RETOS Y OPORTUNIDADES DE LA COGENERACIÓN DE ENERGÍA Gerencia Negocios de Energía INCAUCA - INGENIO PROVIDENCIA

1ª Jornada Técnica de Distribución Consejo Nacional de Operación - CNO Julio 23 de 2013

Antecedentes legales y regulatorios Cogeneración Ley 1215-2008 Ley 142-1994

Res. CREG 085 1996 -Reglamenta la actividad de cogeneración-

Fuente: Asocaña

Res. CREG 1071998 -Aclara la reglamentación de la actividad de cogeneración-

Res. CREG 032 y 039-2001 -Modifica parcialmente la Res. CREG 1071998-

Res. CREG 0052010 -Requisitos y condiciones técnicas proceso de cogeneración y se regula esta actividad-

2011

Resolución MME 180919-2010 -Plan de Acción Indicativo PROURE-

2010

2001

1998

1996

1994

Ley 143 de 1994 – Ley Eléctrica

Decreto Reglamentario 3683-2003 -PROURE-

-Ley de Cogeneración-

2008

Ley 697-2001 -Ley URE-

2003

-Ley de Servicios Públicos Domiciliarios

Res. CREG 0472011 -Pruebas y auditoría Proceso de Cogeneración-

Capacidad instalada Cogeneración Ingenios azucareros (MW) 350 La Capacidad de Cogeneración es de 182 MW y 53 MW para excedentes

300 250 200 150 100 50

Capacidad instalada

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

0

Excedentes

• A 2013 la capacidad instalada de cogeneración de los Ingenios es de 182 MW, de los cuales 55 MW están disponibles para la venta de excedentes. • A 2015 el plan de expansión es aumentar a 360 MW de capacidad instalada con 168 MW para excedentes. Fuente: XM - Elaboración Asocaña

Participación por Capacidad de Generación en el SIN 2012 31,4%

63,5%

4,7% 0,4%

Hidráulica

Térmica

Menores

Cogeneradores

Capacidad Cogeneradores: excedentes disponibles para el SIN: 55 MW, de los cuales 53 MW (96%) son de los Ingenios azucareros. Fuente: XM - Elaboración Asocaña

Total Cogeneración Energía Eléctrica (GWh/año) 250 200 150

100 50

abr-12

jul-12

oct-12

ene-13

abr-13

Pap. Nals.

Risaralda

Proenca

SanCarlos

Pichichí

Mayagüez

Carmelita

Tumaco

Castilla

Riopaila

Providencia

Incauca

0

jul-13

La generación de energía promedio anual es de 1.000 GWh entre los ingenios habilitados para la venta de excedentes a la red. Fuente: XM -Informe REE Jul/2013

120%

Seguimiento Rendimiento Eléctrico Equivalente - REE

100% 80% 60% 40% 20%

Mínimo

jul-12

REE en Resolución CREG-005 de 2010

oct-12

ene-13

abr-13

Pap. Nals.

Risaralda

Proenca

Pichichí

San Carlos

Mayagüez

Carmelita

Tumaco

Castilla

Riopaila

Providencia

Incauca

0%

jul-13

Fuente: XM -Informe REE Jul/2013

Venta excedentes de energía (GWh/año) 160

140 120 100 80 60 40 20

2.010

2.011

2.012

Pap. Nals.

Risaralda

Proenca

SanCarlos

Pichichí

Mayagüez

Carmelita

Tumaco

Castilla

Riopaila

Providencia

Incauca

0

2.013 (jun) Fuente: XM -Informe REE Jul/2013

Venta 2013 excedentes de energía (kWh/mes)

ene-13

feb-13

mar-13

abr-13

may-13

Pap. Nals.

Risaralda

Proenca

SanCarlos

Pichichí

Mayagüez

Carmelita

Tumaco

Castilla

Riopaila

Providencia

Incauca

14,000,000 12,000,000 10,000,000 8,000,000 6,000,000 4,000,000 2,000,000 0

jun-13

Fuente: XM -Informe REE Jul/2013

2.500.000

350

300

2.000.000

250

1.500.000

200

1.000.000

150 100

500.000

50

Molienda

sep-12

may-12

ene-12

sep-11

may-11

ene-11

sep-10

may-10

ene-10

sep-09

may-09

ene-09

sep-08

may-08

0 ene-08

0

Precipitaciones

En la estación de verano, es cuando más se puede cogenerar energía Fuente: para molienda FEPA y para precipitaciones Cenicaña – Elaboración Asocaña.

