regulaciÓn internacional sobre producciÓn de...

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA IEE3372 MERCADOS ELÉCTRICOS

REGULACIÓN INTERNACIONAL SOBRE

PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE

PANELES FOTOVOLTAICOS

Alumnos: Felipe Cuevas M.

Juan Pablo Ramírez T.

Para: Cristina Loreto Lemus Manzur.

Fecha: Lunes 25 de Mayo del 2009

2

TABLA DE CONTENIDO

1. ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................... 3

2. ÍNDICE DE TABLAS ...................................................................................... 4

3. RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................ 5

4. INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 8

5. OBJETIVOS ..................................................................................................... 9

6. LOS PANELES FOTOVOLTAICOS ............................................................ 10

6.1 ASPECTOS TÉCNICOS................................................................................ 10

6.2 CONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA ......................................................... 14

7. ESQUEMAS REGULATORIOS A NIVEL INTERNACIONAL ................ 19

7.1 ESPAÑA......................................................................................................... 19

7.2 ESTADO DE CALIFORNIA ......................................................................... 26

7.3 ALEMANIA ................................................................................................... 30

7.4 CANADÁ ....................................................................................................... 36

7.5 ITALIA ........................................................................................................... 42

8. CONCLUSIONES GENERALES ................................................................. 49

9. PROPUESTA PARA CHILE ......................................................................... 51

10. REFERENCIAS ............................................................................................. 54

11. ANEXO .......................................................................................................... 56

3

1. ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Radiación Solar en la Tierra. .............................................................................. 10

Figura 2: Estructura de un panel solar. ............................................................................... 11

Figura 3: Ángulo de Inclinación del panel solar. ................................................................ 12

Figura 4: Aplicaciones de la Energía Solar Fotovoltaica como suministros eléctricos. .... 14

Figura 5: Sistema Fotovoltaico conectado a la red eléctrica. ............................................. 16

Figura 6: Compra y Venta de energía eléctrica para un titular de una instalación de

paneles fotovoltaicos en un día común. ................................................................................ 16

Figura 7: Costos de una planta solar. .................................................................................. 17

Figura 8: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en España. ................................. 19

Figura 9: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en Estado de California. ........... 27

Figura 10: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en Alemania. ........................... 31

Figura 11: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en Canadá. .............................. 37

Figura 12: Proyección Capacidad Instalada Fotovoltaica en Italia. .................................. 43

Figura 13: Módulos Solares No Integrados según Normativa Italiana. .............................. 44

Figura 14: Módulos Solares Parcialmente Integrados según Normativa Italiana. ............. 44

Figura 15: Módulos Solares Completamente Integrados según Normativa Italiana. ......... 44

Figura 16: Niveles de Radiación Solar en Santiago, Chile. ................................................ 61

Figura 17: Niveles de Radiación Solar en Valparaíso, Chile. ............................................. 61

4

2. ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Tarifas para instalaciones fotovoltaicas según el Real Decreto 661 del sector

eléctrico Español. ................................................................................................................. 22

Tabla 2: Tipo de Instalaciones según el Real Decreto 1578 del sector eléctrico Español. . 23

Tabla 3: Tarifas para los diferentes tipos de instalaciones según el Real Decreto de 1578

del sector eléctrico Español. ................................................................................................ 25

Tabla 4: Reajuste a las Tarifas según Normativa Alemana. ................................................ 35

Tabla 5: Tarifas para las distintas versiones de la EEG según Normativa Alemana. ......... 36

Tabla 6: Las tasas de incentivo el tamaño y el tipo de integración según Normativa

Italiana. ................................................................................................................................ 45

Tabla 7: Tarifas de acceso y participación en el mercado de la electricidad según

normativa Italiana. ............................................................................................................... 47

Tabla 8: Tasas por cada transacción según normativa Italiana. ........................................ 47

Tabla 9: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en

España. ................................................................................................................................. 56

Tabla 10: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en el

Estado de California. ............................................................................................................ 57


Alemania. .............................................................................................................................. 58


Canadá. ................................................................................................................................ 59


Italia. .................................................................................................................................... 60

5

3. RESUMEN EJECUTIVO

El gobierno Español, a través del Real Decreto 661/2007, regula la generación a

través de la generación fotovoltaica, con la finalidad de tener una capacidad instalada de

400 MW. El incentivo consiste, en una retribución de primas justas por la actividad de

producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica. Sin embargo,

debido al éxito que tuvo los incentivos por parte del gobierno, hubo una sobre instalación

de sistemas fotovoltaicos (se supero el 85% de la meta del RD 661/2007), lo que llevó al

gobierno a modificar la legislación vigente a través del Real Decreto 1578 de 2008. Los

titulares de las plantas fotovoltaicas pueden vender la energía en el mercado, la cual es

controlada por un operador, más una cierta bonificación; sin embargo, puede vender todo a

través de la distribuidora, donde esta última por ley, está obligada a comprar toda la

producción. El nuevo Real Decreto, crea un nuevo sistema de tarifas según el tipo de

instalación que exista, además de incluir un proceso de convocatorias, donde se realizan 4

al año definiendo los cupos de potencia por tipo y subtipo.

El Estado de California a promovido la instalación de sistemas fotovoltaicos a

través de un programa llamado “La Iniciativa Solar de California”, con la finalidad de

diversificar el suministro de electricidad, aliviar la demanda en la redes de suministro y

para mejorar la calidad del aire. Para poder lograr su objetivo, cuenta con un programa para

viviendas existentes y otro para las viviendas nuevas. El incentivo consta de un pago al

rendimiento esperado (Watts) y otro incentivo basado en el rendimiento (kWh), más un

incentivo en efectivo para la instalación del sistema solar por parte de la Comisión de

Servicios Públicos. Los titulares pueden hacer venta de la energía, ya sea por la bolsa o

mediante la distribuidora correspondiente a la región que se encuentra.

La normativa eléctrica alemana para la generación fotovoltaica, se encuentra en la

Ley de Preferencia de las Energías Renovables “Erneuerbare-Energien-Gesetz-EEG”, la

cual regula las Energías Renovables no Convencionales para su correcta planificación e

inyección a la red. La generación fotovoltaica en Alemania, desde el año 2004, lleva un

plan incremental para asegurar la obtención de energía por este medio renovable. En la

actualidad, la entrada al mercado fotovoltaico no tiene más barreras que el costo de

financiamiento de las instalaciones de la central de generación, además de todos los costos

relacionados con la medición y conexión a la red de distribución. Por parte de la autoridad

6

eléctrica, ésta asegura al usuario una entrada liberada y prioritaria. A su vez, se garantiza

que la totalidad de la energía que pueda ofrecer una central FV será transportada,

distribuida y retribuida preferencialmente y sin demora. La venta en este mercado, se puede

realizar en forma total, parcial o de preferencia con un autoconsumo, donde existe una

tarifa regulada menor, pero que aún premia la utilización de la generación fotovoltaica.

Posterior a la construcción de las instalaciones de generación, el cliente debe inscribirse en

el registro de centrales e informar a la Agencia Federal de Redes el lugar físico y la

potencia nominal de la central.

En la actualidad, la provincia de Ontario, Canadá, no posee una ley sobre las

energías renovables, tal como algunos países europeos que sin duda se encuentran

adelantados en esta materia. Sin embargo, existe un proyecto de ley que pretende ser el

nuevo marco regulatorio en este tema, a través del Green Energy Act, el cual aún se

encuentra en el parlamento canadiense para su aprobación. A pesar de que este proyecto de

ley aún no entra en rigor, el gobierno canadiense ha creado un programa de desarrollo

denominado SOP (Standard Offer Program) que ofrece una alternativa regulatoria para el

mercado eléctrico, en especial para la generación fotovoltaica en la provincia. La intención

del programa, es permitir la contribución al suministro de electricidad de Ontario por medio

de la compañía local de distribución y recibir un pago por la potencia que proporcionan las

instalaciones a un precio regulado, pero atractivo. La postulación a este programa se hace a

través de la Ontario Power Authority (OPA), quien exige el cumplimiento de ciertos

requisitos. La venta de energía al sistema eléctrico se puede hacer de manera total, parcial o

de auto-consumo. No existen requisitos en cuanto a la configuración de las instalaciones y

existe una tarifa única independiente de la potencia nominal de la central.

El Gobierno Italiano ha promovido la instalación de fuentes de energía fotovoltaica

a través de un programa llamado “Conto Energía”, en donde la energía generada por el

titular de la planta, puede ser consumida por él o ser entregada a la distribuidora local a

través de un precio regulado. Sin embargo, al igual que España, hubo un exceso de

solicitudes por lo que el gobierno tuvo que modificar la legislación. Las tarifas para las

plantas fotovoltaicas en Italia, dependen de la potencia nominal y del tipo de instalación

que hay, en donde la normativa italiana reconoce 3 tipos de instalaciones. Las tasas se

reducen un 2% cada año a partir del 2008, en donde el precio se aplica a toda la energía

7

generada durante 20 años. Para aquellas instalaciones menores a 20kW, el titular tiene dos

opciones, una de ellas es no pagar por la energía consumida y recibir una bonificación por

el aporte que haga al sistema, la otra opción es la venta directa de la energía a precio de

mercado mas una bonificación. Para aquellas instalaciones mayores a 20kW, la única

manera de vender es a través del mercado o a través de un mayorista.

En cuanto a nuestra propuesta para Chile, creemos que una entidad del Ministerio

de Economía, debe promover la instalación de sistemas de generación fotovoltaica, por

medio de un sistema adecuado de tarifas, las cuales deben ser determinadas por la CNE.

Para postular a estos incentivos, cualquier persona natural debe presentar una solicitud y

participar en una convocatoria efectuada por la entidad del correspondiente Ministerio,

donde creemos que realizar una convocatoria anual, es suficiente. En caso de adjudicarse

un proyecto, debe cumplir con ciertos requisitos mínimos, estipulados por la

Superintendencia de Energía y Combustibles (SEC). Así, el titular de una instalación

fotovoltaica, según el segmento de potencia al cual pertenezca, puede vender la energía a la

distribuidora o bien venderla en el mercado; incluyendo al igual que Alemania, Italia y

España, la obligación por ley por parte de las distribuidoras, de comprar toda la energía a

los titulares, en caso que éstos decidan inyectar a través de la red de distribución. Para

determinar los segmentos de potencia, se tomo como referencia el marco regulatorio de

Italia.

8

4. INTRODUCCIÓN

La continua preocupación que existe actualmente por el tema medio ambiental, ha

llevado a los países, principalmente del continente Europeo, a una incansable búsqueda por

la diversificación del suministro eléctrico por aquellas fuentes energéticas que minimicen el

impacto que se está viviendo hoy en día, sobre todo por el aumento del uso de recursos

fósiles que han aumentado el nivel de los gases de invernadero.

Esta ha sido la principal razón que ha motivado una investigación, respecto a qué se

ha estado haciendo en materia de energías renovables y más específicamente, qué han

estado haciendo los países más desarrollados en la explotación de una de estas fuentes,

como lo es la energía solar.

Permitir un desarrollo sostenible del suministro energético, sobre todo en beneficio

de la protección del clima y del medio ambiente, ha sido la premisa planteada en algunos

territorios prominentes en esta tecnología donde enfocamos ésta búsqueda, como son

España, Alemania, el Estado de California, la provincia de Ontario (Canadá) e Italia.

En términos generales, la investigación fue exitosa, ya que se pudo rescatar

información precisa y actualizada acerca del marco regulatorio fotovoltaico en los

territorios ya mencionados, encontrándose diferencias en lo que respecta al incentivo que

existe hacia los usuarios para ingresar al negocio PV y el mecanismo de ingreso a este

mismo.

A continuación, se presentan las distintas disposiciones, incentivos y regulaciones

para las regiones ya mencionadas. Se procede a analizar el marco regulatorio de cada

territorio, los incentivos hacia sus participantes y la forma en que éstos son retribuidos.

Se presentan cuadros resúmenes (Anexo) que ayudan a vislumbrar las diferencias

más significativas entre los distintos países, para así al disponer de suficiente información

respecto de la experiencia internacional, poder plantear una política de generación PV que

se adecúe a la realidad en Chile, donde actualmente no existe un sistema que estimule y

regule este tipo de actividad.

9

5. OBJETIVOS

• Investigar sobre los avances que han tenido los Paneles Fotovoltaicos a lo largo de

la historia y la importancia de éstos ante el cambio climático.

• Estudiar el funcionamiento técnico de los paneles fotovoltaicos, ya sea los tipos de

paneles que existen, el modo de operar, etc.

