fue escogida en función de las demandas que se presentan en ellas, así como la presencia de clientes libres y regulados conecta-dos a dichos puntos.

SIC Biogás

6 MW

18 MW

60 MW

6 MW

18 MW

60 MW

SIC Biomasa



SubestaciónRetiro



SubestaciónRetiro

Pan de AzúcarPan de Azúcar

Cerro NaviaCharrúa



Charrua

Concepción

Valdivia




Charrúa

Concepción

Valdivia




Charrúa

Concepción

Valdivia



Charrúa

Concepción

Valdivia



Charrúa

Concepción

Valdivia



Charrúa

Concepción

Valdivia


MODELOS DE NEGOCIO

A fi n de evaluar correctamente las implicaciones que se obtienen a partir de las modifi caciones lega-les, en particular en aspectos de incentivos a la inversión en fuentes de generación a partir de ERNC, junto con la apertura del mercado eléctrico, se han considerado los siguientes modelos de negocio:

Modelo de Negocios 1: Venta de Energía y Potencia en el Mercado SPOTModelo de Negocios 2: Venta de Energía y Potencia a Clientes No Sometidos a Regulación de Precio (Clientes Libres)Modelo de Negocios 3: Venta de Energía y Potencia a Clientes Sometidos a Regulación de Precio (Empresas de Distribución)

5.1 MODELO DE NEGOCIOS 1: VENTA DE ENERGÍA Y POTENCIA EN EL MERCADO SPOT.

Este modelo de negocios corresponde a la venta al mercado SPOT, es decir, a precio de sistema eléc-trico. En éste, se debe considerar sólo la inyección de energía y potencia al sistema, tomando el retiro en el mismo punto donde se inyecta la energía, ya que es el sistema que directamente hace uso de la energía inyectada y la potencia disponible. Para ello, se asumieron los siguientes supuestos:

Inyección y retiro en un mismo punto.Precio de la energía será al costo marginal esperado de la energía en el sistema.El precio de la potencia será al precio de nudo de la potencia.La inyección de la energía y potencia se realizará en una subestación principal de los sistemas (Mejillones para el SING y Pan de Azúcar, Concepción y Valdivia en el SIC).Peaje por uso del sistema troncal1 y de subtransmisión (Mejillones para el SING y Pan de Azúcar, Concepción y Valdivia en el SIC).

5.2 MODELO DE NEGOCIOS 2: VENTA DE ENERGÍA Y POTENCIA A CLIENTE LIBRE.

Este modelo, a diferencia del anterior, no implica una venta directa a los sistemas, si no que considera la realización de un contrato directo con un cliente no sometido a regulación de precios. Este con-trato es a futuro, por lo que las condiciones de suministro de energía y potencia, fecha de término del contrato y otras condiciones generales del mismo, se negocian directamente entre el generador y el cliente. Esto permite al cliente negociar las condiciones de precio y calidad, dando así mayor cer-tidumbre en cuanto al modelo de negocio que mantendrá el generador.

Para este se han considerado los siguientes supuestos en la evaluación.

Precio de la energía vendida a cliente de 67,09 mills por kWh (ó 67,09 US$/MWh).El precio de la potencia será de 7 US$/kW/mes.El peaje de inyección será al igual que en el caso anterior, el 40% de la línea infl uenciada.El peaje de retiro será del 20% de la línea de transmisión troncal infl uenciada y la proporción de la inyección para el pago del peaje por uso de sistema de subtransmisión.

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1 La metodología del pago por peaje indica que el generador se debe hacer cargo del 80%, y el cliente del 20% del pago del peaje por uso de las instalaciones del sistema troncal. Esto implica que los generadores pagarán el 80% del peaje en la zona que influencian (zona de influencia), es decir, en donde el sentido del flujo de la potencia se debe a la inyección que están realizando o donde ejerce n una influencia en los flujos.


5.3 MODELO DE NEGOCIOS 3: VENTA A DISTRIBUIDOR

Este tipo de negocio, a diferencia de los otros dos analizados anteriormente, se realiza con el distri-buidor de la energía y potencia en el sistema, lo cual implica inyectar en un punto del sistema y vender en otro a un distribuidor. Para este modelo de negocios es necesario realizar los siguientes supuestos.

