Transmisión de Energía Eléctrica en Chile

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Transmisión de Energía Eléctrica en Chile
El sistema de transmisión
…es parte de la infraestructura del país (líneas, torres, sub
estaciones) que interconecta productores y consumidores
de electricidad y permite la existencia de un mercado
eléctrico
Sistema de transmisión
Generación
< 25 kV
Subestación
elevadora
Transmisión
> 220 kV
Subestación
reductora
Subtransmisión Subestación Alimentadores Consumidor
66-110 kV
de distribución
residencial
220 V
Sistema convencional de generación, transmisión y distribución
Importancia de un sistema de transmisión (ST)

El ST es esencial para el mercado eléctrico
 Permite diversificar la matriz energética, localización de
generadoras y así bajar los costos de producción
 Facilita la competencia y por tanto baja los precios
 Provee seguridad al suministro de energía

Un país que crece requiere de más energía
 Para cumplir con su rol, el ST debe adaptarse ante el
crecimiento de la demanda y la oferta
 Deben realizarse las inversiones en los lugares y momentos
adecuados
Características deseables de un ST
Un ST confiable debe poseer:
 Suficiencia (adecuado dimensionamiento para abastecer la
demanda)
 Seguridad de servicio (capacidad para soportar contingencias)
 Calidad de servicio (producto, suministro y atención)
Para ello, las decisiones de inversión en transmisión
deben:
 Ser oportunas y eficientes
 Tener una visión de largo plazo
 Permitir un desarrollo sustentable
Normativa en transmisión eléctrica
Principales Hitos
 1982: DFL N°1 de 1982: Crea condiciones para privatización de la industria.
Identifica un sector generación –transmisión (competencia) y un sector distribución
(monopolio regulado).
 1990: Ley N°18.990: modifica DFL N°1/82
Introduce Art. 51°A al 51°G. Define Peajes Básicos y Peajes Adicionales. Peaje se
fija por acuerdo entre las partes y en caso contrario por Arbitraje. Las obras en
transmisión son de cargo del interesado.
 1998: DS N°327 Reglamento de la LGSE
Reglamenta el cálculo de peajes. Crea las Direcciones de Operación y Peajes en los
CDEC.
 2004: Ley N°19.940 llamada Ley Corta I
Regula la remuneración y desarrollo de los Sistemas de Transmisión Troncal y
Subtransmisión. Crea el Panel de Expertos para resolver controversias.
La Ley Corta I (normativa vigente en ST)
 Reconoce a la transmisión como un sector con un propósito
específico
 Fijó la remuneración del transmisor con criterio de eficiencia
económica
 Asignó los costos entre los usuarios empleando señales de
localización
 Viabilizó las inversiones
 Clasifica las instalaciones de transmisión eléctrica en tres tipos de
sistemas
Clasificación de los ST
 La transmisión troncal y
subtransmisión pasan a
ser Servicio Público con
fijación de tarifas.
 Se establecen normas
claras
para
la
determinación de precios
y el CDEC es el encargado
de determinar los pagos
entre empresas.
 Se
establece
un
mecanismo estructurado
para
determinar
las
Expansiones del Sistema
Troncal.
Clasificación de los ST
 Troncal: instalaciones que sean económicamente eficientes y necesarias para
posibilitar el abastecimiento del 100% de la demanda, bajo diferentes
escenarios de disponibilidad de generación (considerando exigencias de
calidad y seguridad de servicio)
•
•
•
Que muestren variabilidad en magnitud y dirección de los flujos de potencia para una misma
configuración de demanda y distintos escenarios de generación
Voltaje mayor o igual a 220 kV
Que el flujo no esté determinado por el consumo de un cliente o de un grupo pequeño de
consumidores, o a la producción de una central o grupo de reducido de centrales generadoras
 Subtransmisión: instalaciones dispuestas para el abastecimiento exclusivo de
grupo de consumidores finales libres o regulados, que se encuentren en zona
de concesión de alguna empresa distribuidora (y no califiquen como troncal)
•
Que el flujo no esté determinado por el consumo de un cliente o a la producción de una central o
grupo de reducido de centrales generadoras
 Adicional: Instalaciones destinadas esencial y principalmente a: i) suministro
de energía eléctrica a usuarios no regulados; ii) permitir a los generadores la
inyección de su producción
Planificación de la expansión del ST Troncal
 Cada cuatro años la CNE determina el plan de expansión troncal referencial
considerando la proyección de demanda y escenarios de inversión en
generación, en base al ETT.
 Anualmente, el CDEC revisa el plan de expansión considerando el desarrollo
efectivo de la generación y la demanda y considerando las obras propuestas por
los agentes.
 El CDEC propone a la CNE un plan revisado, quien define el plan de expansión
para los doce meses siguientes, considerando la intervención del Panel de
Expertos en el caso de discrepancias.
 Ministerio de Energía fija las expansiones para los siguientes doce meses por
decreto.
Revisión CDEC y propuesta a
CNE
Determinación Plan de
Expansión (CNE)
Panel de Expertos en caso
de discrepancia/resolución
de Panel de Expertos
Elaboración Decreto Expansión
Troncal (CNE) / Promulgación (Min
Energía)
Licitación Obras de
Expansión (CDEC)
Adjudicación/Construcción
Estudios Transmisión Troncal (ETT)
Planificación de la expansión del ST Troncal
 Planificación centralizada cooperativa.
 Participación del Estado.
 Estudio expansión en base a escenarios
futuros.
 Proceso privado de construcción, en
condiciones competitivas.
Remuneración del ST Troncal
 El ST Troncal está compuesto por Tramos. Cada tramo (compuesto a su vez por
líneas , S/E y otros elementos) estará caracterizado por un valor de inversión
(VI), cuya anualidad (al 10% y considerando la vida útil de los componentes del
tramo) es la Anualidad del Valor de Inversión (AVI)
 Cada tramo a su vez, tiene asociado un Costo de Operación y Mantenimiento
anual (COMA), referido a los costos de explotación de las instalaciones.
 Se define entonces el Valor Anual de la Transmisión por Tramo (VATT) como la
suma del AVI y del COMA por cada tramo. El (los) propietario (s) del ST Troncal
tiene derecho a recibir anualmente por cada tramo el 100% VATT del tramo
VATT del Tramo (i-j)
VATT ST Troncal
VATT 3
Nodo (i)
VATT 5
VATT 1 VATT 2
VATT (i-j) = AVI + COMA
Nodo (j)
VATT n-1
VATT 4
VATT total=