• Investigar sobre las distintas formas en que pueden conectarse a la red y los

aspectos técnicos que esto implica.

• Investigar los distintos esquemas regulatorios a nivel internacional en materia

fotovoltaica, específicamente en países como España, Italia, Alemania, provincia de

Ontario (Canadá) y el Estado de California; observar los pros y los contras que han

tenido estos esquemas a nivel internacional.

• Luego de hacer una revisión detallada del punto anterior, elaborar una propuesta

para Chile que cumpla con los requerimientos que se necesitan en este caso.

• Como punto final, poder concluir esta tarea que se nos ha sido asignada, de tal

manera que cumpla con las condiciones de la Srta. Cristina Lemus.

10

6. LOS PANELES FOTOVOLTAICOS

6.1 ASPECTOS TÉCNICOS

El sol es una fuente importante de energía, la cual debido al constante

calentamiento global, ha tomado gran importancia en el último tiempo. Con la cantidad de

radiación solar que llega a la tierra diariamente, se puede cubrir la demanda mundial de

todo un año, sin embargo, no toda la radiación puede ser utilizada eficientemente, ya que

una gran parte de ésta es absorbida por la atmósfera. La radiación solar depende del

momento del día, del lugar y de las condiciones climáticas. En la Figura 1, se aprecia los

niveles de radiación solar en el mundo (Fondear, 2007).

Figura 1: Radiación Solar en la Tierra.

Para poder captar esta radiación se necesita un panel fotovoltaico. El efecto

fotovoltaico fue descubierto en 1838 por el físico experimental francés Edmund Becquerel,

mientras efectuaba experimentos con una pila electrolítica de dos electrodos sumergidos en

una sustancia electrolítica, en donde esta pila aumentaba su generación de electricidad

cuando era expuesta a la luz solar. A fines del siglo XIX, se descubre la fotoconductividad

del selenio y se construye la primera celda experimental hecha de una oblea de selenio. En

el año 1941 se construye la primera celda, la cual fue fabricada de selenio y tenía una

eficiencia del 1%. La compañía Western Electric, fue la primera en comercializar

solares en 1955. Las celdas solares fueron utilizadas para construir fuentes de poder para

satélites espaciales, donde estos estudios fueron hechos por la U.S. Signal Corps, la cual

comenzó con celdas que tenían una eficiencia del 4,5%, hasta lograr

eficiencia del 9%.

La celda solar es un dispositivo que convierte la radiación solar en energía

eléctrica de manera directa, es decir, no requiere de piezas móviles o procesos de

combustión. El efecto fotovoltaico, es decir, conver

en materiales conocidos como semiconductores, las cuales son materiales cuya

conductividad puede ser modificada, y además generar una corriente eléctrica con cargas

negativas, positivas o ambas.

La Figura 2, presenta un panel solar.

1.

2.

3.

Figura

El funcionamiento de un panel solar

en Generación Distribuida", Pontificia Universidad Católica, 2005)

de los fotones de la radiación solar, al impactar sobre la primera capa del panel, logran

penetrar para luego ser absorbidos por materiales semiconductores, tales como el silicio.

Debido a la penetración, los fotones golpean a los

provoca que sean liberados de los átomos a los que estaban originalmente confinados. Lo

anterior, les permite a los electrones circular por el material y producir electricidad, debido

eficiencia del 1%. La compañía Western Electric, fue la primera en comercializar



comenzó con celdas que tenían una eficiencia del 4,5%, hasta lograr, luego de 3 años



combustión. El efecto fotovoltaico, es decir, convertir la luz solar en electricidad se produce



esenta un panel solar.

1. luz (fotones) 4. capa de desviación

2. contacto frontal 5. capa positiva

3. capa negativa 6. contacto posterior

Figura 2: Estructura de un panel solar.

El funcionamiento de un panel solar (Pereda, Isidro, "Celdas Fotovoltaicas

en Generación Distribuida", Pontificia Universidad Católica, 2005) consiste en que algunos



Debido a la penetración, los fotones golpean a los electrones de los átomos de silicio, lo que



11

eficiencia del 1%. La compañía Western Electric, fue la primera en comercializar celdas



luego de 3 años, una



tir la luz solar en electricidad se produce



(Pereda, Isidro, "Celdas Fotovoltaicas

consiste en que algunos



electrones de los átomos de silicio, lo que



12

a que las cargas positivas complementarias que se crean en los átomos que pierden

electrones, denominadas huecos, permiten que exista un flujo de electrones en el panel

solar. Este flujo, es el responsable de la existencia de una corriente continua.

La conversión de radiación solar en energía eléctrica, es directamente

proporcional al ángulo de inclinación que hay en el panel solar con respecto a los rayos

solares incidentes. Por lo tanto, a medida que el panel se encuentra perpendicular a estos

rayos, la conversión es máxima. Lo anterior se puede apreciar en la Figura 3.

Figura 3: Ángulo de Inclinación del panel solar.

La eficiencia de los paneles fotovoltaicos, es el porcentaje de la luz solar

total absorbida que es capaz convertir en energía eléctrica. El valor de Punto de Máxima

Potencia, el cual corresponde a la potencia máxima que puede entregar el panel solar para

un nivel de radiación determinado, se divide entre la luz que llega a la celda (E, en W/m2) y

el área superficial de la célula solar (Ac en m2) con lo que se obtiene el valor de eficiencia

del panel solar.

Existen 4 generaciones de paneles fotovoltaicos (Wikipedia Panel

Fotovoltaico, 2009):

1. 1ra Generación: Los cuales consisten en una superficie de cristal simple,

están usualmente fabricadas usando un proceso de difusión con obleas de

silicio. Actualmente, corresponde a la tecnología dominante en la producción

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comercial y constituyen, aproximadamente el 86% del mercado de células

solares terrestres.

2. 2da Generación: esta tecnología se basa en el uso de depósitos muy delgados

de semiconductores sobre obleas con concentradores. Existen dos tipos, las

espaciales tiene una eficiencia entre 28% y 30%, pero tienen un elevado costo

y las terrestres con una eficiencia de 7% a 9%, con un bajo costo. La segunda

generación de células solares constituye un pequeño segmento del mercado

fotovoltaico terrestre, y aproximadamente el 90% del mercado espacial.

3. 3ra Generación: son muy diferentes a los dispositivos de las generaciones

anteriores. Para aplicaciones espaciales, se están estudiando dispositivos de

huecos cuánticos y dispositivos que incorporan nanotubos de carbono, lo cual

eleva la eficiencia a un 45%. Para las aplicaciones terrestres, se encuentran

todavía en investigación.

4. 4ta Generación: Esta constituye una tecnología hipotética, la cual está

compuesta en las que se mezclan conjuntamente nano partículas con polímeros

para fabricar una capa simple. Es una tecnología que se ha probado y usado en

las misiones a Marte por parte de la NASA.

Sin embargo, a pesar de que los paneles solares ayudan a disminuir la

contaminación que existe en nuestros días, hay que tener presente que también su uso

incluye un impacto dentro del medio ambiente, ya sea por el desecho de los módulos

solares al final de su vida útil como también por los elementos químicos que se necesitan

durante su fabricación. Por ejemplo, en Europa buscan crear una visión para la reparación,

recuperación y reciclado de las celdas solares, donde se incluye el diseño de sistemas de

reciclaje, los cuales permitan un desmontaje que sea fácil y rentable, con una alta

recuperación de las células solares de silicio cristalino y la sustitución de sustancias

peligrosas como es el plomo y el cadmio (20th European Photovoltaic Solar Energy

Conference, 2005).

Para evitar posibles daños ambientales, las industrias de módulos solares,

han iniciado algunas actividades para promover la recogida y posterior reciclado de estos

componentes. Por ejemplo en Alemania, la empresa Deutsche solar ha ejecutado un plan

14

piloto para el reciclaje de las células solares de silicio cristalino y de los módulos. El

proceso parte con un proceso de recuperación, donde se queman los polímeros de la lámina

del módulo, para luego ser sometidos a un proceso de grabado químico para eliminar la

metalización, de revestimiento anti-reflexión y unión pn. El producto resultante puede ser

reprocesado en los procesos estándares de células solares.

Otra manera de facilitar la recuperación de las células solares, consiste en

añadir una capa adicional de polímero con una baja adhesión tanto para la célula como para

el laminado. La única desventaja, consiste en que se aumentan los efectos ópticos

disminuyendo la eficiencia del modulo solar (20th European Photovoltaic Solar Energy

Conference, 2005).

6.2 CONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA

Un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica, está formada básicamente por

un generador fotovoltaico acoplado a un inversor que opera en paralelo con la red eléctrica

convencional. El concepto de inyección a red tiene un amplio margen de aplicaciones,

desde pequeños sistemas de pocos kilowatt pico (kWp) de potencia instalada hasta centrales

de varios megawatt pico (MWp). En la Figura 4 se puede apreciar los diferentes usos en

los que puede ser aplicado la energía solar fotovoltaica, tanto en aplicaciones conectadas o

aisladas de la red.

Figura 4: Aplicaciones de la Energía Solar Fotovoltaica como suministros eléctricos.

15

Inicialmente, los sistemas fotovoltaicos conectados a la red se desarrollaron para

centrales fotovoltaicas de gran tamaño. Posteriormente, al comprobarse que trabajaban

correctamente y al avanzar la tecnología en el desarrollo de sistemas de menor tamaño, se

comenzaron a instalar en residenciales a modo de pequeñas centrales domésticas solares

(Pereda, Isidro, "Celdas Fotovoltaicas en Generación Distribuida", Pontificia Universidad

Católica, 2005).

El sistema fotovoltaico comprende alguno o todos los siguientes subsistemas:

• El subsistema fotovoltaico, el cual está formado por la conexión serie-paralelo de

las celdas solares y sus protecciones, el cual debe entregar un voltaje y corriente

adecuada para la aplicación que se requiera. La vida de una celda solar debe

exceder los 20 años cuando se encuentra en condiciones normales. Lo anterior

depende de la encapsulación que tenga la celda para evitar que entre agua, no

fatigue ante resistencia térmica, ni la absorción mecánica.

• El subsistema de almacenamiento, el cual es formado por la conexión serie-

paralelo de acumuladores o baterías. En el caso de instalaciones residenciales que

se requiere capacidades de almacenamiento mayores, los acumuladores más usados

son los de plomo-ácido.

• El subsistema de regulación de carga, el cual consiste en circuitos electrónicos

destinados a mantener la carga correcta en los acumuladores junto con las

protecciones de sobrecarga y descarga excesiva de estos. Por lo tanto, estos circuitos

electrónicos permiten conocer el estado de carga de la batería de los acumuladores

poniendo en marcha eventualmente una protección de sobrecarga. Para determinar

el estado, se mide la tensión de la batería y se compara con una tensión de

referencia.

• El subsistema de conversión, el cual está formado por equipo electrónicos

(inversores y rectificadores) que convierten la corriente continua producida por los

paneles, en corriente alterna para proporcionar al usuario una línea de 220V.

• El subsistema de monitorización y registro, el cual está formado por equipos

destinados a medir y a registrar el correcto funcionamiento del conjunto entero.

En la Figura 5, se muestra estos subsistemas interconectados.

16

Figura 5: Sistema Fotovoltaico conectado a la red eléctrica.

Las estaciones de energía que alimentan la red, por lo general tienen generadores de

salida de energía entre 100 kWp y algunos MWp, los cuales son operados por las

compañías de electricidad. Toda la energía producida es inyectada a la red.

En el caso de consumidores normales de electricidad conectados a la red que poseen

sistemas fotovoltaicos, pueden comprar o vender electricidad. Lo anterior se puede apreciar

en la Figura 6 para un día común (Pereda, Isidro, "Celdas Fotovoltaicas en Generación

Distribuida", Pontificia Universidad Católica, 2005).

Figura 6: Compra y Venta de energía eléctrica para un titular de una instalación de paneles fotovoltaicos en un día común.

Las superficies externas de los edificios son muy aptas para la instalación de

paneles solares, donde se incluyen techos inclinados, fachadas, estacionamientos,

claraboyas, etc. Además, los paneles solares pueden cumplir con un rol adicional como

17

proveer sombra, aislamiento del ruido, etc. Estos sistemas tienen un tamaño menor que

20kWp, los cuales usan inversores auto sincrónicos con una alta frecuencia de corte. Sin

embargo, algunas conexiones a la red eléctrica sufren de problemas de calidad se

suministro, producido por la capacidad limitada de la línea en relación a la demanda. Para

resolver el problema anterior, lo que se utiliza es un sistema de paneles solares, un inversor

y una batería recargable. El sistema en su conjunto entrega energía en el día por los paneles

solares y por la noche por la batería recargable cuando el consumo es alto. La batería

puede ser recargada desde el generador fotovoltaico durante el día o desde la red cuando la

demanda es pequeña. De esta manera, la carga a la red durante las horas punta se reduce. La

mejora resultante en la calidad del suministro puede darle más valor a la energía inyectada

a la red, haciendo el sistema fotovoltaico más conveniente. En la Figura 7, se presenta la

variación de los costos que han tenido las instalaciones fotovoltaicas a partir del año 1980.

