1Seminario CIGRE Chile1 de septiembre de 2009
DESARROLLO SUSTENTABLE DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL
Juan Carlos AranedaGerente Desarrollo del Sistema Eléctrico
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Contenido
• Introducción
• Proceso de expansión del sistema troncal
• Experiencias 2004-2008
• ¿Cómo mejorar el proceso?
• Desarrollo sustentable del sistema
• Conclusiones
3
Introducción
3
Expansión del sistema de transmisión antes de marzo de 2004 en base a acuerdos bilaterales
Consecuencias:Instalaciones de transmisión sin rentaNo había incentivos para invertir en transmisiónDeterioro en la seguridad y calidad de servicio del sistema
4
Introducción
4
Después de la Ley Corta I (Ley 19.940 del 13 de marzo de 2004):
Procedimiento para determinar los peajesProcedimientos para realizar la expansión del sistema de transmisiónReactivación de inversiones en transmisiónMejoramiento en la seguridad y calidad de servicio del sistema
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La Ley 19.940 de 2004 determinó que:
– 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 Estudio de Transmisión Troncal (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.
– El Ministerio de Economía fija las expansiones para los siguientes doce meses por decreto.
Proceso de expansión del sistema troncal
6
Experiencias 2004-2008
6
Procesos de expansión del sistema troncal:
Obras de construcción inmediata (2004-2006)
Obras del Primer ETT:
– Revisión anual 2007
– Revisión anual 2008
– Revisión anual 2009 (en desarrollo)
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Obras de construcción inmediata2004-2006
Diego de Almagro 220kV
Carrera Pinto 220kV
Cardones 220kV
Maitencillo 220kV
Pan de Azúcar 220kV
Los Vilos 220kV
Quillota 220kV
Polpaico 220kV
Cerro Navia 220kV
Chena 220kV
Alto Jahuel 220kV
Ancoa 500kV
500kV
Charrúa 220kV500kV
Temuco 220kV
Valdivia 220kV
Puerto Montt 220kV
Rapel 220kV
500kV220kV
Obras de transmisiónCER
154 kV
P Cortés 154kV
Itahue 154kV
OBRAS NUEVASVI decreto MMUS$
VATT MMUS$Duración meses
Puesta en servicio
TR Nuevo tramo de línea El Rodeo – Chena 1x220 kV 10,5 1,1 31 En ejecución
TREquipo de Compensación Estática de Reactivos CER en S/E Puerto Montt
7,3 1,2 18 JUL. 2007
TNCH Línea de Transmisión Charrúa – Cautín 2x220 kV 58,9 6,5 37 En ejecución
AMPLIACIONESVI decreto MMUS$
VI definitivo MMUS$
Duración meses
Puesta en servicio
TREnergización en 500 kV del tramo Alto Jahuel ‐Polpaico
36,5 40,5 33 SEP. 2008
TRAmpliación de líneas 154 kV Itahue ‐ San Fernando
9,6 10,4 19 SEP. 2007
TRSeccionamiento de líneas 220 kV Temuco ‐Ciruelos y Temuco – P. Montt en S/E Cautín
10,9 11,4 23 ABR. 2007
TRSeccionamiento de la línea 220 kV Temuco ‐Puerto Montt en S/E Valdivia
4,0 4,5 19 DIC. 2006
TRSeccionamiento de línea 154 kV Itahue ‐ Alto Jahuel en S/E Punta de Cortés
2,8 2,8 8 ENE. 2006
TR Ampliación de Barras 220 kV en la S/E Charrúa 13,8 15,6 30 ABR. 2008
8
Obras del primer ETTRevisión anual 2007
Diego de Almagro 220kV
Carrera Pinto 220kV
Cardones 220kV
Maitencillo 220kV
Pan de Azúcar 220kV
Los Vilos 220kV
Quillota 220kV
Polpaico 220kV
Cerro Navia 220kV
Chena 220kV
Alto Jahuel 220kV
Ancoa 500kV
500kV
Charrúa 220kV500kV
Temuco 220kV
Valdivia 220kV
Puerto Montt 220kV
Rapel 220kV
CER
P Cortés 154kV
Itahue 154kV
Nogales 220kV
ENE. 20123624,621,9Seccionamiento línea 1x500kV Ancoa – Polpaico y línea 2x500kV entrada Alto Jahuel
TR
JUL. 2010183,54,1Tendido segundo circuito línea 2x220kV Alto Jahuel – Chena y paño S/E Chena 220kV
TR
ABR. 20123831,029,3Equipos de control de flujo en S/E Cerro NaviaTR
ENE. 200926S/I8,2Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV, 3° circuitoCTNC
JUL. 2010183,53,1Línea Maitencillo ‐ Cardones 1x220 kV: Barra de Transferencia en Cardones
TR
JUL. 2010124,14,3Línea 2x220kV Chena – Cerro Navia: Reemplazo de conductor
TR
MAR. 201118En licitación22,0Obras 154kV: S/E P.Cortés, cambio conduct. Tinguiririca‐P.Cortés y línea P.Cortés‐Tuniche
TR
OBRAS NUEVASVI decreto MMUS$
VATT MMUS$Duración meses
Puesta en servicio
TR Línea Nogales – Polpaico 2x220 kV 46,6 5,3 24 ABR. 2010
AMPLIACIONESVI decreto MMUS$
VI definitivo MMUS$
Duración meses
Puesta en servicio
TR S/E Quillota 220 kV: Reemplazo de interruptor 0,4 0,4 8 DIC. 2008
