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Autogeneración con FNCER: Una oportunidad para Colombia
SER Colombia - ProColombiaBogotá, 13 de agosto de 2018
• Contexto institucional y legal• Resolución CREG 030 de 2018
Definiciones Proceso de conexión Factura y remuneración
Resolución CREG 015 de 2018 Remuneración Respaldo AG
Objetivo
Agenda
• Contexto institucional y legal• Resolución CREG 030 de 2018
Definiciones Proceso de conexión Factura y remuneración
Resolución CREG 015 de 2018 Remuneración Respaldo AG
Objetivo
Agenda
Objetivo
Roles institucionales del sector
Política
Regulación
Planeación
Vigilancia y control
Competencia
Proyectos ZNI
Contexto institucional
Planeación
Sectores regulados
Control - vigilanciaPolítica sectorial
ENERGÍA ELÉCTRICA
GAS COMBUSTIBLE
COMBUSTIBLES LÍQUIDOS
Usuarios finales
GLP
Funciones de la Comisión
Energía eléctrica
- Ley 142/94
- Ley 143/94
Gas combustible
- Ley 142/94
GLP
- Ley 142/94
Combustibles líquidos
- Decreto Ley 4130/11
- Decreto 1260/13
Ley 1715 de 2014
Política pública en autogeneración a
gran escala
Decreto 2469 de 2014
Resolución a consulta
Res. CREG 175/14
Resolución autogeneración a gran
escala -SIN
Res. CREG 024/15
Política pública en autogeneración a pequeña escala
Decreto 348 de 2017
Resolución a consulta - SIN
Res. CREG 121/17
Resolución Autogeneración pequeña
escala y GD - SIN
Res. CREG 030/18
Resolución a consulta - ZNI
Res. CREG 001/18
Resolución Autogeneración - ZNI
Res. CREG 038/18
Objetivo
Autogeneración a pequeña escala y
Generación Distribuida en el SIN
Resolución CREG 030 de 2018
• Contexto institucional y legal• Resolución CREG 030 de 2018
Definiciones Proceso de conexión Factura y remuneración
Resolución CREG 015 de 2018 Remuneración Respaldo AG
Objetivo
Agenda
Resolución CREG 030 de 2018
Analizamos la experiencia internacional e identificamos buenas
practicas
La resolución tiene como objetivo definir mecanismos fáciles y sencillos para que los pequeños productores de energía
eléctrica puedan vender sus excedentes al sistema
Definiciones
Fuentes convencionales de energía, FCE
Grandes aprovechamientos hidráulicos
Gas natural
Carbón
Combustibles líquidos
Fuentes no convencionales de energía, FNCE
Energía Nuclear
Fuentes no convencionales de energía renovables, FNCER
Eólica, Geotérmica, Solar, Mares, biomasa y Pequeños aprovechamientos hidráulicos
Clasificación de fuentes de energía
Definiciones
Autogenerador a gran escalaUsuarios de grandes industrias y comercios
con capacidad mayor a 1.000 kW
Generador distribuidoCorresponde a una empresa de generación con una planta pequeña conectada a las redes de distribución y con una capacidad menor o igual a 100 kW
Autogenerador a pequeña escalaUsuarios residenciales, pequeñas industrias y
comercios, capacidad menor o igual a 1.000 kW
Menor o igual a 100 kW Entre 100 kW y 1.000 kW
Definiciones
Comercializador incumbente o integradoEs el prestador del servicio que está integrado con quien opera la red
ComercializadorEs el prestador del servicio que no realiza la actividad de distribución
28Empresas de distribución
Operadores de Red
Proceso de conexión
Las empresas (operadores de red) en su portal web, deben publicar la disponibilidad de sus redes para realizar la conexión.
Fuente: http://www.electrohuila.com.co/RES030.aspx
Publicación en hoja de cálculo, 30 abril de 2018 Sistema en línea, 1 de octubre de 2018
Proceso de conexión
En el portal web del prestador del servicio encontrará un formato en línea para que haga la solicitud de autorización de conexión, ingresando información básica sobre su instalación.
http://www.electrocaqueta.com.co/http://201.236.222.165:51000/Usuarios/Create
Proceso de conexión
Fuente: https://www.codensa.com.co/resolucion-creg-030
Formulario de conexiónsimplificado OR, 30 abrilde 2018
Formulario estándar país,julio de 2018(pendiente revisión CREG)
Proceso de conexión
A través de la página web del prestador del servicio, usted podrá adelantar todo el trámite y verificar el estado de su solicitud en cualquier momento.
