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Agenda
1 Crecimiento del Sistema de Transmisión
2 Desafíos Regulatoriosa) Reducir los plazos y las incertidumbres en el desarrollo
de obrasb) Desarrollar la red con visión de largo plazo y holgurasc) Mejorar la confiabilidadd) Interconectar SIC y SING
3 Reflexiones Finales
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1. Crecimiento del Sistema de TransmisiónTranselec – Status 31.12.2011
• Mayor empresa de transmisión eléctrica de Chile
• 8.525 Km líneas y 54 subestacionesSING: 959 km y 4 subestacionesSIC: 7.566 km y 50 subestaciones
• 12.824 MVA en capacidad de transformación
2000 2011
929
2.789Valor de Inversión (VI)
Valores en millones de US$ al 31-dic de cada añoFuente: Memoria 2011 - Transelec
• Enorme esfuerzo de inversión en los últimos 11 años triplicando su base de activos
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1. Crecimiento del Sistema de TransmisiónTranselec – Principales obras en construcción 2011-2013
• Línea 2x220 kV S/E Nogales – S/E Polpaico (en servicio)• Equipos Control de Flujos en S/E Cerro Navia (en servicio)• 2do Autotransformador 500/220 kV en S/E Polpaico (en servicio)• Banco Autotransformador 500/220 kV en S/E Charrúa
Troncales
• S/E Neptuno y Linea 2x220 kV (Metro)• SVC Plus en S/E Diego de Almagro (permite incrementar
transferencia máxima en corredor 220kV)• Línea 2x220 kV S/E Maitencillo – Caserones (Lumina Copper Chile)
Proyectos 14
MUSD 188
Durante 2011pusimos en servicio
Proyectos 29
MUSD 440
Tenemos en construcción
Adicionales
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1. Crecimiento del Sistema de TransmisiónSistema Troncal: un mercado en creciente competencia
Obras Nuevas (Licitaciones realizadas por CNE/CDECs)
Ampliaciones (Licitaciones realizadas por el dueño de la instalación troncal respectiva)
Decreto 231Decreto 232
Decreto 231Decreto 232
Decreto 259Decreto 316Decreto 357
Decreto 642 Decreto 243Decreto 143
Decreto 115Decreto 116
Decreto 82
Valores en millones de USD
ELECNORTRANSELEC
SAESA-Chilquinta: MUSD83.
TRANSELEC: MUSD 90.
TransChile 132 150
63
197
53
885
132
• La expansión del sistema troncal se ha vuelto un mercado crecientemente competitivo con la entrada de nuevos actores internacionales y nacionales
1. Crecimiento del Sistema de TransmisiónNuevas Líneas para Centrales (Convencionales y ERNCs) y Mineras
• Nuevas centrales hidro y térmicas• Nuevas centrales ERNC en diferentes
zonas geográficas:76 proyectos aprobados
ambientalmente (sin construir) con 3791 MW
46 en calificación con 4343 MW• Nuevos proyectos mineros, en especial
entre la II y IV Región
Se requieren más de 60 nuevas líneas transversales
Reporte CER, Julio 12
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2. Desafíos Regulatorios
Desafíos Regulatorios
2.1 Reducir los plazos y las incertidumbres en el desarrollo de obras
2.2 Desarrollar la red con visión de largo plazo y holguras
2.3 Mejorar la confiabilidad
2.4 Interconectar SIC y SING
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2.1 Reducir plazos e incertidumbres en desarrollo de obras Diagnóstico
Concesionesy
Servidumbres
• Tramitación de concesiones: 120 días por Ley (real: 2 a 3 años)• Especulación de intermediarios (generando un traspaso de
riqueza en desmedro del cliente final)ü Proyecto de Ley en Congreso va en la dirección correcta
Pertenencias Mineras • Detención de obras con fines especulativos
Medio Ambiente y
Comunidades
• Ciertos permisos se gestionan con concesión otorgada• Sin clara limitación de stakeholders al aplicar Convenio 169
Desconexiones(CDECs)
• La solicitud de desconexiones a los CDECs por lo general es otorgada para fecha posteriores a las solicitadas
La reducción de plazos y minimización de las incertidumbres estimula la competencia y la llegada de nuevos actores al sistema
Proceso Actual Revisión Anual del Plan de Expansión Troncal
2012 2013 . . . . . . . . 2018JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND
Revisión CDEC Oct
Plan de Expansión CNE Dic
Discrepancias Panel de Expertos Dic
Resolución Panel de Expertos Feb
Decreto Ministerio Energía Abr
Licitación y adjudicación obras
Líneas de Transmisión
Obras en Subestaciones (mayores)
Obras en Subestaciones (menores)
60 meses