Precipitaciones (mm)

Molienda de Caña (ton)

Complementariedad con la generación hidráulica

Cogeneración y la Garantía de abastecimiento energético • Las reglas para la participación de la Cogeneración en el MEM, se consideran como una Regulación por incentivos. • Los Cogeneradores ingenios azucareros disponen una energía confiable y limpia a partir de la biomasa y con un respaldo a carbón. • La Cogeneración es una generación distribuida que requiere acuerdos técnicos y comerciales con el Operador de Red al cual se conecta para una adecuada operación. • Incentivos para que la cogeneración crezca a través de plantas con capacidad de excedentes superior a 20 MW, en especial bajo el esquema con garantía de potencia.

Esquema de venta de excedentes Cogeneración ≥ 20MW - Sin Garantía de Potencia - Despacho Central Obligatorio, como planta inflexible.(*) - Venta exclusivamente en la Bolsa de Energía.

Remuneración: Precio de Bolsa – CERE – FAZNI SIN GARANTÍA DE POTENCIA ≥ 20MW

CERE: Cargo Equivalente Real Energía del Cargo x Confiabilidad

En lo referente al Precio de Oferta y liquidación de la transacción, será igual al aplicable para la generación Inflexible Fuente: Resolución CREG 005 de 2010 (*): Aclarado en Concepto CREG

• La Cogeneración tiene tratamiento de planta no despachada centralmente para el CxC • Es viable que la Cogeneración ≥ 20MW participe en el mercado de confiabilidad

Esquema de venta de excedentes Cogeneración ≥ 20MW - Con Garantía de Potencia Despacho Central Obligatorio como inflexible Directamente sin convocatoria pública CON GARANTÍA DE POTENCIA ≥ 20MW

Venta a Comercializadora para Usuario Regulado

Comercializadores para venta exclusiva a Usuarios No Regulados

Fuente: Resolución CREG 005 de 2010

No vinculación económica entre comprador y vendedor

Precio Bolsa de Energía horario menos FAZNI

Convocatorias públicas

A precios pactados libremente

Esquema de venta de excedentes Cogeneración ≥ 20MW - Con Garantía de Potencia INFLEXIBILIDAD Inflexibilidad: Se requiere aclarar la definición de los parámetros técnicos y el procedimiento de aprobación ante el CNO

CON GARANTÍA DE POTENCIA ≥ 20MW

Inflexibilidad es un incentivo importante dado que entiende la condición especial del Cogenerador La inflexibilidad, similar a las filo de agua, exime al Cog de la penalización por desviaciones superiores al 5%, dentro de los parámetros técnicos

Contratos de Red del Cogenerador (Pago por el Respaldo de la Red) CONTRATO DE CONEXIÓN

Energía Térmica

Caldera

Combustible BIOMASA

Turbina Vapor

Vapor para Proceso Vapor para Proceso

CONTRATO DE DISPONIBILIDAD DE CAPACIDAD DE RESPALDO

G

Vapor para Condensació n

CONTRATO DE DEMANDA SUPLEMENTARIA

Conexión de la Cogeneración como fuente de Generación Distribuida en la red • El estudio Uniandes-UN “Regulación para incentivar las energías alternativas y la Generación Distribuída (GD) en Colombia (may-2007), plantea que para la adecuada conexión a la red (STN, STR o SDL) con el fin de proporcionar beneficios a la red sin afectar la confiabilidad en la operación o la calidad del servicio, se requiere el estudio técnico (planeación, operación integrada con la red) incluyendo los permisos y demás trámites que requieren la generación convencional. • Se requiere una coordinación entre el Cogenerador y el Operador de Red para definir la localización, punto de conexión, especificaciones de diseño, regulación de tensión y control de reactivos, calidad de energía y cumplimiento de requisitos técnicos mínimos de la red. • El desarrollo e implementación de redes inteligentes (smart-grids) son fundamentales para una adecuada operación de la GD.

Conexión de la Cogeneración como fuente de Generación Distribuida en la red • Los Cogeneradores están abiertos a propuestas regulatorias para que en la metodología de remuneración de la Distribución de energía, se incluyan incentivos a los Operadores de Red para que permitan (o incluso promuevan), con el cumplimiento de los requisitos técnicos mínimos, la instalación de Sistemas de Cogeneración distribuidos en su red. • La remuneración de las redes con criterios diferentes al uso o de los flujos de energía, facilitará que los Distribuidores promuevan la entrega de los excedentes de energía de los cogeneradores siempre que la relación B/C > 1. Los beneficios además de la oferta adicional de energía, se reflejan en la descongestión de red, reducción de pérdidas y mejora en los perfiles de tensión.