Menor o igual a 100 kW
Recuerde:
El plazo de respuesta: 5 días hábiles.
La aprobación tiene vigencia de 6 meses.
Ante el rechazo, el operador de red debe justificar técnicamente la decisión y señalar los incumplimientos que deben subsanarse.
Si el rechazo es por indisponibilidad de la red, el operador de red debe precisar las obras requeridas.
Sistema en línea, 1 deoctubre de 2018
Proceso de conexión
Una vez aprobada la conexión usted cuenta con seis meses para realizar la instalación desu sistema de autogeneración. Si deja pasar este tiempo, deberá realizar nuevamente eltrámite.
Recuerde:
Si no emplea la capacidad asignada, ésta se libera para ser empleada por otro usuario.
La instalación interna debe cumplir con el reglamento RETIE expedido por el Ministerio de Minas y Energía.
Emplear materiales que cumplan normas técnicas.
El usuario puede escoger el proveedor de los materiales e inclusive del medidor.
Menor o igual a 100 kW
Proceso de conexión
Cuando termine de instalar sus equipos, el operador de red revisará y podrá efectuaralgunas pruebas a los equipos para verificar su correcta operación y procederá aconectarlo a la red.
Menor o igual a 100 kW
Recuerde:
La visita se realiza 2 días antes de la puesta en operación.
La fecha de entrada en operación la informa el usuario en su solicitud.
Si se requieren ajustes se programa nueva visita 7 días hábiles después de la primera.
Si el resultado de la segunda visita no es satisfactorio se programan nuevas visitas a costo del usuario.
Proceso de conexión
Cuando todo esté en orden, el operador de red lo conectará y usted podrá iniciar la autoproducción de energía e incluso, si le sobra, venderla.
Menor o igual a 100 kW
Recuerde:
Posterior a la revisión, el operador de red dispone de 2 días hábiles para efectuar la conexión.
Si durante la revisión todo está en orden, el operador de red podrá conectarlo inmediatamente.
Este es el proceso para los autogeneradores de capacidad igual o menor a 100 kW. Siusted planea instalar un sistema más grande, revise nuestra página web porque lascondiciones de conexión son distintas.
Proceso de conexión
Proceso de conexión para autogeneradores entre 100 kW y 1.000 kW
Estudio de conexión simplificado
Formulario de solicitud y presentación estudio
Revisión estado solicitud
Aplica formato y contenido estándar publicado por la CREG.
El usuario puede solicitar al operador de red que realice el estudio.
Aplica formato estándar publicado por la CREG.
Tramite en línea.
Plazo de respuesta, 7 días hábiles.
La vigencia de la aprobación es de 6 meses.
Ante el rechazo, el operador de red debe justificar técnicamente la decisión y señalar los incumplimientos que deben subsanarse.
Si el rechazo es por indisponibilidad de la red, el operador de red debe precisar las obras requeridas.
Proceso de conexión
Proceso de conexión para autogeneradores entre 100 kW y 1.000 kW
Contrato de conexión
Instalación sistema autogeneración
Pruebas equipos
El plazo para la firma es de 5 días hábiles.
Si no se firma el contrato en el plazo, se libera la capacidad asignada.
Puesta en servicio La fecha se establece en el contrato de conexión
Si el usuario desiste de la instalación se libera la capacidad.
El plan de pruebas se informa al usuario 48 horas antes.
Proceso de conexión
Sistemas de medición
Se emplea un medidor horario bidireccional
Aplican las reglas del código de medida para fronteras degeneración, salvo:
• Medidor de respaldo
• Verificación inicial por parte de un tercero
• Reporte de las lecturas al administrador del sistema deintercambios comerciales cuando se vende la energía alcomercializador integrado con el operador de red
Ejemplo FNCER FV
Lo primero que debe considerar….