Figura 7: Costos de una planta solar.

Gracias al carácter modular de la tecnología fotovoltaica, permite a diferencia de la

mayoría de las fuentes convencionales, un costo unitario y una eficiencia independiente del

tamaño o la escala de la instalación, por ello que los pequeños sistemas son de gran interés

para la producción de energía descentralizada o independiente del usuario o consumidor. La

gran ventaja de estos sistemas es (Ihosvany Cabrera Martínez, 2005):

• Debido a que se genera en el mismo punto que se consume, se eliminan las perdidas

en transmisión y distribución.

18

• Son de instalación relativamente simple y rápida.

• No producen contaminación ni efecto nocivo

• Son sistemas modulares: permiten inversiones de forma progresiva.

• Los costos de operación y mantenimiento son incomparablemente inferiores a los de

las termoeléctricas.

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7. ESQUEMAS REGULATORIOS A NIVEL INTERNACIONAL

7.1 ESPAÑA

La normativa eléctrica española para la generación fotovoltaica, se encuentra en el

Real Decreto 661/2007, el cual regula las Energías Renovables no Convencionales para

garantizar estabilidad y seguridad en las inversiones, con una política de primas justas y

razonables. El RD 661/2007, tenía como uno de sus principales objetivos tener una

capacidad instalada de 400 MW, sin embargo el cambio que produjo en las tarifas, hizo

que la instalación de grandes plantas de producción fotovoltaica fuera muy rentable. Por lo

tanto, en agosto del 2007 la Comisión Nacional de Energía de España, informo que se había

superado el 85% del objetivo y se preveía que para el 2008 la potencia instalada llegaría a

los 1000MW (Real Decreto 661 de España, 2007). En la Figura 8, se puede apreciar la

capacidad instalada acumulada que ha tenido España en el los últimos tiempos.

Figura 8: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en España.

Según la normativa española, la autorización administrativa para la

construcción, explotación, modificación, transmisión y cierre de las instalaciones son de

potestad de la Administración General del Estado, la cual lo hace a través de la Dirección

General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio de

España, en donde se deben cumplir con ciertos procedimientos, requisitos y registros que se

encuentran estipulados en el Capítulo II de este Decreto.

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La normativa exige ciertos derechos y obligaciones para las instalaciones

fotovoltaicas, en donde tenemos específicamente que (Real Decreto 661 de España,

Capitulo III, 2007):

• El titular de la instalación de producción y la empresa distribuidora, suscribirán un

contrato fijo, en donde se deben reflejar los puntos de conexión y medida;

características cualitativas y cuantitativas de la energía cedida; causas de rescisión o

modificación del contrato; condiciones de explotación de la interconexión.

• El titular de la instalación de producción tiene derecho a conectar en paralelo su

grupo o grupos generadores a la red de la compañía eléctrica distribuidora y a

transferir al sistema su producción neta de energía vendida a través de ésta; percibir

por la venta, total o parcial, de su energía eléctrica generada la retribución prevista

en el régimen económico, el cual será explicado más adelante; vender toda o parte

de su producción neta a través de líneas directas.

• El titular de la instalación de producción tiene la obligación de entregar y recibir la

energía en condiciones técnicas adecuadas; aquellas instalaciones superiores a

10MW, deben estar adscritas a un centro de control de generación, que actuara

como interlocutor con el operador del sistema. Lo anterior, es necesario para la

percepción de la tarifa. Debe mantener la instalación en perfectas condiciones de

funcionamiento, así como de los aparatos de protección e interconexión. En caso

que de que se haya producido una falla en la red, la empresa distribuidora podrá

verificar la instalación sin necesidad de autorización previa del titular, además que

éste último, deberá disponer de un medio de comunicación que ponga en contacto,

de manera inmediata, los centros de control de la red de distribución con los

responsables del funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas.

En la Ley 54/1997 (Ley 54 del Sector Electrico Español, 1997) del sector

eléctrico español, se establecen los principios de un modelo de funcionamiento basado en la

libre competencia, impulsando a su vez, la instalación de centrales de energías renovables.

En el RD 2818 (Real Decreto 2818 de España, 1998), se establece un marco de

funcionamiento para las centrales de energías renovables inferiores a 100VA, cuya

conexión a la red se haga en baja tensión, donde se destaca el procedimiento de inclusión

21

de una instalación de producción de energía eléctrica en el régimen espacial y las

condiciones de entrega de la energía eléctrica producida.

El titular de una instalación, debe solicitar a una empresa distribuidora el

punto y condiciones técnicas necesarias para la realización de un proyecto, la cual es

función de la potencia instalada. Dentro de las condiciones técnicas necesarias, se incluye

la potencia pico del campo de paneles, potencia nominal de la instalación, modos de

conexión y las características del inversor o inversores y una descripción de los

dispositivos de protección y elementos de conexión previstos. Para poder determinar estas

condiciones mínimas, la empresa distribuidora debe notificar al solicitante de la propuesta

las condiciones de conexión, donde se incluye el punto de conexión y medida propuesto; la

tensión nominal máxima y mínima de la red en el punto de conexión; potencia de

cortocircuito esperada en explotación normal en el punto de conexión y la potencia nominal

máxima disponible en este punto, en relación con la capacidad de transporte de la línea o,

en su caso, con la capacidad de transformación del centro de transformación. En caso que la

potencia nominal máxima disponible de conexión sea inferior a la potencia de la instalación

fotovoltaica, la empresa distribuidora deberá determinar los elementos concretos de la red

que precisa modificar para igualar ambas potencias (Real Decreto 661 de España, 2007).

Los titulares de las instalaciones pueden vender, total o parcialmente su

producción neta de energía eléctrica, en donde pueden elegir (por un plazo no inferior a 1

año) ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o distribución

percibiendo una tarifa regulada o vender la electricidad en el mercado de producción de

energía eléctrica, donde el precio de venta será el precio que resulte en el mercado

organizado o el precio libremente negociado por el titular. Independiente de la opción de

venta que hayan elegido, el titular recibirá un complemento por energía reactiva por el

mantenimiento de unos determinados valores de factor de potencia. Este complemento se

fija como un porcentaje, en función del factor de potencia con el que se entregue la energía

del valor de 7,8441 c€/kWh, que será revisado anualmente. Aquellas instalaciones cuya

potencia instalada sea igual o superior a 10MW, podrán recibir instrucciones del operador

del sistema para la modificación temporal del valor obtenido. Además se incluye un

complemente por eficiencia, el cual es aplicable únicamente sobre la energía cedida al

sistema a través de la red de transporte o distribución (Real Decreto 661 de España, 2007).

22

Las instalaciones que hayan elegido vender la energía eléctrica a través de

la red de transporte o distribución, realizarán su venta a través de un sistema de ofertas

gestionado por el operador del mercado. Para ello, realizarán ofertas de venta de energía a

precio cero en el mercado diario, y en su caso, ofertas en el mercado intradiario, de acuerdo

con las reglas del mercado vigente. Las instalaciones que hayan elegido vender la

electricidad en el mercado, podrán vender su energía, bien directamente o bien

indirectamente mediante representación, tanto en el mercado de ofertas como en la firma de

contratos bilaterales o en la negociación a plazo. En el caso que existan consumos

eléctricos en el mismo lugar que la instalación fotovoltaica, éstos se situarán en circuitos

independientes de los circuitos eléctricos de la instalación y de sus equipos de medida. La

medida de esos consumos se realizará con equipos propios e independientes. La energía

eléctrica que el titular de la instalación facturará a la empresa distribuidora, será la

diferencia entre la energía eléctrica de salida menos la de entrada a la instalación

fotovoltaica. Los medidores de salida utilizados, deben mantener la potencia nominal de la

instalación entre el 50 por 100 de la intensidad nominal (Real Decreto 661 de España,

2007). En la Tabla 1 se puede apreciar las tarifas impuestas por el Real Decreto 661.

Tabla 1: Tarifas para instalaciones fotovoltaicas según el Real Decreto 661 del sector eléctrico Español.

Potencia Plazo Tarifa regulada c€/kWh

P<= 100Kw Primeros 25 años 44,0381

A partir de entonces 35,2305

100

kW<P<=10MW

Primeros 25 años 41,75


10MW<P<=50MW Primeros 25 años 22,9764


En donde las tarifas se actualizan anualmente tomando como referencia el

incremento del IPC menos el valor de referencia establecido para la detracción del IPC, el

cual será de veinticinco puntos básicos hasta el 31 de diciembre de 2012 y de cincuenta

puntos básicos a partir de entonces.

23

Debido a la rentabilidad que produjo el Real Decreto 661/2007, el cual

provocó una sobre instalación de paneles fotovoltaicos, se dicta el Real Decreto 1578 (Real

Decreto 1578 de España, 2008), cuyo objetivo es el establecimiento de un régimen

económico para las instalaciones de producción de energía eléctrica de tecnología

fotovoltaica para las instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la

retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. Este nuevo régimen, tiene una

vigencia de 25 años, sin efectos retroactivos de otras leyes posteriores y en donde la

compañía eléctrica tiene la obligación de comprar toda la energía generada en la instalación

fotovoltaica.

Este nuevo decreto, incluye los siguientes cambios (Real Decreto 1578 de España,

2008):

• Tipo de Instalaciones

Distingue dos tipos de instalaciones las cuales se pueden observar en la

Tabla 2. Las potencias máximas de los proyectos o instalaciones que sean inscritos, no

deben superar los 2MW en tejado o los 10MW en el suelo. El nuevo régimen económico

pretende reconocer las ventajas que ofrecen las instalaciones integradas en edificios, ya sea

en fachadas o sobre cubiertas, por sus ventajas como generación distribuida, porque no

aumenta la ocupación de territorio y por su contribución a la difusión social de las energías

renovables.

Tabla 2: Tipo de Instalaciones según el Real Decreto 1578 del sector eléctrico Español.

Denominación Descripción

Potencia Mínima/Máxima

(kW)

Tipo I Subtipo 1.1

Instalaciones que estén ubicadas en cubiertas o fachadas de

construcciones fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a usos residencial de

servicios, comercial o industrial. También se incluyen las

instalaciones que estén ubicadas sobre soportes que tengan por objeto un uso de cubierta de

aparcamiento o de sombreamiento.

0/20 kW

Subtipo 1.2 21/2000 kW

Tipo II Resto de instalaciones 0/10000 kW

24

• Registro de pre asignación de retribución

Se realiza un registro de pre asignación con la finalidad que de seguridad

jurídica a los promotores respecto de la retribución que obtendrá la instalación una vez

puesta en servicio.

Toda aquella instalación que quiera obtener la retribución dada por el RD, debe

inscribir previamente el proyecto de instalación o instalaciones en el registro de pre

asignación de retribución, las cuales están asociadas a un periodo temporal (trimestral). Se

realizan 4 convocatorias anuales para postular a la solicitud de inscripción en el registro de

pre asignación, una por trimestre.

En cada una de las convocatorias se establece cupos de potencia por tipo y

subtipo, las cuales están constituidas por las potencia base. En el nuevo RD, se establece

una nueva definición de potencia, con lo cual se consigue mayor precisión en el

procedimiento de cómputo de la potencia de cada instalación fotovoltaica, a efectos de la

aplicación de la retribución correspondiente. Es así, como el Tipo I se establece una

potencia base de 267/m MW, en donde el 10% corresponde a las instalaciones del subtipo

1.1 y el 90% a las del subtipo 1.2. Para las instalaciones del Tipo II se asigna una potencia

base de 133/m MW, en donde m corresponde al número de convocatorias anuales.

El cupo de potencia para el 2009 es de 400MW. Los cupos de los siguientes

años se calculan tomando de referencia la potencia base de casa tipo/subtipo, además se

establecen cupos extraordinarios adicionales de potencia para suelo de 100MW para el

2009 y 60MW para 2010.