Principales Retos Cogeneración… • Consolidar la Cogeneración como una opción para diversificar la oferta de energía eléctrica y para contribuir a la garantía de abastecimiento de una energía firme en forma permanente. • Las reglas diferenciales que promueven la participación en el MEM de la cogeneración, tiene un diseño de regulación por incentivos que permiten competir de la forma más simétrica posible con los agentes Generadores convencionales.

• Para incentivar que los Cogeneradores instalen capacidades de excedentes superiores a 20 MW, se requiere abrir el debate que les permitan participar directamente en el mercado de confiabilidad y no sólo a través de contratos.

Principales Retos Cogeneración… • Para lo anterior, en especial para los Cogeneradores a partir de biomasa (Ingenios), se requiere la definición de la metodología de cálculo de ENFICC para las plantas que respalden su energía firme con Combustible de Origen Agrícola – COA (consulta en Res CREG-027 de 2008).

• La inflexibilidad en el despacho debe considerarse una regla de incentivo y por tanto se debe hacer buen uso de la misma acorde con las consideraciones técnicas. • La Cogeneración asume los costos propios de la Generación de energía eléctrica (Arranque y Parada, CND-ASIC, Transferencias ambientales, ICA) y cuando se expanda a capacidades superiores a 20 MW pagará los demás costos y cargos asociados a la participación en el MEM (ej: AGC, Reconc. del CxC, FAZNI)

Principales Retos Cogeneración • El pago de Transferencias ambientales de Ley 99 debe entender la condición que la Cogeneración está asociado al proceso productivo y por tanto se debe descontar de la base el consumo propio de energía asociado. • La Garantía de Potencia (actual) o de Energía Firme (futura) requiere asegurar de forma confiable que el Sistema de Cogeneración tenga disponible una energía excedente y por tanto se requiere la instalación de Turbogeneradores a condensación y tener un respaldo adicional con carbón o gas natural. • Para la biomasa se requiere el aprovechamiento energético de los Residuos Agrícolas de la Cosecha - RAC, con lo cual incluso se podría llegar a una capacidad de 300 MW de venta de energía (sextuplicar la capacidad actual).

Principales Retos Cogeneración • Los beneficios tributarios por Eficiencia Energética para la Cogeneración se deben ampliar para todo el proyecto y no sólo a la recuperación del calor residual como se aprobó en la Res UPME 563 de 2012. • Dado que en la coyuntura se presenta una recesión en los mercados de carbono para cofinanciar la cogeneración con fuentes no convencionales renovables o con tecnologías más limpias en convencionales, se deben explorar nuevas alternativas de acceder a mecanismos financieros o incentivos para cubrir el costo de inversión.

ANEXOS

Procesos de Cogeneración

Fuente: Creg

DEFINICIONES REGULATORIAS RESOLUCIÓN CREG 055 DE 1995 Actividad de Generación

RESOLUCIÓN CREG 025 de 1995 Reglamento de Operación - Código de Redes

Obligación de vincularse al Sistema Interconectado: “Los generadores deben someter al despacho central coordinado por el Centro Nacional de Despacho (CND), todas las unidades de sus centrales de generación, conectadas al Sistema Interconectado Nacional y con una capacidad efectiva total en la central superior a 20 MW.”

Plantas Centralmente Despachadas:. “… todas las plantas de generación con capacidad efectiva mayor que 20 MW y todas aquellas menores o iguales a 20 MW que quieran participar en el Despacho Económico.”

DEFINICIONES REGULATORIAS RESOLUCIÓN CREG 085 DE 1996 Actividad de Cogeneración

Inflexibilidad de Sistemas de Cogeneración. Un Sistema de Cogeneración es inflexible cuando las características técnicas del mismo, hacen que genere en una hora, más energía de la requerida por su proceso productivo.

RESOLUCIÓN CREG 107 de 1998 Actividad de Cogeneración

Energía Excedente con Garantía de Potencia. Es la energía adicional producida por un Cogenerador que tiene asociada una potencia constante en un período de tiempo, garantizada por el agente, la cual es susceptible de contratar a largo plazo. Se entiende como “potencia constante en un período de tiempo”, la potencia del sistema de cogeneración que el agente respectivo registra ante el ASIC y de la cual no hará uso, en ningún caso, para su propio consumo. Esta potencia se calcula como la diferencia entre la capacidad efectiva del sistema de cogeneración y la potencia máxima que el cogenerador se reservará para su propio consumo.

DEFINICIONES REGULATORIAS “Inflexibilidad de Unidades. Una unidad es inflexible cuando las características técnicas de la unidad hacen que genere en una hora a pesar de que su precio de oferta es superior al costo marginal del sistema.”