Electricidad
Recurso Instalación
Horas de sol al año Nubosidad Sombras Inclinación Orientación
Eficiencia panel Eficiencia de otros elementos
(inversor) Buenas conexiones Otras: estructura techo
Un sistema de 4 kW genera aproximadamente en promedio 430 kWh/mes en Colombia
Radiación solar
Fuente: http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasRadiacion.html
Costo unitario
Costo unitario de prestación del servicio
Facturas
Fórmula tarifaria
Ejemplo FNCER FV
Consumo mensual: 270 kWh
Factura (E4): (Consumo) x (CU)270 kWh x $ 458 / kWh
Valor total: $ 123.660
CU = G + T + D + C + PR + R$458
kWh$44
kWh
$185kWh
$30kWh
$129kWh
$33kWh
$37kWh
Consumo típico
Ejemplo FNCER FV
250 W1.7 m2
Autogenerador
Caso 1
1 kW
+ 7 m2
Caso 2
2,5 kW
+ 17 m2
Caso 3
3 kW
+ 21 m2
57 kWh73 kWh 140 kWh
1 kW
+ 7 m2
Factura sin panel: $ 123.660
Factura con panel: $ 97.554
Autogenerador (Caso 1)
Ahorro 57 kW (- 57kWh x $458/kWh) = - $26.106Con paneles (sin exportar): Ahorro 57 kWh - $ 26.106
00
70
140
210
Exportación Importación
Med
ido
rkW
h
2,5 kW
+ 17 m2
124 kWh
146 kWh
43 kWh 103 kWh
Con paneles (sin exportar):
Ahorro 124 kWh - $ 56.792
Factura con panel: $ 66.868
Factura sin panel: $ 123.660
Total a pagar: $ 6.424
Autogenerador (Caso 2)
Intercambio: 146 kWh por (43 kWh +103 kWh)Intercambio:Costo de red (146 kWh x Cv)Intercambio: - $ 66.868
+ $ 6.424
146 146
0
70
140
210
Exportación Importación
Med
ido
rkW
h
Autogenerador (Caso 3)
Excedentes
144 kWh
126 kWh60 kWh 84 kWh
27
+ 21 m2
3 kW
Con paneles (sin exportar):
Ahorro 126 kWh - $ 57.708
Factura con panel: $ 65.952
Factura sin panel: $ 123.660
Intercambio: - $ 65.952+ $ 6.336
Total a pagar: $ 1.341
Venta: (27 kWh x Pb) Venta: - $ 4.995
144 144
27
0
70
140
210
Exportación Importación
Med
ido
rkW
h
¡¡¡Haga cuentas !!! ……… inversión Vs. Beneficios
Remuneración AGPE >0,1 MW y GD
Autogenerador > 0,1 MW
Remuneración de excedentes: • Hasta el consumo se intercambia con pago del Cv y un pago
adicional del servicio del sistema igual a T+D + R + Pr• Resto excedentes a precio de bolsa
Generador distribuido• Venta de energía a precio de bolsa• Remuneración incluye beneficios
adicionales por menores pérdidas técnicas si lo vende al incumbente
A quién se puede vender
Autogenerador
• Al comercializador incumbente, quien está obligado a comprarle
• A un comercializador de usuarios regulados a un precio máximo
• A un comercializador de usuarios no regulados a precios pactados libremente
Generador distribuido
• A cualquier comercializador• A comercializador incumbente, quien está
obligado a comprarle
Distribución de energía eléctrica – Remuneración
Resolución CREG 015 de 2018
Bogotá, 13 de agosto de 2018
• Contexto institucional y legal• Resolución CREG 030 de 2018
Definiciones Proceso de conexión Factura y remuneración
Resolución CREG 015 de 2018 Remuneración Respaldo AG
Objetivo
Agenda
Objetivos de la propuesta
1. Incentivar la reposición de activos
2. Mejorar señales de calidad del servicio
3. Costos y gastos eficientes acordes con remuneración de inversiones
4. Facilitar la incorporación de inversiones en nuevas tecnologías
5. Permitir estabilidad en la base regulatoria de activos
6. Tarifas competitivas
7. Empresas sostenibles
Armonizar componentes de la remuneración para dar señales que permitan cumplir con los objetivos planteados
Actividades realizadas
Bases conceptuales
Res CREG 043/13
Documento propósitos y lineamientos
Res CREG 074/14
Estudios
Circulares CREG 034, 036, 038, 063 de 2014 y 059 de 2015
Primera consulta
Res CREG 179 de 201423-Dic-14
Talleres y audiencias
Bogotá, Medellín y Cali
Segunda consulta
Res CREG 024 de 201625-Feb-16
Tercera consulta
Res CREG 176 de 201603-Nov-2016
Cuarta consulta
Res CREG 019 de 2017019-Mar-2017
Resolución Definitiva
Resolución CREG 015 de 2018 02-Feb-2018
Principales elementos de la propuesta
• Base regulatoria de activos (Valor inicial y Capex)
• Tasa de retorno
• Señales de inversión
• Valor de referencia (valor inicial)
• Mecanismo de ajuste (incentivos, beneficios compartidos)
• Instrumento: Incentivos, compensaciones
• Indicadores
• Metas
• Pérdidas reconocidas
• Plan de pérdidas
• Cálculo de índices
3. Inversión
4. AOM
5. Calidad
6. Pérdidas
2. Instrumento regulatorio• Precio máximo• Ingreso máximo
1. Modelo remuneración• VNR (GORC)• CRD (DORC)
GORC: Gross Optimised Replacement CostDORC: Depreciated Optimised Replacement Cost
Resolución CREG 015 de 2015
Pasar de VNR (GORC) a CRD (DORC)Modelo de remuneración
Instrumento regulatorio
Pasar de precio máximo a ingreso máximo en N3, N2 y N1
Inversiones Base regulatoria de activos (Modelo DORC) con 2 rangos de activos
Planes de inversión explícitos, límite capex 8% con excepciones.