En cada una de las convocatorias, se debe presentar la solicitud de

inscripción junto con una serie de documentos tales como Autorización administrativa,

punto de conexión, licencia de obras, resguardo del aval. Las potencias se asignan de

acuerdo a un orden cronológico hasta que se sobrepase en un 50% del cupo previsto, en

donde este exceso de retraería del cupo de la siguiente convocatoria. Los proyectos tienen

un plazo de 12 meses en inscribirse con carácter definitivo en el registro administrativo de

instalaciones de producción, en caso contrario, se cancela la asignación de potencia; sin

embargo, no se producirá esta cancelación en caso que existan razones justificadas para que

25

esta inscripción permanezca en el registro. Lo anterior lo determina la Dirección General de

Política Energética y Minas.

Las instalaciones están sujetas al pago de un aval en caso de que no estén

inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción; en caso contrario las

instalaciones del Subtipo 1.1 deberán pagar un aval de 50€/kW y las Subtipo 1.2 500€/kW.

• Régimen Económico

Las tarifas reguladas correspondientes, a las instalaciones que únicamente utilicen la

radiación solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica, y que además,

estén inscritas en el registro de pre-asignación se pueden apreciar en la Tabla 3.

Tabla 3: Tarifas para los diferentes tipos de instalaciones según el Real Decreto de 1578 del sector eléctrico Español.

Denominación Tarifa (c€/kWh)

Tipo I Subtipo 1.1 34

Subtipo 2.2 32

Tipo II 133

Las tarifas anteriores pueden incrementarse o decrementarse, dependiendo si

se alcanza el objetivo de potencia establecido en la convocatoria anterior. Por lo tanto

existen 3 posibilidades:

1. Si entre dos convocatorias seguidas no se alcanza el 50% del cupo de potencia para

un tipo o subtipo, la tarifa se podrá incrementa en la misma proporción en que se

reduciría si se cubriese el cupo.

2. La tarifa se mantiene constante en caso que la potencia pre asignada sea mayor que

el 50% de la potencia pre asignada pero menor que esta.

3. En caso que la potencia pre asignada sea mayor igual que el cupo, la tarifa se reduce

multiplicándola por un factor (A=0,91/m, donde m es el numero de convocatorias

anuales).

Sin embargo, hay una excepción la cual corresponde a que la tarifa de las

pequeñas instalaciones en tejado (Subtipo 1.1) nunca puede ser inferior a la de instalaciones

26

en tejado más grandes (Subtipo 1.2). En caso que el mecanismo anterior se redujera aun

más, se iguala la tarifa de las instalaciones de más de 20kW.

7.2 ESTADO DE CALIFORNIA

La estructura del mercado Californiano se caracteriza por la existencia de tres figuras (The

California Power Exchange, 2000):

• Un operador del sistema, que cual es el responsable de la seguridad de éste, donde

debe operar las líneas de transmisión (libre acceso a los participantes a las líneas de

transmisión) y debe asegurar la estabilidad del sistema. También debe manejar un

mercado spot para lograr que el sistema sea balanceado en tiempo real y además de

manejar un mercado de servicios auxiliares.

• Una bolsa, la cual se encarga de operar las ofertas diarias y horarias de compradores

y vendedores de energía con un día y hora de anticipación.

• Los Schedulling Coordinators, los que tienen la opción de mantener un portafolio de

contratos con consumidores y generadores, incluyendo la programación de las

cargas y consumos con el operador del sistema.

La bolsa, realiza las subastas y genera precios uniformes para cada hora del día, los

cuales son enviados al operador del sistema. Luego, este operador determina la factibilidad

de los programas enviados por la Bolsa y por los Schedulling Coordinators, lo cual depende

de la disponibilidad de las líneas. Si los programas son factibles, se realiza el despacho; en

caso contrario son devueltos a las correspondientes entidades para su revisión. Los

consumidores no pueden realizar ofertas directamente en el mercado spot, por lo que

ofertan incrementando o disminuyendo el consumo.

El estado de California ha incentivado el uso de energía fotovoltaica, con la

finalidad de diversificar el suministro de electricidad, aliviar la demanda en la redes de

suministro y para mejorar la calidad del aire. Para ello existen los siguientes programas:

1. La Iniciativa Solar de California (para casas existentes) (Go Solar California,

Existing Homes, 2008), la cual ha sido diseñada para lograr un futuro más limpio de

energía y para ayudar a disminuir los costos de los sistemas solares. Esta iniciativa

27

tiene la misión de instalar 3000 MW de nuevos proyectos fotovoltaicos para el año

2017.

La Iniciativa solar de California cuenta con un presupuesto de US$2167

millones, en donde las líneas de acción de este proyecto son las siguientes:

• Programa para familias de bajos ingresos (217 millones US$)

• Programa multifamiliar, para acceder a paneles solares (1.897 millones US$)

• Programa de investigación y desarrollo (50 millones US$)

• Programa Piloto de Calentamiento Solar de Agua (2,6 millones US$)

Para lograr el objetivo de los 3000MW de capacidad instalada (Ver Figura 9,

para apreciar cómo ha variado la capacidad instalada de energía solar en el Estado de

California), se les paga dos tipos de incentivos a los clientes con suministro solar, con la

finalidad de asegurar que se está generando energía solar limpia y que se pueda ofrecer el

máximo de generación de energía solar.

Figura 9: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en Estado de California.

Estos incentivos son:

28

• Rendimiento esperado, basado en la reducción de la tasa de interés, lo cual es

aplicable para proyectos menores a 50kW. Los incentivos serán concedidos una

sola vez, en donde el incentivo corresponde al pago por adelantado sobre la base de

los resultados esperados, que se calcula utilizando las factores del equipo y la

instalación, la ubicación geográfica, la inclinación, orientación y sombreado. Los

precios en el año 2007 son los siguientes:

• $ 2.50 / W de CA para sistemas residenciales y comerciales, ajustada en

base a los resultados esperados.

• $ 3,25 / W de CA para las entidades gubernamentales y organizaciones

sin fines de lucro, ajustada en base a los resultados esperados.

• Incentivos basados en el rendimiento (ángulo de instalación, la inclinación, y la

ubicación), lo cual es aplicable para sistemas iguales o mayores a 50kW. El

incentivo consta de un pago mensual por toda la potencia de salida durante los

primeros 5 años de operación. Este incentivo se paga mensualmente sobre la base de

la cantidad real de energía producida.

Los precios en el 2007 son:

• $ 0.39/kWh, los cinco primeros años para sistemas residenciales y

comerciales.

• $ 0.50/kWh, los cinco primeros años para las entidades

gubernamentales y organizaciones sin fines de lucro.

Cabe destacar que los negocios no necesitan preocuparse sobre los aumentos

en los impuestos a la propiedad, ya que lo solar está exento de este impuesto. En cuanto a la

tarifa por solicitud, estas no se requieren para sistemas menores a 10kW. La tarifa por

aplicación de la Iniciativa solar de California es de 1% del monto el incentivo basado en la

reducción de la tasa de interés.

Los sistemas solares deben ser diseñados para compensar la carga eléctrica

suministrada en el lugar de la instalación, por lo que los incentivos se pagarán por sistemas

que califican tan pequeños como 1kW y tan grandes como 1MW. Aquellos sistemas de

5MW, puede solicitar estos incentivos, pero los pagos serán prorrateados a 1MW. Aquellas

instalaciones, donde el incentivo será la reducción de la tasa de interés, requieren de

medidores con exactitud de +-5%, el cual puede estar integrado en el inversor del sistema.

29

Para las instalaciones con incentivo basado en el rendimiento, necesitan estar equipados

con un medidor individual de información a intervalos con exactitud del +-2%.

Todos los sistemas deben tener una garantía mínima de 10 años, tanto para

los módulos de paneles fotovoltaicos como para los inversores necesarios, en cambio los

medidores deben tener una garantía mínima de 1 año.

2. Nueva Asociación de Casas solares (Go Solar California, New Homes, 2008)

En enero del 2006, en California se aprobó un programa para fomentar la energía

solar en nuevas viviendas, el cual consistía en un proyecto de 400 MUS$. Esta iniciativa se

logra mediante la colaboración con los constructores y desarrolladores, para incorporar en

los nuevos hogares altos niveles de eficiencia energética y de alto rendimiento de los

sistemas solares.

Esta iniciativa se dirige específicamente a los tipos de mercado y viviendas

de sectores unifamiliares y multifamiliares, para obtener 400MW de capacidad instalada en

las nuevas casas y tener sistemas de energía solar en el 50% de todas las viviendas

construidas en California a fines del 2016.

Los incentivos de este programa, están determinados por el tipo de vivienda y el

desempeño esperado que tenga el sistema, los cuales dependen de la eficiencia de los

equipos que se utilicen; de la ubicación geográfica; de la orientación, inclinación y

sombreado de los paneles solares.

Para poder beneficiarse de los incentivos, la vivienda residencial debe alcanzar al

menos el 15% más alto de eficiencia energética que el actual edificio.

Estos incentivos se pagan una vez que el sistema está instalado, en

funcionamiento y cuando se hayan reunido todos los requisitos del programa. Estos

requisitos son los presentados a continuación:

• Requisitos del equipo: Dentro de estos requisitos tenemos que, los sistemas deben

estar conectados a la red; los inversores y los módulos deben tener una garantía de

10 años; módulos fotovoltaicos e inversores deben estar certificados.

• Requisitos de Instalación: Dentro de estos requisitos tenemos que, los sistemas

deben estar instalados en base a la licencia entregada por el Estado de California y

30

los sistemas de auto-instalación son aceptables, sin embargo, esta tarea se alienta a

los contratistas que son certificados por la North American Board of Certified.

Dentro de este programa, existen 4 niveles de incentivos disponibles:

• Base de incentivos, donde la base del incentivo por rendimiento esperado es de

US$2.50/watt a partir del 2007. Esta base se aplica a casas y comunidades pequeñas

(6 casas), áreas comunes de viviendas, urbanizaciones.

• Solar, como una característica estándar de incentivos: a comienzos del 2007

tenía un valor de US$2.60/watt. Para poder recibir este incentivo, un constructor de

6 o más casas se debe comprometer a que al menos un 50% de las unidades

residenciales deben instalar el sistema eléctrico solar.

• Áreas Residenciales de Vivienda: a partir del 2007 el valor de este nivel de

incentivo era de US$3.50/watt, en donde se aplica a viviendas de cualquier tamaño.

• Áreas comunes de Viviendas: a comienzos del 2007, el valor de este incentivo era

de US$3.30/watt, en donde se aplica a sistemas solares eléctricos en las zonas

comunes de proyectos de vivienda.

7.3 ALEMANIA

La normativa eléctrica alemana para la generación fotovoltaica, se encuentra en la

Ley de Preferencia de las Energías Renovables “Erneuerbare-Energien-Gesetz-EEG”, la

cual regula las Energías Renovables no Convencionales para su correcta planificación e

inyección en la red, además de ofrecer precios justos para los usuarios interesados en

acceder a esta forma de generación eléctrica (Ley sobre las Energias Renovables (LER) de

Alemania, 2008). En la Figura 10, se puede apreciar como ha variado la capacidad instalada

solar en Alemania.

31

Figura 10: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en Alemania.

A continuación se presentan los tópicos más relevantes para el estudio y

entendimiento de la regulación fotovoltaica alemana, así como el marco legal que sostiene

este tipo de actividad y el esquema de incentivos existente para los usuarios que optan por

esta forma de generación.

El objetivo principal de la ley de energías renovables, es permitir un desarrollo

sostenible del suministro energético, sobre todo en beneficio de la protección del clima y

del medio ambiente. Para lograr este objetivo, la normativa alemana se ha propuesto

incrementar la proporción de las energías renovables en el suministro energético nacional a

un mínimo del 30 por ciento para el año 2020 y de seguir incrementando la misma, de

forma continua.

La actual ley de energías renovables alemana, supervisa la conexión prioritaria de

centrales de generación de electricidad a partir de fuentes de energía renovables ubicadas

en el territorio de la República Federal. La adquisición, el transporte y la retribución de

dicha electricidad por parte de los operadores de la red y la compensación de la energía

eléctrica consumida y retribuida por parte de los usuarios en todo el territorio nacional

(Art.1/Aptdo 1,2,3) (Ley sobre las Energias Renovables (LER) de Alemania, 2008).

