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Preguntas Frecuentes

Pregunta:

Que es el PMGD

Respuesta:

Un PMGD es un “medio de generación cuyos excedentes de potencia son menores o iguales a 9 MW y está conectado a una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una empresa que posee líneas de distribución de energía eléctrica que utiliza bienes nacionales de uso público.

En el Decreto Supremo 244, se establece las obligaciones que debe cumplir tanto la empresa de distribución como el dueño u operador del PMGD, de modo que simultáneamente se facilite la participación de los particulares en la generación distribuida y que se mantenga la seguridad y calidad del servicio eléctrico.

Todo PMGD operará con autodespacho, es decir, el operador del PMGD determinará la energía y potencia inyectada a la red de distribución, ya que se considera que los PMGD no tienen la capacidad de regular sus excedentes.

El propietario de un PMGD incluido en los balances de inyección y retiro, pueden optar a dos sistemas de venta, el primero consiste en un sistema de venta de energía a costo marginal instantáneo y sus excedentes de potencia al precio nudo, el segundo consiste en un régimen de precio estabilizado.

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Pregunta:

Implementación

Respuesta:

Para proyectos PMGD existen dos grandes barreras de entrada:

Físicas: dónde está la red más cercana a la que puedo conectarme y dónde están los recursos.

Financieras: costear la construcción, implementación y operación de la central.

En cuanto a las barreras físicas, la manera de abordar el tema va a depender de la tecnología de generación. Para centrales solares, por ejemplo, tienen una gran gama de lugares donde instalarse dado la alta presencia del recurso. El sol está en todas partes por lo que los proyectos solares no sólo buscan los terrenos con mayor radiación, sino que los más cercanos a redes existentes para evitar el costo de la construcción de estas.

Así, muchos proyectos realizan estudios de cuánta capacidad de inyección existe en los distintos puntos para elegir uno en el que puedan suministrar su energía sin incurrir en grandes costos de distribución.

En el caso de las centrales mini hidro, su ubicación depende mucho más del recurso, ya que deben encontrar un lugar donde el potencial de generación del río sea suficiente para que el proyecto sea viable. Es decir, no tienen tanta libertad para decidir dónde quieren conectarse a la red. El problema de esto es que se incurre en costos extremadamente altos.

En cuanto a las barreras financieras, los PMGD ven dos costos asociados: costos de inversión y operación de la planta, lo que es una barrera debido a la falta de economías de escala, y los costos de inversión de la red, relacionados con la barrera física.

El costo de inversión de la red puede ir desde reforzar la red para poder inyectar en los canales de distribución, que de por sí no están diseñados para recibir energía sino que entregarla, hasta construir las líneas nuevas necesarias. Este costo es generalmente alto y es muy decisivo al momento de concretar o abandonar un proyecto PMGD.

Ante estas barreras se debe estudiar el riesgo financiero que existe al construir una central, dado que los precios y la demanda son muy cambiantes en este mercado, y es difícil predecir la operación del sistema en el futuro.

Los PMGD tienen la ventaja de que, dados sus costos variables bajos, son despachados entre los primeros, lo que asegura la venta de su energía. Sin embargo, la volatilidad de los precios hace arriesgada la inversión.

A continuación, se muestra el precio de la energía a costo marginal comparado con el precio estabilizado durante los últimos 4 años:

La opción de optar al precio estabilizado ofrece eliminar esta volatilidad del precio al que el PMGD venderá su energía, ofreciendo un ingreso seguro y estable durante los años de operación. Sin embargo, muchas veces este precio es menor que el costo marginal de despacho al que vendería si no optara por esta tarifa, lo que significa que estaría ganando menos.

La decisión a tomar entonces estará afectada por el grado de aversión al riesgo que tenga el dueño del proyecto, ya que, si bien el precio estabilizado disminuiría las utilidades, también disminuye el riesgo.

Por otro lado, analizando las tendencias de los costos marginales, se espera que estos, además, sigan disminuyendo en el futuro, debido al fomento y por lo tanto el continuo aumento de las centrales de generación renovables, que ofrecen un precio menor, como se vio en las últimas licitaciones.

A pesar de esto, el aumento de las energías renovables en la matriz trae consigo un aumento en la volatilidad de la generación, debido a la variabilidad de disponibilidad de los recursos renovables. Por un lado, esto significa una mayor volatilidad de los precios y, por otro, una necesidad de centrales base para abastecer los horarios punta, lo que significa que se seguirá necesitando de centrales térmicas y de embalse.

Es por esto que, si bien se esperaría que los precios bajen, esto tiene también un límite y, junto con esta baja, viene también un aumento en su variabilidad y así su riesgo.