El precio de la energía y de la potencia, será el máximo de la licitación según el sistema que seevalúe.La inyección se realizará en las mismas subestaciones indicadas anteriormenteLos retiros se efectuarán según sistema en subestaciones principales usadas por empresas típicas de distribución, siendo

SING Retiro de la empresa ELCDA en la subestación Antofagasta. Retiro de la empresa ELIQSA en la subestación Iquique. SIC Retiro de la empresa EMELAT en la subestación Pan de Azúcar Retiro de la empresa CHILECTRA en la subestación Cerro Navia. Retiro de la empresa CGE (Compañía General de Electricidad) en la subestación Charrúa.

RESULTADOS DEL ANÁLISIS

Analizando cada tecnología, para el caso eólico se tiene que producto de reconocer potencia fi rme2, sus ingresos aumentan notoriamente mejorando su desempeño económico. Por otro lado, el efecto de vender la energía y la potencia a costo marginal y precio de nudo, respectivamente, generan un aumento signifi cativo, producto de que se mezclan los efectos del pago por potencia. Sin embargo, se evidencia que este tipo de proyectos son los que mayor atención requieren si se desea aumentar la capacidad instalada de ellos en cada sistema.

Respecto de las unidades a Biogás, y a diferencia del caso eólico, lo que genera mayor impacto es la posibilidad de efectuar venta de energía a costo marginal. Este tipo de proyectos en general manifi es-tan un excelente comportamiento de la TIR, incluso en condiciones ex ante de la ley. Por tanto, si antes era un proyecto atractivo, ahora lo es con mayor razón aún. La barrera estará más cifrada en el hecho de que es una tecnología relativamente nueva con un mayor grado de riesgo.

Para las pequeñas y micro centrales hidráulicas, el impacto viene dado por la exención del pago de los peajes, y la venta de energía a costo marginal instantáneo. Este tipo de tecnología es la que más aceptación tiene en el mercado eléctrico nacional, debido a que es más conocida. Además, en térmi-nos de ingeniería, existen excelentes y numerosas experiencias al respecto. Por lo tanto se trata de un mercado consagrado a nivel de grandes centrales, con potencialidad de que madure rápidamente el mercado de las pequeñas centrales.

Respecto de las unidades Biomasa, son tecnologías que tienen un excelente desempeño, principal-mente a nivel de factor de planta y de reconocimiento de potencia fi rme. Cuenta con condiciones similares a las de las unidades a biogás, aún cuando es una tecnología que no se encuentra plena-mente madura, aumentando por ende su nivel de riesgo.

6

2 Para efectos del análisis, la potencia fi rme se estipuló, modestamente, en 30%


Los siguientes cuadros resumen dan cuenta del comportamiento de cada unidad según el sistema y el modelo de negocio considerado:

Resumen de Resultados para la TIR en el SING

Según se observa, existe un importante efecto en el comportamiento que tiene la TIR cuando se toman las modifi caciones a la Ley General de Servicios Eléctricos. Esto se ajusta principalmente, según se había dicho, producto de la exención proporcional de pagar peajes en el sistema troncal, asociado al derecho de vender al Sistema Interconectado que corresponda, a costo marginal la energía, y a precio de nudo la potencia generada, o vender a las empresas de distribución (Ley 19.940, o “ley corta I” y Ley 20.018, o “ley corta II”).

Sin embargo dicho efecto es mayor en la central de 6 MW, debido principalmente al hecho de que se encuentra totalmente exenta del pago de los peajes de transmisión troncal, mientras que la de 18 MW es proporcional su exención y la de 60 debe pagar la totalidad de dicho peaje.