Los operadores de red, se encuentran obligados a conectar inmediata y

preferentemente las instalaciones destinadas a la generación de electricidad a partir de

fuentes de energía renovables, como la fotovoltaica, a un punto de su red (punto de

32

conexión) que sea apto en cuanto a nivel de tensión y que se encuentre lo más cercano en

línea directa hacia la instalación. Si existe otra red que ofrece un punto de conexión más

favorable en términos tecnológicos y económicos, será responsabilidad del operador de la

red informar de esto al generador, para llevar a cabo la conexión en este punto. En el caso

que existan una o varias instalaciones generadoras con una potencia total máxima de 30

kilovatios y el futuro generador desee emplazar la central en un terreno aledaño, se

considerará, este terreno como punto de conexión a la red más favorable (Art.5/Aptdo 1,2)

(Ley sobre las Energias Renovables (LER) de Alemania, 2008). Los operadores de red

estarán obligados a transportar y distribuir preferentemente y sin demora toda la

electricidad generada que ofrezcan las centrales fotovoltaicas. Esto implica que se

priorizará y maximizará el ingreso de potencia por parte de la generación renovable por

sobre aquellas centrales fuera de esta categoría.

Si existe un nuevo operador de central (usuario) que pretenda inyectar energía a la

red, los operadores de red estarán obligados a optimizar, reforzar y ampliar la capacidad de

la red cercana a la nueva central de generación en el menor tiempo posible y de esta manera

asegurar el abastecimiento energético renovable, tal como se estipuló con anterioridad. En

caso que, para el operador de red sea inviable la ampliación de la red por motivos

económicos, este quedará liberado de esta obligación (Art.14)

El operador de red, deberá publicar lo más pronto posible en su sitio de Internet,

información referente al posible riesgo de que algún operador de central deba ser regulado

por una presunta sobrecarga del sistema, detallando claramente cuáles son las regiones de la

red afectadas y los motivos de esta misma (Art.9/apto 1,3) (Ley sobre las Energias

Renovables (LER) de Alemania, 2008).

Los operadores de centrales fotovoltaicas tendrán derecho a elegir otro punto de

conexión de ésta o de otra red que sea apta en cuanto a su nivel de tensión. Si se ven

obligados, por parte del operador de red a conectarse a un punto específico de la red, que no

sea aquel menos distante de la central o adecuado en cuanto a nivel de tensión, será

exclusiva responsabilidad del operador de red solventar los gastos adicionales en los que se

incurriría por elegir este nuevo punto de conexión (Art.13/Apto 2)

Desde el punto de vista técnico y operativo, los operadores de centrales con una

capacidad instalada por sobre los 100 KW de potencia, estarán obligados a instalar en sus

33

centrales, un dispositivo que permita acceso remoto por parte del operador de red y le

permita a éste reducir la potencia generada, permitiendo el control en caso de sobrecarga de

la red y así también detectar la potencia real de inyección en cada momento por parte de la

central fotovoltaica (Art.6/Apto 1,2)

Tal como se estipula en la ley, los costos necesarios para la adquisición del equipo

de generación fotovoltaica así como aquellos instrumentos de medición necesarios para la

determinación de la energía eléctrica inyectada y consumida de la red correrán por cuenta

del operador de la central.

Alemania no cuenta con un programa de estimulo monetario o subvención para

aquellos usuarios que deseen ingresar en la generación fotovoltaica, solo se remunera

aquella energía que efectivamente es inyectada en la red por parte del generador. Los

equipos necesarios para la generación y la cuantización de la energía inyectada son de

exclusiva responsabilidad del generador. Respecto a los pagos por energía, los operadores

de red están obligados a retribuir monetariamente toda la electricidad que se haya generado

en las centrales fotovoltaicas. Esta obligación existirá si el operador de la central ha sido

debidamente inscrito en el registro de centrales, y si se ha informado a la Agencia Federal

de Redes el lugar físico de la central y su potencia nominal. Por otra parte, los operadores

que ejerzan su derecho a recibir un pago por la energía inyectada estarán obligados a partir

de ese momento a ceder a la red toda la electricidad generada en su central que en un

principio fue inscrita. Por supuesto, toda la energía inyectada a terceros conectados a una

línea aparte del sistema eléctrico general no será recompensada.

Los generadores fotovoltaicos tendrán el derecho de hacer contratos de suministro

de energía en forma directa, esto es vender su energía a clientes libres, dando previo aviso

al operador de redes acerca de este contrato con anticipación a la puesta en servicio de este

suministro directo (Art.16/Apto 1,2,4).

El cálculo de las retribuciones por la electricidad, se paga en función de la potencia

de cada central (la potencia efectiva inyectada a la red) (Art.18/Apto 1) (Ley sobre las

Energias Renovables (LER) de Alemania, 2008).Las retribuciones monetarias estarán

sujetas a una degresividad, que es básicamente un reajuste a la retribución por potencia con

el paso del tiempo desde la puesta en servicio de la central generadora. Para aquellas

centrales generadoras fotovoltaicas que entren en servicio antes del 1 de enero del 2010

34

estarán sujetas a reducciones en las retribuciones en los siguientes porcentajes (Art.20/Apto

1,2) (Ley sobre las Energias Renovables (LER) de Alemania, 2008):

a) Electricidad procedente de centrales tipo free-standing

a. En el año 2010: 10%,

b. A partir del año 2011: 9%

b) Electricidad procedente de centrales en o sobre edificios

a. hasta una potencia máxima de 100 kilovatios:

i. En el año 2010: 8%

ii. A partir del año 2011: 9%,

b. a partir de una potencia mayor a 100 kilovatios:

i. En el año 2010: 10%

ii. A partir del año 2011: 9%

Ahora, estas reducciones porcentuales estarán a su vez sujetas a reajustes de acuerdo a,

a) un aumento de un punto porcentual, si la potencia de todas las centrales registradas

por la Agencia Federal de Redes dentro de los doce meses anteriores al 30 de

septiembre del año que sigue supere

a. 1500 MW para el año 2009.

b. 1700 MW para el año 2010.

c. 1900 MW para el año 2011.

b) un reducción de un punto porcentual, si la potencia de todas las centrales registradas

por la Agencia Federal de Redes dentro de los doce meses anteriores al 30 de

septiembre del año que sigue sea inferior a

a. 1000 MW en el año 2009.

b. 1100 MW en el año 2010.

c. 1200 MW en el año 2011.

Los pagos o retribuciones sujetos a estas reducciones o incrementos para la generación

fotovoltaica se diferencian según (Ley sobre las Energias Renovables (LER) de Alemania,

2008),

� 31,94 c€/kWh, en los casos en que la central no esté instalada en o sobre una

estructura edificada que se haya construido principalmente para otros fines que no

son generación de energía eléctrica (free-standing facilities) (Art.32/Apto 1,2).

35

� La energía solar proveniente de estructuras que se encuentren instaladas

exclusivamente en un edificio o sobre un edificio o bien en una muro anti ruido,

tendrá una retribución de

• 43,01 c€/kWh en centrales que tengan una potencia máxima de 30 kilovatios (< 30

KW).

• 40,91 c€/kWh en centrales que tengan una potencia máxima de 100 kilovatios,

(entre 30 y 100 KW).

• 39,58 c€/kWh en centrales que tengan una potencia máxima de 1 megavatio, (entre

100 KW y 1 MW).

• 33,0 c€/kWh en centrales que tengan una potencia mayor de 1 megavatio. (>1

MW).

Para la electricidad procedente de centrales con una potencia instalada máxima de

30 KW, las retribuciones se reducirán a 25,01 c€/kWh, siempre y cuando el propio

operador de la central o terceros consuman la electricidad en el entorno físico directo y lo

demuestren. A continuación se presenta en la Tabla 4 y Tabla 5 (EEG Payment Provisions,

Página 10 y 11, 2009), las principales tarifas en c€/kWh para las distintas versiones de la

EEG desde el año 2004, hasta la actual ley vigente del año 2009.

Tabla 4: Reajuste a las Tarifas según Normativa Alemana.

36

Tabla 5: Tarifas para las distintas versiones de la EEG según Normativa Alemana.

7.4 CANADÁ

Actualmente, Canadá y más específicamente la provincia de Ontario (donde vive un

tercio de la población de Canadá), baraja uno de los proyectos de ley más ambiciosos y

esperados en el último tiempo del sector energético. El gobierno de Ontario, introdujo la

propuesta sobre la ley de energía verde o mejor denominada Green Energy Act el 23 de

febrero del año 2009. Esta ley, que aun no tiene la aprobación del gobierno canadiense, da

luces sobre la gran inversión que se realizará en proyectos de energía renovable que

incrementen la conservación ecológica, creando trabajos “verdes” y una economía basada

en la producción de energía limpia, sobre todo en este tiempo donde el tema ambiental es la

preocupación número uno en el mundo (Ontario Power Autority, 2009). En la Figura 11, se

puede apreciar la evolución de la capacidad instalada en Canadá.

37

Figura 11: Capacidad Instalada Fotovoltaica Acumulada en Canadá.

Si esta ley es aprobada, el gobierno de Ontario espera que la ley de energía verde o Green

Energy Act pueda:

• Incentivar el crecimiento de energías limpias y renovables como la solar, eólica,

hídrica, biomasa y biogás.

• Crear el potencial para el manejo inteligente del consume actual de las personas a

través de una serie de medidas de conservación energética.

• Crear alrededor de 50.000 puestos de trabajo para la gente de Ontario en los

primeros tres años.

Ahora, esta ley aun no está aprobada por el congreso canadiense. Sin embargo, si

existe un programa de incentivo de la generación fotovoltaica denominado SOP (Standard

Offer Program) o como su traducción lo dice el programa de oferta Standard, que bajo el

alero fotovoltaico, posee las siguientes regulaciones e incentivos que actualmente se aplican

en la provincia (Ontario Power Autority, 2009).

38

El Gobierno de Ontario se utiliza el término "oferta de contrato estándar" (SOP)

para el mecanismo de compra de electricidad a proveedores de energía renovable a una tasa

que estimulen un mayor uso de estas tecnologías.

El SOP no es un subsidio del gobierno, por lo que se financia a través de la base

contribuyente. El costo se reparte entre todos los usuarios de electricidad y la cantidad de

energía renovable comprada es pequeña, (en comparación con el total de la demanda de

energía en Ontario) tiene un costo insignificante en la cuenta individual de servicios de

cualquier usuario.

La intención del programa es hacer más fácil para los operadores de pequeñas

instalaciones de generación de energía renovable, contribuir al suministro de electricidad de

Ontario por medio de su compañía local de distribución y recibir un pago por la potencia

que proporcionan a un precio regulado, pero atractivo.

El Programa ha sido diseñado para promover proyectos de generación de energía

renovable que entregan valor a los clientes consumidores de la red eléctrica de Ontario.

Para poder acogerse al programa, los solicitantes deben estar dispuestos a hacer inversiones

necesarias tanto para las instalaciones (paneles, inversores, etc en el caso PV) y absorber

los costos de conexión al sistema de distribución y respectiva medición (medidores

inteligentes, flujos de potencia) y en el tiempo solventar costos de operación y

mantenimiento. Al firmar un contrato con la OPA (Ontario Power Authority) ésta se

compromete que pagará al generador de electricidad por un período de 20 años desde el

inicio del contrato.

Un proyecto de generación elegible por la OPA, deberá estar situado en la provincia

de Ontario, poseer una capacidad nominal bruta de no más de 10.000 kW, estar conectado

(directa o indirectamente) a un sistema de distribución autorizado por la OPA y tener una

conexión de voltaje no superior a 50 kV. El medidor inteligente será costeado a expensas

del generador conforme a los requisitos del Código de Sistemas de Distribución (Ontario

Power Autority, 2009).

Existen cuatro requisitos básicos que deben cumplir los postulantes a un proyecto de

generación al momento de presentar una solicitud ante la OPA:

1. Incluir una evaluación de impacto respecto de su conexión proporcionada por la

compañía local de distribución (a menos que el proyecto sea inferior a 10 kW).

39

2. Presentar un estudio de impacto ambiental debidamente acreditado por el

Ministerio de Medio Ambiente de Ontario.

3. Aportar pruebas, ya sea de la propiedad de los bienes en cuestión o de

arrendamiento u otros derechos de acceso necesarios para completar el proyecto, tal

como una copia de una escritura o un contrato de arrendamiento.

4. Proporcionar una carta de autorización, que permita que la compañía local de

distribución obtenga información relativa al postulante y al “cliente carga” (si lo

hubiese) a la OPA.

Como algunas zonas de la red de transporte pueden estar limitadas en cuanto a la

capacidad de aceptar incrementos de inyección de potencia, la OPA puede hallar necesario

limitar o rechazar las solicitudes de proyectos PV en determinadas áreas del sistema

eléctrico. Estas restricciones de inyección energética tendrán en cuenta tanto las

operaciones existentes como las posibles mejoras que podrían introducirse en el sistema de

transmisión en el tiempo.