2.1 Reducir plazos e incertidumbres en desarrollo de obras Necesidad de Anticipar las Expansiones de Transmisión
30 meses
18 meses
Central a Carbón: 36 meses
Central Eólica: 18 meses
2015
2014
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CDECs deben llevar a cabo la función de Planificación de la Red y redefinir criterios de desarrollo efectivo en generación o demanda para recomendar obras troncales:
• Definir polos de desarrollo de generación y demanda en conjunto con agentes del mercado y CNE• Tomar decisiones anticipadas de transmisión en base a escenarios posibles
La transmisión debe orientar el desarrollo de la generación (y no al revés): Cambio de paradigma
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2.1 Reducir plazos e incertidumbres en desarrollo de obrasConcepto de Carretera Eléctrica - Visión de Transelec
• Compatible con el concepto de Sistema de Transmisión Troncal
• Líneas de interés público
• Parte del Plan de Expansión del Sistema troncal (Ley vigente)
• Instalaciones planificadas para un horizonte de largo plazo, con holguras yresguardando el criterio de seguridad N-1 en todos los elementos que sonclave en la red
• Costos adicionales (diseño con holguras) de cargo de la demanda (quien sebeneficia de las economías de escala y menores costos de largo plazo)
• El trazado de las líneas debiera ser determinado por el CDEC respectivo(nueva Dirección de Planificación y Estudios)
• Servidumbres y Permisos ambientales tramitadas por el Estado (costostransferidos a los adjudicados en las licitaciones para la construcción y laoperación de las nuevas instalaciones)
2.1 La Carretera Eléctrica de TransmisiónVisión de Transelec
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Concepto de Carretera Eléctrica de Transmisión debería:• Facilitar el desarrollo de obras de transmisión (reduce incertidumbres a inversionistas y costos
especulativos por uso de terrenos)• Acotar plazos a través de la anticipación (hoy plazos y costos son crecientes)• Permitir al Estado desarrollar anticipadamente trazados, obtener servidumbres y aprobación
ambiental, previa a licitación de construcción (traspaso de costos finales a tarifas• Competencia en construcción de obras con riesgos acotados
Nuevo Proceso de Expansión TroncalOCT AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7
Proyectos Iniciales:- Troncales del ETT- Interconexión SIC-SING
Dirección de Peajes CDEC:- Revisión anual plan de expansión troncal
CNE-Panel de Expertos- Plan expansión
Dirección de Planificación CDECs- Estudio y Definición de trazados de los corredores
Estado- Servidumbres y Permisos Ambientales
Dirección de Peajes CDEC:- Licitación y adjudicación de obras
Adjudicatario- Construcción
Se requiere:• Diseñar con holguras para
nuevos entrantes (robustez)• Crear nuevas subestaciones
y enmallamientos de la red• Disponer de corredores de
servicio para acceso a grandes centros poblados
• Aprovechar la infraestructura existente con ampliaciones
• Lograr soluciones sustentables y armónicas con el entorno
• Introducir nuevas tecnologías FACTS y HVDC
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2.2 Desarrollar la red con visión de largo plazo y holgurasArquitectura de la Red de Transmisión Futura
CHILE
CHINA
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2.2 Desarrollar la red con visión de largo plazo y holgurasAsignación de Costos de la Red Futura
NuevoActual
HOYAsignación de costos sistema troncal:• En el AIC 80% G, 20% D• Fuera AIC, depende sentido flujos:
Hacia AIC, paga GDesde AIC, paga D
En resumen:Demanda 1%Generación 2%Total: 3%
TARIFA BT-1 CHILECTRA (Ago.2011)
GENERACION
TRONCAL
SUBTRANSMISION
DISTRIBUCION
Precio al Cliente Final debería disminuir$ / kWh %
Energía 59,7 60%VAD 17,9 18%
Subtx 5,0 5%Troncal 1,0 1%
IVA 15,9 16%
Tarifa BT1 99,5 100%
Proyección:
• Menor precio de generación por no pago de peajes, mayor competencia y menos congestiones
• Total costo troncal pagado por cliente final (red más robusta y más segura)
La doctrina de “mínimo costo de desarrollo de corto plazo” ha incrementado los costos de largo plazo, los que se han hecho permanentes y están siendo pagados por todos los chilenos
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2.3 Mejorar la Confiabilidad del Sistema