Adicionalmente, y para efectos de profundizar el análisis se ha desarrollado una sensibilización sobre la base de 18 escenarios alternativos para una central eólica de 60 MW, con las siguientes variables, a saber:

Peaje (variación de 20% mayor y menor sobre escenario base)Energía (variación de 20% mayor y menor sobre escenario base)Potencia (variación de 20% mayor y menor sobre escenario base)Precio de Certifi cados de Reducción de Emisiones de CO2 (a 12 y 16 euros por tonelada, asumiendo el uso de la Link Directive de la Unión Europea)Extensión de la línea de transmisión (40, 60, 70 y 90 km.)Velocidad de viento (7,5 y 8 m/s)

SING

Eólico

Tecnología Detalle

6 MWTIR

Antes Ley Después Ley Antes Ley Después Ley Antes Ley Después Ley

18 MWTIR

60 MWTIRModelo de

NegociosSistema

1 Venta Spot Mejillones

Inyección Mejillonesretiro Antofagasta

Inyección Mejillonesretiro Iquique

Inyección Mejillonesretiro de ELECDA

Inyección Mejillonesretiro de ELIQSA

Venta Spot Mejillones

Inyección Mejillonesretiro Antofagasta

Inyección Mejillonesretiro Iquique

Inyección Mejillonesretiro de ELECDA

Inyección Mejillonesretiro de ELIQSA

2

2

3

3

1

2

2

3

3

10.56%

8.57%

9.97%

7.45%

8.77%

19.53%

18.19%

20.99%

18.19%

20.99%

14.02%

11.44%

13.08%

10.34%

11.90%

22.76%

20.75%

23.75%

20.75%

23.75%

9.45%

7.65%

8.98%

6.58%

7.85%

25.41%

23.63%

26.04%

23.63%

26.04%

12.72%

10.39%

11.95%

9.34%

10.83%

28.15%

25.83%

28.45%

25.83%

28.45%

9.40%

7.71%

9.05%

6.64%

7.91%

24.68%

23.78%

26.20%

23.78%

26.20%

12.66%

10.46%

12.02%

9.4%

10.90%

27.34%

25.99%

28.62%

25.99%

28.62%

Biogás


Todas las variables anteriores se corrieron para tres escenarios base, considerados desde la per-spectiva del desarrollador del proyecto, pesimista, esperado y optimista, los cuales se explican a continuación:

Escenario PesimistaEste primer escenario considera la utilización de GN a 4,5 US$/MBTU y con las Centrales SALTA con un 100% de abastecimiento de gas, y CC2 de Gas Atacama a un 50% de abastecimiento. Además con GNL a 7,5 US$/MBTU.

Escenario EsperadoEste segundo escenario considera la utilización solo de GNL a 7,5 US$/MBTU, lo que implica un pre-cio spot mucho más alto debido al no tener abastecimiento de Gas, lo que a su vez también implica un mayor costo de generación.

Escenario OptimistaPara este último escenario se considera la utilización sólo de GNL a un precio de 8,5 US$/MBTU, lo que implica un precio spot más alto que el escenario anterior, debido al costo marginal de generación.

ESCENARIOS ADICIONALES PARA UNA CENTRAL EÓLICA DE 60 MW

ESCENARIOS ADICIONALES PARA UNA CENTRAL EÓLICA DE 60 MW

Para las evaluaciones y sensibilizaciones correspondientes a los resultados en las tablas, no se uti-lizaron las siguientes variables:

Peajes de Sub TransmisiónFactor de Penalización Metodología del pago por peaje, la cual indica que el generador se debe hacer cargo del 80%, y el cliente del 20% del pago. Esta metodología no será aplicada en la presente evaluación.

Lo anterior muestra que, en ciertas condiciones asociadas a localización y accesibilidad óptimas del proyecto, junto con precios de energía y bonos de carbono favorables, los proyectos eólicos en el Norte Grande mejoran sustancialmente su rentabilidad privada. Especial relevancia tiene la posibili-dad de vender Bonos de Carbono bajo la Link Directive de la Unión Europea así como la cercanía de la granja eólica a las líneas de transmisión del Sistema.