La OPA tiene la obligación de actualizar en su sitio Web, las distintas zonas de

inyección de potencia designadas como "zonas verdes", "zonas amarillas" o "zonas naranja"

según el siguiente criterio (Ontario Power Autority, 2009):

� Las solicitudes de proyectos que son mayores de 10 kW, o mayor que 250 kW en el

caso de “granjas fotovoltaicas”, y se encuentran en zonas naranjas no serán aceptadas

hasta que la capacidad de transmisión del sistema esté disponible.

� La aceptación de solicitudes de proyectos situados en zonas amarillas pueden estar

sujetos a ciertas limitaciones sobre la base de las restricciones actuales de transmisión.

� La aceptación de solicitudes de proyectos situados en zonas verdes no estarán sujetos a

las limitaciones sobre la base de las restricciones actuales en la transmisión.

Las reglas del SOP establecen un sistema de precios basado en las condiciones de

mercado para todas las tecnologías renovables con excepción de la generación PV, que

ofrece un ingreso base a pagar a los productores por cada kilovatio-hora (kWh) de

electricidad entregada.

40

Las reglas tarifarias del programa establecen también un sistema de precios basado

en los costos para la producción PV en miras de incentivar la eficiencia, pero reconocen el

hecho que en la actualidad, la inversión inicial en los equipos fotovoltaicos es alta, debido a

que la tecnología aún es muy cara.

Las reglas tarifarias se revisan periódicamente para todas las tecnologías de

generación renovables y pueden por este motivo ser modificadas, pero estas no son

retroactivas, y por tanto no modificaran lo ya pactado en contratos antiguos. Las revisiones

de precios por lo general se llevan a cabo cada dos años, pero como la tecnología PV

evoluciona rápidamente, esta puede ser revisada con mayor frecuencia que el resto de las

fuentes de energía renovables.

En resumen, los pagos para la generación PV se estructuran como sigue (Ontario

Power Autority, 2009):

• Los generadores PV recibirán un pago de 42 centavos de dólar por kWh y no

podrán ser elegibles para el bono por horas de punta (postulación permisible para el

resto de las fuentes de energía no convencionales) o ser indexados según la

inflación para el reajuste de los pagos.

• En caso que el generador sea a su vez un “cliente carga” regular que consume

energía de la red, no recibirá un pago por esta energía sino que se retribuirá solo

aquello efectivamente inyectado en la red, de esta manera toda aquella energía

consumida como “cliente carga” se descontara de la cuenta del generador como el

producto de el precio actual de la energía en el sistema por la potencia consumida

en el respectivo período.

El generador es responsable de la coordinación con la empresa local de distribución

para determinar la configuración y los requisitos de medición. También es responsable de

los gastos de conexión y de los equipos de medición necesarios que determine la compañía

local de distribución conforme al código del sistema de distribución.

En la mayoría de los casos, los generadores están conectados directamente al

sistema de distribución. Cuando existan generadores conectados a su vez como “cliente

carga”, los pagos por generación se verán reducidos por el producto del precio de la energía

de mercado regulado y la energía consumida por el “cliente carga”. En este tipo de

conexiones es importante por lo tanto que existan dos medidores tanto para el cliente

41

actuando como “generador” y el cliente actuando como “carga” para así medir en forma

precisa el monto de los pagos por parte de la OPA. Existe la posibilidad de instalar un

medidor inteligente que realiza el trabajo de ambos medidores en forma simultánea.

Bajo un contrato, la OPA pagará toda la energía que se le deba al generador

mediante el medio que se acuerde con la compañía de distribución local (factura

descontada, pago directo, etc.). En cualquier caso, los pagos estarán basados en la medición

hecha por los instrumentos (medidores) con el reajuste por perdidas locales de generación y

serán entregados directamente al generador y no a un tercero.

La electricidad consumida por el generador será cobrada por parte de la empresa de

distribución local con un cargo correspondiente como cualquier otro contrato individual a

un usuario regular no generador del sistema de acuerdo a lo estipulado por la Comisión de

Energía de Ontario. De existir controversias en los pagos correspondientes, el contrato

garantiza un mecanismo de reclamo pertinente.

El contrato hecho por la OPA y un nuevo generador es estándar en cuanto a las

siguientes disposiciones (Ontario Power Autority, 2009):

• Un contrato se provee por un período de pago de 20 años. Tendrá implícito la

ubicación y el tipo de generación, asimismo estipulara la capacidad de generación

máxima.

• El generador es el único responsable y deberá incurrir en todos los costos de

conexión, medición y así cualquier costo relacionado con la puesta en marcha de su

central PV.

• El generador está obligado a cumplir todas las leyes, regulaciones, licencias y

permisos aplicadas por la OPA.

• El contrato puede ser anulado si la información en la solicitud se encuentra inexacta

en cualquier aspecto.

• El contrato estipula todos los mecanismos de arbitraje y resolución de controversias.

El programa permite que los generadores aumenten la capacidad de las instalaciones

existentes o poner en servicio instalaciones viejas que estaban fuera de servicio. Un

incremento en la capacidad de un generador es permisible si la capacidad instalada de

generación combinada entre la pre-existente y el incremento en generación no exceda de

42

10.000 kW(Ontario Power Autority, 2009). En cualquier caso, sólo la electricidad generada

e inyectada en forma efectiva al sistema de distribución tendrá derecho a retribución tal

como se mencionó con anterioridad.

Las solicitudes deben presentarse en la forma designada, y los solicitantes tienen

que presentar solicitudes por vía electrónica. Las solicitudes deben ser completa y satisfacer

todos los requisitos de elegibilidad. La OPA se reserva el derecho de rechazar cualquier

solicitud y revelar las razones del rechazo a la solicitante.

La aceptación o rechazo de una postulación será derecho exclusivo de la OPA. La

notificación se hace por escrito donde se detalla las causas del rechazo de la solicitud si

fuese el caso. Sin embargo, existe la posibilidad de re postular una vez que el generador

subsane aquello objetado por la OPA. En caso que una postulación sea aceptada el usuario

tendrá un periodo de 30 días para responder a este ofrecimiento contractual y ponerlo en

ejecución (Ontario Power Autority, 2009).

Las reglas del programa incluyen un par de disposiciones adicionales relativas al

programa y al contrato firmado:

1) La OPA se reserva el derecho de cancelar o suspender el Programa por

cualquier motivo, sin compensación a los solicitantes, pero sin perjuicio de

lo dispuesto en los contratos ejecutados.

2) La OPA puede cambiar las reglas del programa, pero los cambios serán sólo

posibles y no se aplicará a los contratos ejecutados.

7.5 ITALIA

El gobierno Italiano ha mostrado una larga preocupación en temas de

energías renovables, por ejemplo en el año 1988, el Plan Energético Nacional daba a la

Energía Fotovoltaica un papel relevante entre todas las fuentes renovables. Por ello, se puso

como objetivo tener en el año 1995, 25MWp instalados de energía fotovoltaica; sin

embargo, no se alcanzó. Posteriormente, en el año 1991 se declaró una ley que permitió a

los inversores privados la producción de energía eléctrica e introducir en la red nacional la

electricidad a una tarifa fija establecida por un Comité de Precios. En el año 2001, se

establecieron las primas generales para las producciones fotovoltaicas conectadas a la red,

43

lo cual fue conocido como el “programa de techo fotovoltaico”. Es así como la potencia

instalada fotovoltaica se incremento a partir del 2000, llegando a los 37,5Mwp en el año

2005 (Photovoltaic Energy Promotion in Europe, 2008). En la Figura 12, se puede apreciar

la capacidad instalada proyectada en Italia para los próximos años.

Figura 12: Proyección Capacidad Instalada Fotovoltaica en Italia.

En Italia se promueve la generación mediante fuentes de energía renovable,

entre las cuales la energía solar se ha convertido en una oportunidad de negocio para

inversores y productores. La normativa solar en Italia se basa sobre un sistema de primas a

la producción, otro de sistemas de certificados, desgravaciones fiscales, facilidades para la

financiación y subvenciones europeas, estatales y locales. Este sistema de primas o tarifas

es conocido en Italia como el “Conto Energía” (Gestore Servizi Elettrici, 2008).

El mecanismo para promover el uso de recursos renovables entro en vigor el

19 de Septiembre del 2005(Conto Energía), con la finalidad de dar incentivos para la

construcción de sistemas fotovoltaicos. Para las instalaciones solares, según el Decreto

Ministerial Italiano (Ministero dell'Economia e delle Finanze, 2007) se define tres tipos de

integración para determinar la tarifa de incentivo, de tal manera de poder reconocer cada

sistema fotovoltaico, donde tenemos:

44

• Planta no Integrada (Ver Figura 13), donde el sistema es conectado en el duelo o se

colocan elementos de mobiliario urbano, carreteras o en las caras externas de las

cubiertas de los edificios.

Figura 13: Módulos Solares No Integrados según Normativa Italiana.

• Planta parcialmente Integrada (Ver Figura 14), por ejemplo parte del tejado cubierta

celdas fotovoltaicas.

Figura 14: Módulos Solares Parcialmente Integrados según Normativa Italiana.

• Instalación Integrada (Ver Figura 15), tejado completamente cubierto por celdas

fotovoltaicas.

Figura 15: Módulos Solares Completamente Integrados según Normativa Italiana.

45

De esta manera el operador del sistema, cuenta con toda la energía producida por la planta, y reconoce al productor por un periodo de 20 años, dependiendo de la clase de compensación definida por el incentivo en la tarifa eléctrica según el tipo de instalación.

Según la normativa Italiana, la electricidad producida por los sistemas

fotovoltaicos, tienen derecho a un incentivo de pago, el cual es dividido de acuerdo a lo que

se presenta en la Tabla 6.

Tabla 6: Las tasas de incentivo el tamaño y el tipo de integración según Normativa Italiana.

Potencia (kW) Tipo de Instalación

No Integrado Parcialemente Integrado Integrado

1 ≤ P ≤ 3 0,4 € 0,44 € 0,49 €

3 < P ≤ 20 0,38 € 0,42 € 0,46 €

P > 20 0,36 € 0,4 € 0,44 €

Las tasas más altas son aprobadas para las pequeñas casas (hasta 3kW) las cuales se

integran arquitectónicamente; así las tasas más baratas son aprobadas para las grandes

instalaciones que no se encuentran integradas arquitectónicamente. Las tarifas se mantienen

por un periodo de 20 años a partir de la fecha de entrada de la instalación, las cuales se

mantienen constantes durante ese periodo. Sin embargo, cabe destacar que para las

instalaciones que entren a partir del 1 de Enero del 2009 y el 31 de Diciembre del 2010,

estas tasas tendrán una disminución de un 2%.

Los titulares de las plantas solares tienen la ventaja de utilizar la energía de

la red de abastecimiento, su propia producción (parcial o total) y también el intercambio

sobre el terreno con la red (solo para aquellas plantas de energía de hasta 20 kW), donde

esta ultima corresponde a una alternativa de vender la energía producida. Lo anterior logra

un equilibrio entre la electricidad anual colocada en la red y la electricidad tomada de la

red.

Para poder optar a los incentivos, es el titular de la planta que tiene el derecho, con

sujeción a las disposiciones del nuevo Decreto Ministerial Italiano, a solicitar y obtener el

incentivo del Gerente de Servicios Eléctricos (GSE). La tarifa de estimulo podrán ser

46

recibidas por: las personas, las entidades jurídicas, el público y las unidades de condóminos

residenciales y/o edificios.

Para las instalaciones con integración parcial o total en la arquitectura, el

Decreto Ministerial Italiano, define los diferentes tipos de integración previstos para la

concesión del incentivo. Presenta que la tarifa “base” se puede aumentar en un 5% en

aquellos casos donde:

• Titulares con una autoproducción al menos del 70% de la energía producida. Según

la ley italiana, específicamente en el Decreto 16 Marco 1999, un auto productor es

la persona o entidad que produce electricidad y que utiliza al menos el 70% de esa

producción en un año para uso propio, para uso de las filiales de la empresa matriz o

para el uso de miembros de sociedades cooperativas de producción y distribución de

electricidad.

• Instalaciones cuya entidad responsable corresponde a una escuela pública o centro

de salud público.

• Instalaciones construidas en edificios para fines agrícolas.

• Para las instalaciones responsables de la población local en donde viven con menos

de 5000 habitantes.

Cabe destacar que según la normativa Italiana, estos incentivos no son

entregados para los sistemas fotovoltaicos los cuales poseen apoyo del gobierno nacional,

regional o local; los incentivos se aplican a la energía producida por sistemas fotovoltaicos

los cuales recibieron incentivos de carácter público regional, local o capital de la

comunidad.