AOM AOM costos históricos (2012-16) y actualización según expansión
OR captura todas las ganancias en eficiencia (modelo incentivos totales)
Pérdidas Senda de pérdidas en nivel 1 hasta reales sujeto a nivel de inversiones
Remuneración planes reducción o mantenimiento de pérdidas
Calidad Metas de mejoramiento (2016) y de indicadores internacionales
Mayores incentivos por mejoramiento
Resultados esperados
12,5 billones de pesos en inversiones para fortalecer la infraestructura en lospróximos 10 años.
Ingreso de las empresas en función de las inversiones comprometidas yefectivamente ejecutadas.
Reducir al máximo las pérdidas de energía, esto es disminuir 1.300 GWh en lospróximos 5 años, equivalente a ahorrar el consumo nacional de 9 días.
Mejora en los índices de calidad media del país en un mínimo del 8% anual, así:
2016 2023 2028
Indicador de duración, horas SAIDI 38 25 17
Indicador de frecuencia, veces SAIFI 49 32 21
Incentivos a la mejora de la calidad por 1,5 billones en 5 años ycompensaciones a los usuarios por 325 mil millones en el mismo periodo.
Resultados esperados
En conclusión ……….
Mayores niveles de inversión para asegurar sistemas de calidad
(mayor continuidad, menores pérdidas, menores costos)
Mejorar cobertura
Permitir nuevos negocios (redes inteligentes)
Respaldar sistemas de usuarios, autogeneradores y cogeneradores
Respaldo
El respaldo es el servicio para consumidores de energía, especialmente
para aquellos que regularmente producen energía eléctrica para sus necesidades,que les permite abastecerse de energía del Sistema Interconectado Nacional
cuando sus sistemas de producción no están disponibles (mantenimientos,fallas, etc)
Este servicio tiene un costo en función de las necesidades de respaldo. (si noquiero respaldo y quiero correr el riesgo de no obtener energía eléctrica en
situaciones de fallas de mi sistema …….. no hay problema, el costo del respaldo
es cero)
Este servicio permite tener una infraestructura disponible para servicio exclusivo del
usuario que lo necesite. En condiciones de congestión, si hay pago, entonces hayobligación de respaldo.
Respaldo
El tamaño es importante ……..
• No tiene costo para aquellos usuarios con instalaciones de consumo
menor a 100 kW
• En función de la capacidad de respaldo deseada para instalaciones de
consumo con capacidad igual o mayor de 100 kW
• Transición
Valor pagado
hoy
Capacidad * cargo distribución
5 años
Respaldo
5.00
6.00
7.00
8.00
9.00
10.00
11.00
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
25/sep./09
20/sep./12
16/sep./15
Fecha
hora
Promedio de GWh
5%
El costo lo define el usuario en funciónde lo que quiera respaldar
A quien acudir en caso de ….
Cuando se considera que el prestador no cumple de manera
particular, o general, con lo establecido en la ley o la
regulación (plazos, condiciones adicionales de conexión, sistema de vigilancia)
Cuando se considera que el prestador no cumple de manera
particular, o general, con normas de competencia(condiciones comerciales)
Cuando se requiere aclarar, de manera general, una
norma contenida en resolución CREG
Cuando se requiere aclarar, de manera general, una norma
contenida en reglamentos técnicos (RETIE)
GRACIAS
@ComisionCREGwww.creg.gov.co