=1 ()
VATT n
Remuneración del ST Troncal
 Para la remuneración del VATT por tramo, la legislación establece dos
mecanismos de recaudación: Uno tiene que ver con la operación del sistema
(Ingresos Tarifarios – IT) y otro que se calcula como el complemento del primero
(calculado en términos esperados) para obtener el VATT (Peaje)
Remuneración del Tramo (i-j)
CMg (i)
US$/MWh
CMg (j)
US$/MWh
VATT (i-j) = AVI + COMA
Inyecciones (i)
MWh
Nodo (i)
Retiros (j)
MWh
Nodo (j)
Peaje (i-j) = VATT (i-j) - IT (i-j) esperado
IT (i-j) = Retiros (j) x Cmg (j) - Inyecciones (i) x Cmg (i)
El concepto de IT corresponde a la renta que percibiría un sistema de transmisión bajo la teoría
económica marginalista, que en su esencia maximiza el excedente total del sistema bajo el supuesto de
mercado competitivo y adaptado
Remuneración del ST Troncal
 La ley establece que el propietario del ST Troncal podrá recibir provisionalmente
los IT reales que se originen en la operación real del sistema, existiendo un
mecanismo anual de reliquidación para asegurar que los ingresos del transmisor
sean sólo el 100% del VATT de sus instalaciones:
 Si anualmente IT real > IT esperado => transmisora devuelve a usuarios IT
real – IT esperado a prorrata de los usos esperados
 Si anualmente IT real < IT esperado => se recalculan y reliquidan los Peajes
que deben pagar los usuarios, de manera que se cubra la menor renta
producto de que el IT esperado > IT real.
 Los usuarios del sistema de transmisión (empresas eléctricas que inyectan
energía y potencia al sistema eléctrico, y/o empresas eléctricas que efectúan
retiros de energía y potencia desde el sistema eléctrico para comercializarla con
clientes) son quienes deberán pagar los respectivos costos de transmisión, en la
proporción que se determine conforme a la Ley
Remuneración del ST Troncal
 Para efectos de distribución de los costos totales del sistema troncal entre
usuarios que inyectan energía y usuarios que retiran energía, la legislación
define Área de Influencia Común: Conjunto mínimo de instalaciones troncales
entre dos nudos de dicho sistema, en la que concurren, simultáneamente, las
siguientes características:
 Entre dichos nudos se totaliza al menos el 75% de la inyección total de energía del
sistema
 Entre dichos nudos se totaliza al menos un 75% de la demanda total del sistema, y
 La densidad de la utilización (cuociente entre el porcentaje de inyecciones dentro del
área de influencia común respecto de las inyecciones totales del sistema y el
porcentaje del VI de las instalaciones del área de influencia común respecto del VI
del total de instalaciones) sea máxima
Tramos del Troncal que no
pertenecen al Área de
influencia común
Inyección de Energía >=
75% del total del sistema
Área de influencia común
Retiros de Energía >= 75%
del total del sistema

Inyecciones financian el 80% del Peaje
total de los tramos del área de
influencia común, (a prorrata del uso
esperado)

Retiros financian el 20% restante del
Peaje total de los tramos del área de
influencia común (a prorrata del uso
esperado)
Tramos del Troncal que no
pertenecen al Área de
influencia común
Remuneración del ST Troncal
 En los tramos del sistema troncal que no pertenezcan al área de influencia
común, el pago del Peaje total de cada tramo se asignará simulando el sentido
del flujo de potencia en cada tramo para distintos escenarios de la operación:
 En los tramos en que el sentido del flujo se dirija hacia el área de influencia común, el
pago del Peaje total del tramo se asignará a los propietarios de las centrales ubicados
aguas arriba de los flujos, a prorrata del uso que sus inyecciones.
 En los tramos en que el sentido del flujo no se dirija hacia el área de influencia común
del sistema de transmisión troncal, el pago del Peaje total del tramo se asignará a las
empresas que efectúen retiros aguas abajo del flujo, a prorrata del uso que sus retiros,
para dicho escenario
 Finalmente, las proporciones de uso de los distintos usuarios son calculadas y
reliquidadas utilizando modelos de simulación considerando en una instancia
preliminar, parámetros del sistema esperados, y en otra definitiva los
parámetros del sistema reales que se presentaron.
Transmisión de Energía Eléctrica en Chile

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