En Italia, los sistemas fotovoltaicos pueden vender la energía producida a través de

dos métodos diferentes:

• Una venta indirecta, la cual se a través de un acuerdo sobre la retirada por parte del

Gerente de Servicios Eléctricos independiente de que la red está conectada al

sistema. El precio depende de la zona en la que se encuentre el productor, en donde

para una potencia activa de hasta 1 MW existen precios fijos. Cabe destacar que la

empresa distribuidora, tiene la obligación de comprar toda la energía que inyecte el

titular de las celdas fotovoltaicas a la red.

47

• Una venta “en vivo”, la cual se hace en el mercado de valores o mediante un

mayorista (acuerdo bilateral). Los participantes en la venta de energía en el

mercado, con la finalidad de ser admitidos por el Administrador del Mercado de la

Electricidad (GME), deben firmar un contrato en donde se comprometen, entre otras

cosas, a pagar una tasa de acceso, una cuota fija anual y una tasa por cada MWh

negociados. En la Tabla 7 y Tabla 8 se presentan los valores correspondientes al año

2008. También está la opción de vender la electricidad producida a través de un

contrato bilateral con un operador/mayorista a un precio de venta, el cual es

negociado directamente con la persona. El método de venta “en vivo” se usa

generalmente para vender en el mercado para aquellas plantas de gran tamaño, por

lo que la normativa italiana no recomienda a las instalaciones fotovoltaicas

(pequeñas) este método. El GME, está encargado de la gestión del mercado de la

electricidad de acuerdo a criterios de transparencia y objetividad, de tal manera de

promover la competencia entre los productores para garantizar la disponibilidad de

una reserva suficiente de poder.

Tabla 7: Tarifas de acceso y participación en el mercado de la electricidad según

normativa Italiana.

Acceso de pago (una vez) 7500 €

Fijo anual 10000 €

Tabla 8: Tasas por cada transacción según normativa Italiana.

Hasta a 0,02 TWh -

0,02 TWh a 1 TWh 0,04 €/Mwh

1 TWh a 10 TWh 0,03 €/Mwh

Más de 10 TWh 0,02 €/Mwh

Los productores titulares de las plantas fotovoltaicas, pueden vender su

producción al operador local mediante un medidor que detecta cada KWh entregado a la

red, pero también poseen un medidor para los consumos propios. El primero para la

detección y el registro de la medida sobre el total de energía producida por fotovoltaica

48

(Medidor 1), y un segundo contador "bidireccional" o doble metro (Medidor 2) para la

detección y el registro de las medidas relativas a la energía intercambiada (entrada y / o de

pago) con la red a la que la planta está conectado. Para poder medir la energía producida, la

normativa italiana implica la instalación de medidores capaces de identificar y poner a

disposición del operador (vía electrónica) la medida en el tiempo. Para poder determinar los

honorarios cobrados al propietario de la instalación, se utiliza que para las instalaciones

menores a 20kW el operador de la red se debe encargar de la medición de la electricidad

producida; en cambio para las instalaciones mayores a 20 kW es responsabilidad del

productor, el cual tiene derecho a utilizar la red, manteniendo al mismo tiempo la

responsabilidad de servicio.

49

8. CONCLUSIONES GENERALES

En términos generales, la mayoría de los marcos regulatorios de los países

analizados han resultado exitosos de acuerdo a los objetivos planteados por ellos en materia

fotovoltaica, lo que se observa en cómo ha evolucionado la capacidad instalada de cada

uno de los países estudiados.

Por ejemplo tenemos el caso de Alemania, Italia y España, en donde los dos

últimos han sufrido una demanda excesiva por parte de los usuarios, debido a que los

incentivos entregados producen una gran rentabilidad; lo anterior ha repercutido en que

éstos modifiquen la regulación existente, de tal manera de poder controlar la instalación de

estos sistemas. Sin embargo, no se puede hacer una conclusión definitiva en cuanto al éxito

de Canadá y el Estado de California, debido a que son proyectos que recién han

comenzado. Aun así, la creación del proyecto de ley por parte de Canadá, demuestra cuán

positiva ha sido la experiencia, por lo que se ha encontrado en la necesidad de crear una ley

para regular el sector de energías renovables.

A nuestro juicio los objetivos finales propuestos por los países estudiados,

en relación a evitar una dependencia de los combustibles fósiles y en diversificar la matriz

energética del país, van relacionados con el tratado de Kyoto, en cuanto a la disminución

global de emisiones de CO2. La instalación de sistemas fotovoltaicos ayuda al crecimiento

de un país, como también ayuda a abrir nuevas oportunidades de trabajo, como es el caso

de Canadá y el Estado de California, donde éste ultimo posee un programa para las casas

existentes y otro para las casas nuevas, fomentando el sector de la construcción

Para poder optar a los incentivos que son entregados en cada uno de los

países, debe existir un mecanismo por el cual una persona solicite a la autoridad

correspondiente, el ingreso al sistema cumpliendo con ciertos requisitos; la aplicación de lo

anterior ha sido un mecanismo exitoso en cada uno de los países estudiados. Por ejemplo,

tenemos el caso de España, donde las personas participan en una convocatoria que realiza

la Administración General del Estado; de esta manera se regula y se vela por el

cumplimiento de los objetivos propuestos en cuanto a la capacidad instalada fijada como

meta para un cierto periodo. Es óptimo la existencia de un regulador que fiscalice las

condiciones técnicas mínimas, ya sea calidad de suministro como la interconexión de los

sistemas fotovoltaicos con la red de distribución, en donde es factible que el distribuidor

50

pueda negar la instalación debido a la saturación de una línea, como es el caso de Canadá.

Cada productor debe tener la posibilidad de vender la energía de acuerdo a las

condiciones que él estime conveniente, ya sea vendiendo directamente en el mercado y/o

mayorista; como también tener el derecho de vender a través de la distribuidora, en donde

ésta última por ley, debe tener la obligación de comprar toda la producción, tal es el caso de

España, Italia y Alemania. Lo anterior, implica la existencia de un sistema de medición

constituidos por dos medidores independientes, uno que mida el consumo propio y otro que

mida la inyección y consumo de la red. En caso que opte por inyectar a la red, la factura

definitiva debe ser por la inyección o por el consumo neto que tenga, como es el caso de

Italia y Canadá.

La diferenciación que realiza Italia para poder determinar el incentivo,

parece razonable en relación a los consumos propios que puede llegar a tener una vivienda

común; de tal manera que existan incentivos más elevados para aquellas instalaciones

pequeñas y tarifas más bajas para las instalaciones sobre una determinada potencia, para así

regular la posible existencia de un negocio y promover el autoconsumo. Además de

determinar la tarifa de acuerdo a un cierto criterio de potencia, es razonable determinar

tarifas diferenciadas según el tipo de cliente, como es el caso del Estado de California, en

donde los residenciales reciben un incentivo diferente que los no residenciales.

Es razonable pensar que los programas de incentivos propuestos por cada

uno de los países, poseen cosas más positivas que negativas debido al éxito que han tenido.

Sin embargo, nos parece poco justificado el hecho de que en Alemania e Italia, exista una

tarifa diferente en función de la estructura física que tenga la instalación, ya que nos parece

más lógico crear una tarifa en función de la energía producida por las instalaciones,

independiente si esta está en el techo o en el suelo.

Como se planteó anteriormente, la diferenciación que se hace en Italia para

determinar las tarifas nos parece razonable, pero no estamos de acuerdo con la

diferenciación que se hace en España, debido a que la diferencia es mucho mayor (Italia

entre 1 y 3kW; España entre 0 y 20kW), ya que de alguna manera en este último país se

fomenta mas la generación de electricidad que promover el autoconsumo, como el caso de

Italia.

51

9. PROPUESTA PARA CHILE

Son muchos los puntos positivos en común que hemos encontrado en el análisis

comparativo de los países expuesto anteriormente, por lo que creemos que nuestra

propuesta para Chile tomará muchas de estas ideas. Por otra parte, existen políticas en

algunos países, que creemos que en un principio propician un comportamiento de adhesión

por parte de la gente a un nuevo mercado, el cual permite la participación de ellos no sólo

como consumidores, sino que les abre una posibilidad de inyectar energía en forma limpia

y recibir un tributo por esta energía generada.

Al igual que el resto de los países estudiados, el tipo de incentivo que proponemos

para Chile, se basa en un sistema de primas de tal manera de fomentar la instalación de

sistemas fotovoltaicos e indirectamente disminuir la dependencia hacia los combustibles

fósiles, diversificando la matriz energética del país y disminuir las emisiones de CO2.

Para ello, debe existir una entidad especialmente designada por el Ministerio de

Economía, la cual sea la encargada de promover el incentivo y de determinar los objetivos

en capacidad instalada para cada año. De esta manera, ésta entidad, debe realizar

convocatorias para cumplir con la meta de capacidad anual fotovoltaica para cada uno de

los segmentos de potencia, que serán explicados posteriormente, en donde exista la

posibilidad para aquellos postulantes que no hayan sido elegidos en una primera instancia,

pasar automáticamente a la siguiente convocatoria, tal es el caso de la nueva regulación en

España.

Para poder recibir estos incentivos, el postulante deberá presentar una solicitud a

esta entidad, indicando la potencia que pretende instalar, y por ende, a que segmento desea

pertenecer, incluyendo datos como el lugar geográfico, la distribuidora más próxima e

indicar punto de conexión a la línea de distribución. En caso de adjudicarse el proyecto, el

titular debe determinar los puntos de conexión con la distribuidora correspondiente, de tal

manera de verificar la factibilidad técnica de la interconexión, dándole a la correspondiente

distribuidora, la posibilidad de anular la conexión en caso de saturación de la línea.

Cumpliendo con lo expuesto anteriormente, el titular puede comenzar la instalación

de los equipos necesarios para la generación fotovoltaica, en donde se incluye dos

medidores, los cuales cumplen labores en forma paralela cuantificando tanto la energía

inyectada y retirada de la red. También existe la posibilidad de instalar un medidor

52

“inteligente”, que cumple con las mismas funciones en el caso de dos medidores en

paralelo, asumiendo un costo mayor a la instalación de este medidor.

Luego de ello, el titular debe contactar al fiscalizador de la SEC (Superintendencia

de Electricidad y Combustibles), el cual debe dar dicto bueno, siempre y cuando se

cumplan con los requisitos técnicos establecidos por la SEC, respecto a la calidad de la

energía que suministrará la instalación al sistema eléctrico. Por lo tanto, es obligación del

titular de la instalación realizar mantención de las instalaciones y entregar una calidad de

suministro acorde al exigido; esto último corresponde a la fiscalización por parte de la SEC.

Además, el titular debe dar libre acceso hacia la distribuidora para la desconexión del

sistema fotovoltaico en caso de mantenimiento de la línea.

La segmentación de potencia que pretendemos proponer al país, corresponde a la

utilizada en Italia. Esto último, en respuesta a la energía media consumida de un hogar tipo,

la cual es aproximadamente de 220 kWh/mensual (Chilectra, 2009), lo que significa casi

0.3 kW de potencia consumida promedio en forma continua durante el mes. Ahora, la

normativa Italiana diferencia precisamente el precio percibido por la instalación

fotovoltaica entre un rango de 1kW a 3 kW; 3kW y 20 kW; y sobre 20 kW. Lo anterior,

creemos que se ajusta más a la realidad en Chile, por lo que se debe determinar una tarifa

regulada por cada segmento, la cual debe ser calculada de acuerdo a una evaluación por

parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien es la encargada de determinar los

precios y corresponde al Ministerio de Economía fijar dichos precios.

Para el titular que este entre 1kW y 3kW, la única manera que podrá ser

recompensado es por medio de su correspondiente distribuidora. Por ello, deberá estipular

por medio de un acuerdo contractual el método de pago, el cual puede ser:

• Inyectar la totalidad de la generación recibiendo un pago por ella, y además

pagar a la distribuidora por su consumo en forma independiente.

• En el caso que la inyección a la red por la tarifa regulada sea mayor que el

consumo por el precio de la distribuidora, esta última deberá pagar al titular

la diferencia. En caso contrario, el titular tiene la obligación de pagar a la

distribuidora.

Para el titular que opte entre 3kW y 20kW, tiene la opción de contar con el mismo

procedimiento anterior o simplemente vender en el mercado. Para aquellas instalaciones

53

sobre 20kW, la única opción es vender en el mercado, de esta manera se incentiva la

instalación de sistemas fotovoltaicos de mayor capacidad. Cabe destacar, que si el titular

decide inyectar la generación a la red, la distribuidora tiene la obligación de pagar por su

totalidad, tal como ocurre en Italia, Alemania y España.