EscenariosSensibilizaciones

Peaje Energía PotenciaEvaluaciónEconómica

20% Menos

Pesimista (TIR)

Esperado (TIR)

Optimista (TIR)

9,68%

12,44%

13,81%

9,71%

12,47%

13,83%

9,64%

12,41%

13,78%

7,28%

9,69%

10,86%

12,02%

15,11%

16,66%

9,37%

12,17%

13,55%

9,97%

12,71%

14,06%

20% Más 20% Menos 20% Más 20% Menos 20% Más

SensibilizacionesEscenarios

EvaluaciónEconómica

CO212 EUR/Ton 16 EUR/Ton 40 Km. 60 Km. 70 Km. 90 Km. 7,5 m/s 8,0 m/s

Línea Velocidad Viento

Pesimista (TIR)

Esperado (TIR)

Optimista (TIR)

9,68%

12,44%

13,81%

11,05%

13,70%

15,02%

12,39%

14,93%

16,22%

11,75%

14,69%

16,17%

11,00%

13,88%

15,32%

10,65%

13,50%

14,92%

9,99%

12,78%

14,16%

9,79%

12,58%

13,96%

9,86%

12,67%

14,05%


Tecnología Central de Pasada

RESUMEN DE RESULTADOS PARA LA TIR EN EL SIC

Tecnología Eólica


Tecnología Biomasa

Tecnología Biogás

Al igual que en el caso del SING, se presentan efectos bastante notorios en el comportamiento económi-co del proyecto, principalmente por la exención del pago del peaje por uso de sistema de transmisión Troncal, a lo que se agrega el hecho de que los precios de sistema con que se cuenta en las primeras etapas del proyecto son elevados. Salvo algunos casos, el efecto de la ley y el comportamiento de los precio del sistema hacen interesante las posibilidades de inversión en este sector.


CONCLUSIONES

A modo de conclusión del análisis del estudio se puede decir que, para todos los casos evaluados, las modifi caciones a ley permiten mejoras concretas en las condiciones económicas de estos proyectos. Así, las modifi caciones realizadas a la Ley General de Servicios Eléctricos, sumado a la utilización de créditos de carbono, rentabilizan el desarrollo de proyectos de generación con ERNC.

Los proyectos analizados corresponden a casos “tipo” que de alguna manera son representativos de condiciones esperadas para el comportamiento de este tipo de centrales y para el desenvolvimiento del mercado eléctrico en el horizonte de evaluación de los proyectos, de acuerdo a prácticas de uso común y aceptadas en el sector. En particular, es imposible modelar todas y cada una de las condi-ciones que afectan a cada central en particular. Sin embargo, los escenarios mostrados constituyen un marco de referencia sólido a partir del cual el desarrollador de un proyecto puede estimar, en una primera aproximación, el desempeño esperado de la central.

Naturalmente, la variación de las condiciones y supuestos bajos los cuales se realizó la modelación afectará los resultados, positiva o negativamente. Por ejemplo, un mejor precio de venta de Certifi -cados de Reducción de Emisiones de Carbono del orden de 20% puede mejorar la Tasa Interna de Retorno de un proyecto eólico en el SING en más de 2 y hasta 3 puntos porcentuales. Un escenario de este tipo de acuerdo a los analistas, es perfectamente plausible. Lo importante es mostrar que, ya en las condiciones actuales, los proyectos de generación de energía eléctrica sobre la base de fuentes renovables para las tres tecnologías estudiadas, son rentables desde la perspectiva estrictamente privada.

En ese sentido, el comportamiento económico de los proyectos analizados, no necesariamente refl eja una condición específi ca y única, ya que lo realmente importante y relevante es el efecto que tiene en el proyecto el incremento en las variables económicas debido a la incorporación de las modifi cacio-nes legales descritas. Por tanto, los resultados entregados no necesariamente deben considerarse como los que podría tener un proyecto particular, ya sea para la TIR o el VAN, sino más bien como el rango y potencial de mejorar el comportamiento económico producto de las modifi caciones legales.

Finalmente, el análisis presentado demuestra que las ERNC son una opción enteramente viable para el país a pesar de que muchos analistas por desinformación aún sigan sosteniendo que estos proyectos no son rentables desde un punto de vista privado.

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EXECUTIVE SUMMARY


RESUMEN EJECUTIVO

Investment and Development Division // Gerencia de Inversión y Desarrollo

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October 2006 // Octubre 2006

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