Ref. http://hrudnick.sitios.ing.uc.cl/alumno17/estab/Implementacion.htm

 

Pregunta:

PMGD_Comentarios

Respuesta:

[junio-2017 El Pulso]Por ello, si en el pasado prácticamente nadie se acogía a PMGD, en el último tiempo se ha trasformado en una salida atractiva para aquellas centrales que no tienen un contrato de abastecimiento asociado y no les conviene la venta a spot por los bajos precios. Si bien, desde el Gobierno no han anunciado oficialmente cambios al precio estabilizado, lo cierto es que esto está siendo mirado de cerca por la autoridad. Ello, ya que si un monto elevado de centrales se acogieran a esto, podría generar cambios en el mix de ofertas del sistema. “Esto, que era una idea para estimular a la pequeña generación, ahora se teme que crezca mucho, porque los cliente generadores están muy interesados en esa oportunidad, y si crece mucho puede distorsionar el mercado”, destaca el académico y socio de la consultora Systep, Hugh Rudnick. Añade, sin embargo, que todavía son un monto muy pequeño en el sistema. “No afecta las agujas en ningún sentido, aunque sí están preocupados en la CNE y están pensando hacerle cambios y eso inquieta a la industria”, destacó.


[agosto-2017 Revista Electricidad]Por su lado, Ian Nelson, presidente de Apemec señaló la necesidad de revisar el precio estabilizado, por lo que propuso que su cálculo se realice mediante bloques horarios, toda vez que podría estar generando “incentivos que sean difíciles de mantener en el tiempo”. “Vemos que está fraccionando muchos proyectos, por lo que queremos proponer que se calcule el precio estabilizado por bloques de día y de noche, de manera similar a como se hace con las licitaciones de suministro para clientes regulados”, afirmó el dirigente gremial. El planteamiento del presidente de Apemec fue recogido por el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, quien sostuvo que el precio estabilizado “no era un problema en la forma en que los habíamos planteado (2005) cuando había unos pocos MW de capacidad instalados de pequeños y medianos generadores, pero ahora, con 500 MW instalados a un precio estabilizado, es un problema en cómo se asume la diferencia de los precios”. “Este es un tema que estamos empezando a ver, lo cual no significa que los vamos a cambiar, sino que simplemente lo que quiero decir es que es uno de los elementos que tenemos que evaluar acerca de si está funcionando adecuadamente”, aseguró la autoridad durante el módulo que analizó las alternativas de venta de energía para las mini hidro en el mercado nacional. Lo indicado por Andrés Romero fue profundizado por Danilo Zurita, profesional del Área Eléctrica de la CNE, durante el módulo que revisó la situación actual y el futuro para los PMGD. “Tenemos que analizar si efectivamente el precio estabilizado está cumpliendo con los objetivos de favorecer a los pequeños medios de generación. Si es que ese objetivo se distorsiona por cualquier motivo la verdad es que siempre se podrá evaluar el mecanismo y también el impacto”.


[mayo-2018 SYSTEP]La ley permite a los Pequeños Medios de Generación y Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMG y PMGD) escoger entre valorizar la energía que venden a costo marginal o a precio estabilizado. Los precios estabilizados para valorizar inyecciones de energía corresponden, como lo dice su nombre, a precios “estables” fijados por la autoridad. Durante el último año se ha puesto sobre la mesa la discusión sobre adecuar o no la metodología que fija dicho precio estabilizado, incluso autoridades del gobierno anterior se mostraron abiertos a estudiarlo. La discusión preocupa especialmente a los desarrolladores de proyectos, que están a la espera de una definición por parte de la nueva autoridad. No fue hasta febrero de 2016 que por primera vez un PMGD optó por el régimen de precio estabilizado, y desde entonces ha habido un notable crecimiento de los generadores adscritos a dicha modalidad. Sin embargo, el origen de este mecanismo es la Ley Corta I (Ley 19.440 de 2004), época en la que se veía a los PMGD como una tecnología nueva y promisoria, tal como hoy se visualiza el almacenamiento. Así, se definió una política pública de incentivo a los PMGD, buscando eliminar las barreras de entrada que dificultaban su ingreso. Luego, se promulgó el Reglamento para PMGD (DS 244 de 2005), de modo de facilitar la conexión a las distribuidoras. La ley además incorporó la opción de una estabilización de precios para estos proyectos. Se esperaba superar la dificultad que enfrentaban dichos generadores, dado su tamaño, por contratarse, condición comúnmente exigida para el financiamiento de proyectos de generación.

La Figura muestra la evolución de la capacidad instalada de PMGD y la proporción que optó por un precio estabilizado, y se ve como ya en el 2017 existían 63 compañías que optaron por dicho régimen, donde un 57% de la capacidad corresponde a generación solar fotovoltaica, un 31% a generación mini hidro, y el restante 12% corresponde generación biogás y eólico. Figura 1: Evolución del mercado de las PMGD, el número en la barra representa el número de generadores en la modalidad correspondiente (Fuente: Coordinador y CNE). Cabe recalcar que la ley exige un mecanismo de estabilización de precios, pero deja la responsabilidad a unmetodologías para determinar un mecanismo de estabilización de precios, en el contexto y época en que esto se implementó, una opción natural para las autoridades fue establecer el Precio Nudo de Corto Plazo (PNCP) como precio estabilizado. Este precio era usado, antes de las licitaciones, para valorizar los contratos ente generadores y distribuidoras. Los altos costos marginales del pasado hicieron atractivo ese mercado por más de una década para los PMGD. La banca otorgaba financiamiento, aún bajo el riesgo del spot. Sin embargo, esta situación comenzó a cambiar en el 2016. Se prevé que en los años siguientes el precio estabilizado estará sobre, o al menos alineado, con el precio spot esperado.