Otro punto interesante de introducir a la propuesta nuestra, es lo relacionado con la

iniciativa solar del Estado de California, en cuanto a crear tarifas diferentes que incentiven

la construcción de nuevas instalaciones que incorporen sistemas fotovoltaicos, por su efecto

en la creación de fuentes laborales, en relación a los programas tanto para las actuales

construcciones como para las futuras.

A esta agregar que Chile posee condiciones únicas en cuanto a los niveles de

radiación solar, sobre todo en la zona norte del país, en donde existe uno de los niveles más

altos en el mundo. A modo de ejemplo, se presenta los niveles de radiación solar en

Santiago (Ver Figura 16 en Anexo) y Valparaíso (Ver Figura 17 en Anexo).

54

10. REFERENCIAS

20th European Photovoltaic Solar Energy Conference. (Junio de 2005). Obtenido de

http://www.ecn.nl/docs/library/report/2005/rx05014.pdf

Chilectra. (2009). Obtenido de

http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/Web%20Content%20Chilectra/chilectra/hogar/c

onsejos/limite+de+inverno

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energie.de/fileadmin/dokumente/English/eeg-payment_provison_2009.pdf

Fondear, P. S. (2007). Obtenido de

http://www.fondear.org/infonautic/Equipo_y_Usos/Electricidad_Energia/Paneles_Solares/P

aneles_Solares.htm

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http://www.apea.siena.it/public/amministrazione/img/1217321074GSEL_Nuova%20Guida

_ContoEnergia2008.pdf

Go Solar California, Existing Homes. (2008). Obtenido de

http://www.gosolarcalifornia.org/csi/index.html

Go Solar California, New Homes. (2008). Obtenido de

http://www.gosolarcalifornia.org/nshp/index.html

Ihosvany Cabrera Martínez. (2005). Obtenido de

http://www.cubasolar.cu/biblioteca/energia/Energia40/HTML/articulo05.htm

Ley 54 del Sector Electrico Español. (27 de Noviembre de 1997). Obtenido de

http://noticias.juridicas.com/base_datos/Admin/l54-1997.html

Ley sobre las Energias Renovables (LER) de Alemania. (2008). Obtenido de

http://www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/eeg_2009_sp.pdf

55

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http://www.finanze.it/export/download/altri/dec19207.pdf

Ontario Power Autority. (2009). Obtenido de

http://www.powerauthority.on.ca/SOP/Storage/32/2804_RESOP_Program_Rules_Version_

2.0.pdf

Pereda, Isidro, "Celdas Fotovoltaicas en Generación Distribuida", Pontificia

Universidad Católica. (2005). Obtenido de www2.ing.puc.cl/power/paperspdf/pereda.pdf

Photovoltaic Energy Promotion in Europe. (2008). Obtenido de

http://ieeexplore.ieee.org/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=4579035

Real Decreto 1578 de España. (26 de Septiembre de 2008). Obtenido de

http://www.boe.es/boe/dias/2008/09/27/pdfs/A39117-39125.pdf

Real Decreto 2818 de España. (23 de Diciembre de 1998). Obtenido de

http://www.coitiab.es/reglamentos/electricidad/reglamentos/RD_2818.htm

Real Decreto 661 de España. (25 de Mayo de 2007). Obtenido de


Real Decreto 661 de España, Capitulo III. (25 de Mayo de 2007). Obtenido de


The California Power Exchange. (2000). Obtenido de

http://www2.ing.puc.cl/~power/alumno%2000/CalPx/informe%202.htm#_Toc484248288

Wikipedia Panel Fotovoltaico. (6 de Mayo de 2009). Obtenido de

http://es.wikipedia.org/wiki/Panel_fotovoltaico#Las_distintas_generaciones_de_c.C3.A9lul

as_fotovoltaicas

11. ANEXO

Tabla 9: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en España.

PAÍS INCENTIVO CÓMO LOGRAR

INCENTIVO VENTA DE ENERGÍA

REGULADOR Y ASPECTOS TÉCNICOS TIPO DE INSTALACIÓN TARIFAS

ESPAÑA

El incentivo consiste en una retribución a

través de primas justas, por la actividad de

producción de energía eléctrica

mediante tecnología solar

fotovoltaica.

Para poder optar al incentivo, se inscribe el proyecto en un registro

de pre asignación, donde se realizan 4

convocatorias anuales para postular a la

solicitud de inscripción y se establecen los cupos de potencia por tipo y

subtipo. Los incentivos son entregados por la

Administración General del Estado, la cual lo hace a través de la

Dirección General de Política Energética y

Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio de España.

El titular de una instalación

fotovoltaica puede: vender total o

parcialmente su producción, donde

puede ceder la electricidad a la red

de distribución percibiendo una

tarifa regulada (Por ley la distribuidora

está obligada a comprar toda la

energía); o vender la electricidad en el

mercado de producción de

energía eléctrica, donde el precio es

definido por el mercado.

El operador del sistema es quien regula que se

cumplan con las especificaciones que plantea la legislación

española, dentro de las cuales obliga a los

titulares a entregar y recibir la energía en condiciones técnicas

adecuadas; mantener las instalaciones en

perfectas condiciones; se incluye modos de

conexión; inversores y medidores (tanto para consumo propio como para la facturación con

la empresa distribuidora).

TIPO 1

SUBTIPO 1.1, entre 0/20KW

34 c€/kWh

SUBTIPO 1.2 entre 21/2000 KW

32 c€/kWh

TIPO 2 Resto de

Instalaciones 133 c€/kWh

Tabla 10: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en el Estado de California.

ESTADO DE CALIFORNIA

CÓMO LOGRAR


REGULADOR Y ASPECTOS TÉCNICOS

TIPO DE PROGRAMA

DE INCENTIVO TIPO DE INCENTIVO TARIFAS

La Comisión de Servicios

Públicos ofrece incentivos en

efectivo para la instalación de

sistemas solares. Para poder optar a

estos incentivos, el titular debe

presentar una reservación

inicial mediante una

solicitud.

Los titulares pueden hacer la venta de energía,

ya sea en la bolsa o mediante la distribuidora correspondiente a la región que se encuentran.

Los reguladores

encargados corresponden a las empresas distribuidoras

dependiendo de la región en que se

encuentre el proyecto.

En cuanto a los aspectos técnicos, las instalaciones EPBB requieren de un medidor de

exactitud de ±5%.Las

instalaciones PBI, necesitan estar

equipados con un medidor

individual de información a intervalos con exactitud de

±2%.

La Iniciativa Solar de

California (para

construcciones existentes)

Rendimiento esperado basado en la reducción de la tasa de interés EPBB (entregados 1 sola vez), sistemas menores a 50kW donde el pago es por

medio de un incentivo inicial basado en el

cálculo del rendimiento futuro del sistema.

$ 2.50 / W para sistemas residenciales y comerciales.

$ 3,25 / W para las entidades

gubernamentales

Incentivos basados en el rendimiento PBI (ángulo de

instalación, la inclinación, y la ubicación), sistemas mayores a 50kW donde el pago mensual es

por toda la potencia de salida.

$ 0.39/kWh, los cinco primeros años para

residenciales y comerciales.

$ 0.50/kWh, los cinco primeros años para

entidades gubernamentales

Nueva Asociación de Casas solares

(para construcciones

nuevas)

Base de incentivos US$2.50/watt

Solar, como una característica estándar de incentivos US$2.60/watt Áreas Residenciales de

Vivienda US$3.50/watt

Áreas comunes de Viviendas US$3.30/watt

Tabla 11: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en Alemania.

PAÍS INCENTIVO CÓMO

LOGRAR INCENTIVO

VENTA DE

ENERGÍA


TIPO DE INSTALACIÓN

POTENCIA TARIFAS REAJUSTE

ALEMANIA

Permitir un desarrollo

sostenible del suministro energético

minimizando el impacto al

medio ambiente

ofreciendo precios

atractivos para la generación fotovoltaica

Construcción de

instalaciones de generación fotovoltaica, el

generador incurre en todos los gastos de

habilitación y posterior

inscripción en el registro de centrales y informe a la

Agencia Federal de

Redes el lugar físico de la central y su

potencia nominal.

Venta total, parcial o

auto-consumo de

la generación previo aviso al operador de redes de

la modalidad

elegida

Centrales que generen sobre los

100 KW de potencia están

obligados a instalar un dispositivo que

permita acceso remoto al operador de red permitiendo

control de inyección de potencia. Los

operadores de red están obligados a distribuir toda la generación que

ofrezcan los generadores FV. Si

fuese el caso, deberán ampliar la capacidad de la red para así asegurar la

entrada de una nueva central FV.

Free-Standing (autosostenidas)

Hasta 30 kW 43.01

c€/kWh

En el año 2010: 10% a partir del

año 2011: 9%

30 kW - 100 kW 40.91

c€/kWh

Sobre 100 kW 39.58

c€/kWh

Sobre 10000

kW

33.00

c€/kWh

Roof-Mounted (montadas sobre

techo) Independiente

31.94

c€/kWh

< 100 KW, en el año 2010: 8%, desde el

2001: 9% => 100 Kw en el año

2010: 10% desde el

2011: 9%

Auto-consumo (free standing o roof mounted)

Hasta 30 kW 25.01

c€/kWh -

59

Tabla 12: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en Canadá.





POTENCIA TARIFAS

CANADÁ

Permitir un desarrollo

sostenible del suministro

energético, sobre todo en beneficio

de la protección del clima y del medio

ambiente, ofreciendo precios atractivos para la

generación fotovoltaica

Postulación al programa SOP, previo a cumplir

ciertos criterios. Si se autoriza, se comienza la

construcción de las instalaciones donde

el generador incurre en todos los

gastos de habilitación (equipos,

medidores, inversores, etc).

Venta total, parcial o auto-consumo de

la generación previa instalación de un medidor de consumo "cliente

carga" y un medidor de

generación. Se paga por potencia efectiva inyectada en la red, se realiza un descuento en la factura en caso de

ser a la vez "cliente carga". Si se es

solo generador se recibe pago por

todo lo inyectado a la red.

Regulación y control por parte de la OPA. La distribuidora

estará obligada a transmitir toda la electricidad generada que ofrezcan las

centrales fotovoltaicas.

Estructura libre, pero sujeta a

estudio de impacto energético por la

OPA.

< 10000 kW 42 cUS$/kWh

60

Tabla 13: Resumen de las principales características de la Regulación Fotovoltaica en Italia.





POTENCIA (kW) TARIFAS

ITALIA

La normativa solar en Italia se basa sobre un sistema de primas a la producción,

otro de sistemas de certificados,

desgravaciones fiscales,

facilidades para la

financiación y subvenciones

europeas, estatales y

locales. Este sistema de primas o tarifas es

conocido en Italia como el

“Conto Energía”

El titular de la planta que tiene el derecho,

con sujeción a las disposiciones del nuevo

Decreto Ministerial Italiano, a solicitar y

obtener el incentivo del Gerente de Servicios Eléctricos (GSE). La

tarifa de estimulo podrán ser recibidas por: las personas, las entidades jurídicas, el público y las unidades

de condóminos residenciales y/o

edificios.

Una venta indirecta, la cual se a través de un acuerdo sobre la

retirada por parte del Gerente de Servicios

Eléctricos independiente de que la red está conectada

al sistema. Cabe destacar que la

empresa distribuidora, tiene la

obligación de comprar toda la

energía que inyecte el titular de las celdas fotovoltaicas a la red.

Para la venta Indirecta, el regulador

corresponde al Gerente de Servicios Eléctricos,

en donde el precio depende de la zona en la que se encuentre el

productor. Para la venta "en vivo" el

regulador corresponde al Administrador del

Mercado de la Electricidad. En cuanto a los aspectos tecnicos, el titular debe contar con un medidor que detecta cada KWh

entregado a la red, pero también poseen un medidor para los

consumos propios.

No Integrado

1 ≤ P ≤ 3 0,4 €

3 < P ≤ 20 0,38 €

P > 20 0,36 €

Parcialemente Integrado

1 ≤ P ≤ 3 0,44 €

3 < P ≤ 20 0,42 €

Una venta “en vivo”, la cual se hace en el

mercado de valores o mediante un

mayorista (acuerdo bilateral)

P > 20 0,4 €

Integrado

1 ≤ P ≤ 3 0,49 €

3 < P ≤ 20 0,46 €

P > 20 0,44 €

Figura 16: Niveles de Radiación Solar en Santiago, Chile.

Figura 17: Niveles de Radiación Solar en Valparaíso, Chile.

regulaciÓn internacional sobre producciÓn de...

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