Mayorseguridad de servicio
con Criterio N-1
Revisión de las recomendaciones a la NTSyCS:a) Criterio N-1 en líneas y transformadores, troncales y subtransmisiónb) Criterios de diseños de barras de subestaciones y de conexiónc) Estándares de operación segura por parte de los CDECs
13 MW
5110 MW
140 MW
97%
3% 0%
7073 MW
8177 MW
560 MW
44%
4%
52%
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2.4 Interconectar SIC y SINGBeneficios
SIC y SING Interconectados• Precios menores en ambos sistemas• Matriz energética más balanceada• Mejora huella de carbono en producción de Cu• Menor riesgo ante sequías o eventos de la naturaleza• Menor riesgo ante fallas de centrales
SIC• Alta componente hidráulica.• Riesgo de falla y aumento de precios ante hidrologías secas
SING• Exclusivamente térmico• Capacidad de gasoductos y terminal GNL• Riesgo de falla ante indisponibilidad de plantas térmicas
Los consumidores del SIC y SING percibirán los beneficios de aprovechar los recursos disponibles y la mejora de la confiabilidad
Plan CNE 2017
7086 MW
13287 MW
700 MW
63%
34%
3%
5110 MW
Hidráulico Térmico Eólico
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2.4 Interconectar SIC y SINGCapacidad de la línea de interconexión
C1 C2 Capacidad MW
Valor anual MUS$Ingreso tarifario
Costo AVI+COMA∆BB1
La interconexión debe ser diseñada con visión de largo plazo
• Beneficios de mercado B1 (diferenciales de precios) justifican una capacidad C1• Otros beneficios ∆B (seguridad de suministro, competencia, etc.) aumentan esa
capacidad a C2
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2.4 Interconectar SIC y SINGLínea DC vs. Línea AC
Ventajas de usar Línea DC• Potencia transportada es independiente de la distancia
de los puntos de conexión• Permite modular la potencia activa y mejora la
estabilidad dinámica del sistema interconectado• Menor franja de servidumbre para el mismo nivel de
potencia (torres más simples y menor impacto visual)• Menor inversión a igual nivel de potencia transportada
y para distancias mayores a una distancia crítica
Ventajas de usar Línea AC• Subestaciones AC presentan un menor costo de
inversión que las subestaciones DC• Permite el seccionamiento en puntos intermedio de la
línea (inyección de potencia o retiro de consumos)
La CNE y los CDECs deben realizar los estudios técnicos (estabilidad entre otros) y económicos para definir si la mejor solución será DC o AC
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4. Reflexiones Finales
a) El país requiere más energía eléctrica (segura, económica y sustentable) para hacer posible su crecimiento económico y mejorar la calidad de vida de la población
b) La transmisión es fundamental para proveer el transporte de la electricidad desde los centros de producción más económicos hacia los centros de consumo
c) La transmisión es el segmento de la cadena de valor eléctrica de mayor rentabilidad social: impacta muy poco en la cuenta final y produce enorme beneficios en los otros segmentos
d) Transelec aportará toda su experiencia para que el país pueda implementar la Estrategia Nacional de Energía (ENE), incluyendo:i. Aprobar el Proyecto de Ley de Concesiones y Servidumbresii. Implementar el concepto de Carretera Eléctrica pública: con franjas transversales y
longitudinales (gestión anticipada de servidumbres y evaluación ambiental)iii. Desarrollar redes con visión de largo plazo para integrar energía convencional (hidro y
térmica), ERNC e Interconexiones, a través de un diseño robustoiv. Desarrollar redes más seguras (criterio N-1), de mayor calidad e inteligentes
e) Transelec será un actor activo y propositivo en la construcción del debate legislativo que surja de las iniciativas necesarias para dar forma a la ENE
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4. Reflexiones FinalesDesafíos Regulatorios - Resumen de Soluciones
DESAFIOS
a) Reducir los plazos y las incertidumbres en el desarrollo de obras
b) Desarrollar la red con visión de largo plazo y holguras
c) Mejorar la confiabilidad
d) Interconectar SIC y SING
• Proyecto Ley Concesiones• Proyecto Carretera Eléctrica
• Reglamento CDECs• Ley Asignación Pagos G-D
• Reglamento NTSyCS
• Todos los anteriores
MECANISMOS
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