Comisión de Integración Energética Regional

M ARCO L EGAL Y REGULATORIO PARA LAS ENERGÍAS R ENOVABLES NO C ONVENCIONALES (ERNC) EN LOS PAÍSES DE LA CIER Descripción abreviada de la situación en los países

La búsqueda del objetivo de seguridad de suministro ha llevado a escala general a un esfuerzo por diversificar la matriz energética de los países. Parte de ese esfuerzo de diversificación se materializa por un conjunto de decisiones de políticas públicas que intentan incentivar el desarrollo de proyectos de generación de energía a partir de fuentes renovables no convencionales. Se presenta un resumen descriptivo de la situación de los países en donde se observan múltiples formas de promover las ERNC, como ser: despacho preferente, obligación de cuotas de generación, precios de generación subsidiados, exoneraciones tributarias, financiamiento público directo a la inversión, señales de precios con exoneración de peajes, etc. Damos crédito por el contenido de este informe a los Delegados Nacionales del Grupo de Trabajo CIER 08 “Regulación del Sector Eléctrico” quienes han redactado sus contenidos en cada caso según el país.

Grupo de Trabajo CIER 08 – Regulación del Sector Eléctrico Secretaría Ejecutiva de la CIER 06/09/2009

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MARCO LEGAL Y REGULATORIO PARA LAS ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES (ERNC) EN LOS PAÍSES DE LA CIER Descripción abreviada de la situación en los países Los países han hecho grandes esfuerzos por incorporar en sus matrices energéticas las energías renovables no convencionales (ERNC), como forma de asegurar, entre otros, el suministro en un contexto de demanda creciente. En muchos casos, también se fomentan con gran empeño las ERNC con el objeto de lograr independencia energética y apoyar la agenda internacional sobre cambio climático. Por lo tanto no es una novedad los múltiples propósitos que autoridades nacionales energéticas persiguen cuando se legisla o regula en materia de ERNC. Ahora bien, existen formas muy diversas para incentivar su inversión, que dependerán de las características sectoriales de los países y decisiones de políticas públicas definidas por los gobernantes. En algunos casos para lograr los objetivos se recurre a despacho preferentes, cuotas de generación, precios de generación subsidiados, exoneraciones tributarias, financiamiento público directo a la inversión, señales de precios con exoneración de peajes, etc. Para ahondar en materia, más abajo presentamos aquellos aspectos más destacados que han llegado a nuestro conocimiento sin que esto signifique que hayamos agotado la totalidad de los mecanismos disponibles en los países de la CIER. En cualquier caso, es un relevamiento del contexto legal y normativo aplicable al desarrollo de las fuentes de energía renovables no convencional de los países aquí enumerados.

1. Brasil El mayor programa de incentivo a las fuentes alternativas de energía eléctrica es el Proinfa, instituido por la ley 10438, de abril de 2002, y revisado por la ley 10762 de noviembre de 2003, gerenciado por Eletrobrás (empresa del gobierno federal que es controladora de empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y comercializadoras de electricidad). El programa tiene por objeto incentivar el uso de fuentes renovables no convencionales (eólica, biomasa y pequeñas centrales hidráulicas - PCHs) y fomentar el crecimiento de la industria nacional en ese campo. El Proinfa prevé la operación de 144 centrales totalizando 3299 MW de capacidad instalada, que generarán aproximadamente 12013 GWh anualmente, equivalente al 3.2% del consumo del país. La capacidad se compone de 1191 MW provenientes de 63 pequeñas centrales hidráulicas (PCHs), 1423 provenientes de 54 parques eólicos y 685 MW de 27 centrales a biomasa. Toda esa energía tiene la garantía de contratos de 20 años realizados por Eletrobrás. El Proinfa ocasiona una reducción de gases de efecto invernadero de 2.8 Mton de CO2 por año y resulta en una mayor distribución del empleo y la renta en los distintos estados del país. Además del Proinfa, en junio de 2007 el poder concedente realizó la primera subasta (leilão) de fuentes alternativas, para abastecer a los distribuidores, en la que fueron contratados 186 MW medios, con entrada en operación en 2010 y precio medio de R$ 139.12 /MWh. Estas subastas fueron reglamentadas por el Decreto 6048 de febrero de 2007.

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6-9-2009 El 14 de agosto de 2008, se llevó a cabo la 1er subasta de Energia de Reserva, exclusivo para Biomasa, en la que fueron contratados 2.379,40 MW a un costo medio de R$ 150,00/MWh. También está previsto para fines de 2009 uma subasta de energia de reserva exclusiva para eólica.