Costos marginales y PCNP en A. Jahuel 220kV (Fuente: Coordinador) Las diferencias, positivas o negativas, entre el precio spot y el precio estabilizado deben ser asumidas por quienes realizan retiros del sistema, a prorratas de éstos. Algunos generadores anticipan que en el futuro este mecanismo se transformará en una cuenta por pagar que crecerá en el tiempo y han planteado revisar la actual metodología. La discusión regulatoria no es menor, pues si bien hoy los montos en cuestión no representan una componente importante de las finanzas de quienes asumen esta diferencia, si afecta la principal fuente de ingresos de aquellos PMGD que han optado por este régimen. Por otra parte, en la práctica podríamos estar subsidiando a los PMGD si se prevé que los costos marginales estarán permanentemente bajo el precio estabilizado. Bajo una mirada regulatoria, cualquier metodología de estabilización, ajena al precio spot, implica transferencias de riquezas entre los PMGD y aquellos que según el reglamento deban asumir la diferencia con el mercado spot. No existe claridad que se pueda formular un mecanismo “metodológicamente” superior a otro. La discusión relevante hoy es si queremos como país seguir apoyando la generación distribuida, y si todavía persisten las barreras de entradas para estos proyectos. Más importante aún, ¿cómo damos certeza regulatoria a aquellos inversionistas que han financiado PMGDs, confiando en que este régimen realmente les daría estabilidad? ¿Es el “subsidio” de un generador privado a otro la mejor solución? ¿No podríamos pensar en otros mecanismos? reglamento, definido por la autoridad, de establecer el procedimiento o metodología. Si bien pueden existir muchas metodologías para determinar un mecanismo de estabilización de precios, en el contexto y época en que esto se implementó, una opción natural para las autoridades fue establecer el Precio Nudo de Corto Plazo (PNCP) como precio estabilizado. Este precio era usado, antes de las licitaciones, para valorizar los contratos ente generadores y distribuidoras. Los altos costos marginales del pasado hicieron atractivo ese mercado por más de una década para los PMGD. La banca otorgaba financiamiento, aún bajo el riesgo del spot. Sin embargo, esta situación comenzó a cambiar en el 2016. Se prevé que en los años siguientes el precio estabilizado estará sobre, o al menos alineado, con el precio spot esperado. Figura 2: Costos marginales y PCNP en A. Jahuel 220kV (Fuente: Coordinador) Las diferencias, positivas o negativas, entre el precio spot y el precio estabilizado deben ser asumidas por quienes realizan retiros del sistema, a prorratas de éstos. Algunos generadores anticipan que en el futuro este mecanismo se transformará en una cuenta por pagar que crecerá en el tiempo y han planteado revisar la actual metodología. La discusión regulatoria no es menor, pues si bien hoy los montos en cuestión no representan una componente importante de las finanzas de quienes asumen esta diferencia, si afecta la principal fuente de ingresos de aquellos PMGD que han optado por este régimen. Por otra parte, en la práctica podríamos estar subsidiando a los PMGD si se prevé que los costos marginales estarán permanentemente bajo el precio estabilizado. Bajo una mirada regulatoria, cualquier metodología de estabilización, ajena al precio spot, implica transferencias de riquezas entre los PMGD y aquellos que según el reglamento deban asumir la diferencia con el mercado spot. No existe claridad que se pueda formular un mecanismo “metodológicamente” superior a otro. La discusión relevante hoy es si queremos como país seguir apoyando la generación distribuida, y si todavía persisten las barreras de entradas para estos proyectos. Más importante aún, ¿cómo damos certeza regulatoria a aquellos inversionistas que han financiado PMGDs, confiando en que este régimen realmente les daría estabilidad? ¿Es el “subsidio” de un generador privado a otro la mejor solución? ¿No podríamos pensar en otros mecanismos?


 

Pregunta:

Proyecto PMGD

Respuesta:

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Pregunta:

Ley 20.571

Respuesta:

El nombre oficial es "ley de la generación residencial" y fue promulgada en marzo del 2012 para favorecer a quienes pagamos la cuenta de la luz. También se conoce como ley net-billing, net-metering o de la generación distribuída (que dicho sea de paso es el futuro)

Permite instalar hasta 100 kW de potencia y obliga a las distribuidoras a aceptar la conexión de generadores de electricidad ciudadana, que cumplan con la normativa técnica, y también a comprar las inyecciones de energía a la red, a un precio que depende de la tarifa contratada con la distribuidora.

Como inversión la rentabilidad anual es mayor que 10%, mucho más que las ofertas del mercado financiero. Compruébalo completando el formulario siguiente.




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