Desafíos Regulatoriosen Transmisión Eléctrica

26 Julio 2012Eric Ahumada

VP Desarrollo de Negocios

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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

2

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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

Muchas Gracias