2. Bolivia La norma actual no contempla incentivos económicos para la generación con fuentes renovables a nivel nacional pero la empresa Hidroeléctrica Bolivia ha calificado para acceder a los Bonos de Carbono por tres años consecutivos, existen empresas en camino a imitar esta iniciativa (para el caso de este informe, aunque hidroelectricidad no se define como ERNC, igualmente se ha dejado el comentario.) Actualmente, a nivel gubernamental existe un plan de electrificación rural basado en energía solar para pequeñas poblaciones dispersas donde la red de electricidad resulta más onerosa. Simultáneamente existe la intención de desarrollar una legislación que apoye el desarrollo de energía limpia en el país, como la energía eólica, solar e hidráulica (pico y micro centrales hidroeléctricas). Todo esto es acompañado por dos proyectos de gran envergadura como ser el Geotérmico de Laguna Colorada que se proyecta producirá 120 MW y el Hidroeléctrico de Cachuela Esperanza que proyecta 850 MW de producción.

3. Colombia De acuerdo con el Plan Energético Nacional 2006-2020 elaborado por la UPME, así como de la Ley URE expedida en 2001, se dan lineamientos para implementar el uso de las fuentes no convencionales de energía en la generación de electricidad con incentivos claros para las áreas rurales no interconectadas. Sin embargo a la fecha no se cuentan con incentivos para incorporar éste tipo de fuentes al SIN (Sistema Interconectado Nacional), con lo cual, en cuanto a la generación para el sistema interconectado es necesario consolidar una política de aprovechamiento de los grandes recursos con los que cuenta Colombia en fuentes no convencionales de energía. Además de avanzar hacia la identificación y cuantificación de proyectos potenciales en el país, el Plan propone la promoción del Mecanismo de Desarrollo Limpio – MDL. Adicionalmente, en Colombia existen una serie de exenciones para proyectos que contribuyen a la eficiencia energética, de tal manera que para aprovechar estos mecanismos se requiere mayor coordinación interinstitucional tanto pública como privada.

4. Chile Las modificaciones a la Ley Eléctrica efectuadas los años 2004 y 2005 (“Ley Corta I” y “Ley Corta II”) establecieron incentivos para la generación con energías renovables no convencionales. Se estableció la exención del pago de peajes de transmisión troncal para estos medios de generación y se obligó a las distribuidoras a comprar hasta un 5% de su demanda a generadores con energías renovables no convencionales a un precio igual al precio promedio de compra de las distribuidoras. Debido a que los precios medios de generación con fuentes renovables no convencionales todavía eran superiores a los precios de compra de las distribuidoras, la última modificación no ha significado un incentivo real para estos medios de generación. Como consecuencia, en abril de 2008 se aprobó la ley N° 20.257 que obliga a las empresas que retiren energía de la red en los sistemas eléctricos con una capacidad instalada de más de 200 MW, para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, a acreditar que el 10% de la energía ha sido generado con medios de generación renovables no convencionales, propios o contratados, con un régimen transitorio que se describe en el párrafo siguiente. Las

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empresas pueden comercializar los excedentes de energía renovable por encima de su obligación anual. La obligación, regirá a contar del 1 de enero del año 2010, y se aplicará a todos los retiros de energía de los generadores para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales cuyos contratos se hayan suscrito a partir del 31 de agosto de 2007, sean contratos nuevos, renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar naturaleza. La obligación será de un 5% para los años 2010 a 2014, aumentándose en un 0,5% anual a partir del año 2015, hasta alcanzar el 10% en el año 2024. Se entiende como fuentes renovables no convencionales a las energías procedentes de biomasas, eólica, solar, geotérmica y de centrales hidráulicas de potencia menor a 20 MW. A los efectos del cumplimiento de la obligación se incluyen las inyecciones provenientes de centrales hidroeléctricas de potencia máxima menor o igual a 40 MW, corrigiendo su magnitud por un factor lineal que es igual a 1 para centrales menores o iguales a 20 MW e igual a cero para aquellas iguales o mayores a 40 MW. Las empresas que no acredite el cumplimiento de esa obligación deben pagar un cargo por cada MWh de déficit respecto de su obligación (aproximadamente 27 US$/MWh en la actualidad). Si dentro de los tres años siguientes incurriese nuevamente en incumplimiento de su obligación, el cargo se incrementa en un 50%. Esos cargos se destinan a los clientes finales y a los clientes de las distribuidoras cuyos suministros hubieren cumplido la obligación descrita en el párrafo anterior.