RESOLUCIÓN CREG 122 DE 1998 Causas de redespacho del Reglamento de Operación

“Opciones para las plantas filo de agua. A más tardar a la hora de cierre de las ofertas para el despacho del 22 de diciembre de 1998, las plantas de Río Mayo, Florida 2, Ínsula, Esmeralda, San Francisco y Calderas deberán acogerse a una de las siguientes opciones para participar en la bolsa de energía: a) Efectuar ofertas de precios y disponibilidad en la misma forma, tiempo y modo que los demás agentes generadores del Sistema Interconectado Nacional. b) No ser despachadas centralmente, en cuyo caso solo deberán suministrar diariamente, antes de la hora de cierre de las ofertas para despacho, el programa horario de generación para el día siguiente.”

DEFINICIONES REGULATORIAS

RESOLUCIÓN CREG 127 DE 1998 Aclara la Res. CREG 122 de 1998

RESOLUCIÓN CREG 005 DE 2010 Cogeneración

Sobre las plantas inflexibles filo de agua: “…No presentar ofertas de precio para el despacho centralizado, en cuyo caso solo deberán suministrar diariamente, antes de la hora de cierre de las ofertas para despacho, el programa horario de generación para el día siguiente, sin que sean objeto de penalizaciones por desviaciones al programa de despacho. Adicionalmente, en el despacho ideal, la generación de tales plantas y la disponibilidad comercial, se considerarán iguales a su generación real”

Parágrafo final: “El Cogenerador que participe en la Bolsa de Energía con Excedentes con Garantía de Potencia, tendrá categoría de Generador con una Capacidad Efectiva equivalente a los Excedentes con Garantía de Potencia que registre ante el SIC. La regulación aplicable a los generadores, se hace extensiva para estos Cogeneradores”

COGENERACIÓN Y CARGO POR CONFIABILIDAD

RESOLUCIÓN CREG 071 de 2006 Cargo por Confiabilidad

Artículo 20. Agentes habilitados para participar en la Subasta o en el mecanismo de asignación que haga sus veces. … Las plantas y/o unidades de generación no despachadas centralmente no participarán en la Subasta. Para los efectos de esta resolución, los Cogeneradores recibirán el mismo tratamiento de las Plantas no Despachadas Centralmente. Artículo 56. … las plantas no despachadas centralmente solo recaudan Cargo por Confiabilidad por sus ventas de energía en bolsa.

VRi ,m  CERE m * Gi,m

En Consulta “Contratos de Suministro de Combustible de Origen Agrícola –COA-, para el Cargo por Confiabilidad” RESOLUCIÓN CREG 027 de 2008 Consulta Metodología cálculo ENFICC para COA (Biomasa)

Metodología de cálculo de ENFICC para asignación de Cargo por Confiabilidad para plantas de generación que utilicen COA La CREG considera el COA “puede tener” potencial y firmeza para generación de energía eléctrica

CONCEPTOS CREG PARA COGENERACIÓN Concepto CREG 5788 de 2012: Consulta de EPSA

-

“…el cogenerador es el que define o no si tiene garantía de potencia…” “…el cogenerador es el que registra ante el ASIC la potencia que garantiza en un período de tiempo.

“De acuerdo con las normas citadas, se entiende que los cogeneradores con capacidad mayor a 20 MW están sometidos al despacho central y en el caso de aquellos que no cuentan con garantía de potencia, la venta de sus excedentes se Concepto CREG 5918 hace en la bolsa de energía, para lo cual participan como generación inflexible.” de 2011:

Consulta de EPM

“…entendemos que los Cogeneradores, independientemente de su capacidad efectiva, para efectos del esquema de cargo por confiabilidad son considerados como plantas no despachadas centralmente por lo cual no participan en la Subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme - OEF.”

COSTOS EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) < 20 MW Costos de Arranque y Parada térmicas

Transferencias Ambientales Ley 99

Costos por participación en el MEM con generación < 20 MW

Impuesto ICA Ley 56/81

Participación en Remuneración CND-ASIC

COSTOS EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) ≥ 20 MW Despacho central inflexible

Costos de Arranque y Parada térmicas Transferencia s Ambientales Ley 99 2.6 $/kWh

Participación en Remuneración CND-ASIC

Costos por participación en el MEM con generación ≥ 20 MW

Impuesto ICA Ley 56/81

Participación en la asignación de costos AGC

Nuevo Penalidad por Desviaciones

FAZNI

Participación en reconciliaciones del CxC

Nuevo

Nuevo

GRACIAS!

Marco Aurelio Vera D. Gerente Negocios de Energía INCAUCA - INGENIO PROVIDENCIA [email protected]