5. Ecuador La generación con fuentes renovables no convencionales tiene un despacho preferente y obligatorio dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Para remunerar la producción de este tipo de plantas, el CONELEC ha establecido precios para cada una de estas tecnologías (solar, eólica, biomasa y geotérmica), que son superiores a los costos del mercado de corto plazo. Adicionalmente, las centrales hidroeléctricas de menos de 10 MW, también forman parte de esta categoría de generadores y se les ha asignado un precio preferente. Los precios actualmente vigentes, en la Regulación No. CONELEC - 009/06, Precios de la energía producida con recursos energéticos renovables no convencionales, son los siguientes:

PRECIO (cUSD/kWh)

PRECIO (cUSD/kWh)

Territorio Continental

Territorio Insular de Galápagos

EOLICAS

9.39

12.21

FOTOVOLTAICAS

52.04

57.24

BIOMASA Y BIOGAS

9.67

10.64

GEOTERMICAS

9.28

10.21

PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELECTRICAS HASTA 5 MW

5.80

6.38

PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELECTRICAS MAYORES A 5 MW HASTA 10 MW

5.00

5.50

CENTRALES

La biomasa es la principal fuente que se ha acogido a esta normativa, con la aclaración de que no son desarrollos nuevos, sino más bien acondicionaron sus procesos para producir energía.

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Como desarrollo nuevo, se puede mencionar un parque eólico en las Islas Galápagos, de aproximadamente 2 MW. El sobrecosto ocasionado por el despacho de las fuentes no convencionales, lo asumen los distribuidores y grandes consumidores, en proporción a la energía retirada del mercado. Se ha establecido un techo para la participación de esas fuentes que equivale al 6% (60 MW aproximadamente) de la capacidad de los generadores instalados en el MEM.

6. Paraguay Se encuentra en etapa de estudio de factibilidad, la generación con fuentes no convencionales, con asistencia del PNUD.

7. Perú No existen incentivos significativos para la generación mediante fuentes renovables no convencionales. El Ministerio de Energía y Minas ha desarrollado el Proyecto de Ley para promover la generación de energía eléctrica con fuentes de energías renovables en el Sistema Interconectado Nacional (SEIN) y en los sistemas aislados mayores, sin embargo, esta norma se encuentra aún en debate. Para sistemas aislados rurales, se tiene en vigencia la Ley Nº 28546, Ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables no Convencionales en Zonas Rurales, Aisladas y de Frontera del País, que tiene por finalidad promover el uso de las energías renovables no convencionales para fines de electrificación de las zonas rurales, aisladas y de frontera del país.

8. Uruguay El Ministerio de Industria Energía y Minería (MIEM) estableció un marco de incentivos a la generación por parte de productores independientes, con fuentes renovables (eólica, biomasa y pequeñas hidroeléctricas) por un total de 60 MW (en principio 20 MW por tipo de fuente) donde autoriza a UTE a contratar la energía de estos proyectos, seleccionados en un marco de competencia de precios, y a trasladar a la tarifa de los consumidores regulados el sobreprecio resultante de comprar la energía de los proyectos adjudicados a los precios ofertados. En una primera ronda de este proceso fueron adjudicados proyectos eólicos y de biomasa, que no cubrieron la totalidad de los 60 MW previstos, y en una segunda ronda según el mismo procedimiento, se adjudicaron nuevos proyectos eólicos y de biomasa hasta completar dicha potencia. Igualmente se habilitó mediante un Decreto del Poder Ejecutivo, la posibilidad de ampliar la contratación a ofertas no adjudicadas, si éstas aceptan reducir su precio hasta igualar el de las ofertas adjudicadas, habiéndose obtenido respuestas positivas de algunos oferentes. Es previsible que se continúen realizando procedimientos de promoción de generación con fuentes renovables, dadas las políticas enunciadas por el Poder Ejecutivo al respecto.

9. Panamá Dentro del marco regulatorio de la República de Panamá, existe un régimen de incentivos para el fomento de sistemas de generación utilizando fuentes nuevas, renovables y limpias, los cuales están comprendidos en la Ley 45 de 4 de agosto de 2004. Dicha Ley propone varios beneficios como lo son la exoneración del cargo por distribución y transmisión a centrales minihidroeléctricas, geotermoeléctricas y sistemas de centrales con

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otras fuentes nuevas, renovables y limpias con capacidad instalada menor a 10 MW cuando vendan en forma directa o en el mercado ocasional. El mismo beneficio lo reciben las centrales arriba descritas que posean una capacidad instalada hasta 20 MW, solamente que dicho beneficio solo se verá reflejado en los primeros 10 MW de capacidad instalada, durante los primeros 10 años de operación comercial. Los sistemas de centrales minihidroeléctricas y sistemas de centrales de otras fuentes nuevas, renovables y limpias, con una capacidad instalada de hasta 10 MW, independientemente de su ubicación, podrán realizar contratos de compraventa directa con las empresas distribuidoras, siempre que exista la capacidad de contratación por parte de la distribuidora de acuerdo con su obligación de contratar y que la suma de de la generación propia y las compras directas autorizadas por la Ley 45 de 4 de agosto de 2004, no excedan el límite del 15% de la demanda máxima de generación atendida en el área de concesión de la respectiva distribuidora que compra. Otro de los incentivos que otorga la citada Ley es la exoneración de impuestos de importación, aranceles, tasas, contribuciones y gravámenes; así como del Impuesto de Transferencia de Bienes Corporales Muebles y Prestación de Servicios, que pudiesen causarse por razón de la importación de equipos, máquinas, materiales, repuestos y demás que sean necesarios para la construcción, operación y mantenimiento de centrales de fuentes nuevas, renovables y limpias de hasta 500 KW de capacidad instalada; un incentivo fiscal equivalente hasta el veinticinco por ciento (25%) de la inversión directa en el respectivo proyecto, con base a la reducción de toneladas de emisión de dióxido de carbono (CO2) equivalentes por año calculados por el término de la concesión o licencia, el cual podrá ser utilizado en un 100% (para plantas con capacidad instalada menor a 10 MW) o en un 50% (para plantas con capacidad instalada mayor a 10 MW), para el pago del Impuesto Sobre la Renta liquidado en la actividad en un periodo fiscal determinado, durante los primeros diez años contados a partir de la entrada en operación comercial del proyecto.

10. Republica Dominicana Durante el año 2007 fue promulgada la Ley de Incentivo a las Energías Renovables y sus Regímenes Especiales No. 57-07. Con la entrada en vigencia de este marco legal se ha iniciado la aplicación de una serie de estímulos económicos para la inversión en generación eléctrica por fuentes alternativas. Entre estos incentivos se mencionan: • • • •

Exenciones al impuesto sobre la renta Reducción al impuesto al financiamiento externo Primas en el precio de la energía producida por fuentes alternativas Prioridad en el despacho para la energía generada en régimen especial.

Redacción: Juan Carlos Belza Coordinador Internacional CIER 6/09/2009

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Nómina de Delegados Nacionales del Grupo de Trabajo CIER 08 Regulación del Sector Eléctrico Coordinador Internacional - Área Corporativa: Cr. Juan Carlos Belza COORDINADOR TÉCNICO INTERNACIONAL Coordinador Principal: Ing. Helio Mitsuo SUGAI Analista de Negocios en el Planeamiento de la Expansión de la Generación – COPEL DELEGADOS Argentina Marcelo BIACH ENRE Bolivia (a designar) Brasil Ivo SECHI NAZARENO Especialista en Reg. - ANEEL/SRT Hugo LAMIN Especialista en Reg. - ANEEL/SRD Marisa PASTANA BOLLIGER Especialista en Reg. - ANEEL/Est.Ec. Claudio Elías CARVALHO Especialista en Reg. - ANEEL/Est.Ec.

Byron BETANCOURT ESTRELLA Director de Regulación CONELEC Miembro Asociado UNESA - España Alberto BAÑON Director de Regulación Fernando URQUIZA Área Regulación Paraguay Mirna Elizabeth CHAMORRO Secretaria General - ANDE Perú Miguel RÉVOLO ACEVEDO Gerente de Distribución - OSINERG

Chile Alfonso TORO GUZMÁN Gerente de Operaciones - EMEL

Uruguay Jorge Gualberto CABRERA LESTEGAS Gerente Div. Planif. Inv. y Medio Ambiente UTE

Colombia Omar SERRANO RUEDA Gerente de Regulación - CODENSA S.A.

Ethel RAMON GARCÍA Sub-Gerente Coordinación Asuntos Indust. – UTE

Jorge Andrés REYES GÓMEZ ISAGEN

Venezuela Carlos Eduardo PEREZ MIBELLI Vicepresidente Ejecutivo - CAVEINEL

Ecuador Juan Vicente SAAVEDRA MERA Gerente de Producción – HIDRONACION

REPRESENTANTE INVITADO A FORMAR PARTE DEL GRUPO DE TRABAJO Ecuador Geovanny PARDO SALAZAR CONELEC

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