TR S/E Seccionadora Nogales 220 kV 9,3 10,7 19 OCT. 2009
TRS/E Polpaico 220 kV: Instalación Segundo Autotransformador 750 MVA
22,5 25,6 33 FEB. 2011
TRLínea Alto Jahuel ‐ Chena 2x220 kV: Reemplazo de conductor, circuitos 1 y 2
6,8 7,6 26 JUL. 2010
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Obras del primer ETTRevisión anual 2008
Diego de Almagro 220kV
Carrera Pinto 220kV
Cardones 220kV
Maitencillo 220kV
Pan de Azúcar 220kV
Los Vilos 220kV
Quillota 220kV
Polpaico 220kV
Cerro Navia 220kV
Chena 220kV
Alto Jahuel 220kV
Ancoa 500kV
500kV
Charrúa 220kV500kV
Temuco 220kV
Valdivia 220kV
Puerto Montt 220kV
Rapel 220kV
CER
P Cortés 154kV
Itahue 154kV
Nogales 220kVPuesta en servicio
Duración meses
VI definitivo MMUS$
VI decreto MMUS$
AMPLIACIONES
3,9
4,4
4,6
184,2
VI decreto MMUS$
Depende del inicio del proyecto
18Pendiente carta
MetroNormalización de S/E Chena por conexión de Neptuno
TR
OCT. 201013En licitaciónBanco de condensadores 50 MVAr en S/E Alto Jahuel y Cerro Navia
TR
Depende del inicio del proyecto
20Pendiente carta
SAESASeccionamiento en Barro BlancoTR
NN
OBRAS NUEVAS VATT MMUS$Duración meses
Puesta en servicio
Línea 2x500kV Ancoa – Jahuel, tendido un circuito
En licitación 39 MAY. 2013
500kV220kV
Obras de transmisión
154 kV
Punta Colorada 220kV
Las Palmas 220kV
10
Problemas relacionados con las obras nuevas
Ninguno de los proyectos de líneas nuevas se encuentra aún en servicio:
Dificultades:– Concesión eléctrica para obtención de servidumbres otorgada en plazo largo
• Línea 1x220kV El Rodeo – Chena: 29 mesesSolicitud de concesión → 26/09/2006, Publicación en el Diario Oficial → 27/02/2009
– Negociaciones de servidumbres voluntarias complejas y de alto costo– Modificaciones al proyecto presentado al SEIA: se requiere nivel de ingeniería
de detalle y mayores exigencia de comunidades
10
201020092008200720062005
2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem
Línea 220 kV El Rodeo-Chena
Línea 220 kV Charrúa-Cautín
Línea 220 kV Nogales-Polpaico
Plazo: 37 mesesReal: +51 meses
Plazo: 31 mesesReal: +40 meses
Plazo: 24 mesesReal: ? meses
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Problemas relacionados con las ampliaciones
– Valor de Inversión insuficiente– Plazos de construcción insuficientes– Mercado de construcción con pocos oferentes
Como resultado una gran proporción de los proyectos de ampliación se han declarado desiertos, implicando mayores costos de operación al sistema
• Número de proyectos desiertos:Construcción inmediata: 3 de 6 (50%)Revisión 2007: 17 de 22 (77%)
– Aumento del precio de terrenos alrededor de subestaciones con ampliaciones decretadas
11
12
¿Cómo mejorar el proceso?
– La Ley Corta I introdujo cambios importantes y positivos para la transmisión.
– No obstante existen algunos aspectos de la ley que son perfectibles:
• Proceso excesivamente prolongado• Escenarios de expansión del parque
generador apartados de la realidad• Mejorar la definición de los proyectos• Tomar decisiones de expansión con visión
de largo plazo• Sustentabilidad de las soluciones de
expansión
12
13
ONDJASAMJEFM
2013EFM
2014
Obras en Subestaciones (mayores)
Expansión del Troncal2009 2010 2011 2012
JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND
Revisión CDEC-SIC Oct
Plan de Expansión CNE Dic
Discrepancias Panel de Expertos Dic
Resolución Panel de Expertos Feb
Decreto Minecon Abr
Licitación y adjudicación obras
Líneas de Transmisión
Obras en Subestaciones (menores)
42 meses
Extensión del proceso anual afecta el desarrollo de proyectos de transmisión y generación
Cronograma de revisión anual del plan de expansión troncal
30 meses
18 meses
Central a Carbón: 36 meses
Central Eólica: 18 meses
Central Biomasa: 30 meses
Central Mini Hidro: 24 meses
• Durante el proceso de revisión anual surgen nuevos proyectos de generación o demanda que no alcanzan a incorporarse al estudio
• Aparecen soluciones de transmisión troncal fuera del proceso
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Planes de expansión de la generación alejados de la realidad
• Como escenario de generación, la revisión anual CDEC asume el plan de obras del informe CNE de precios de nudo vigente al inicio del proceso.
• Sólo se consideran aquellas centrales que se encuentran en construcción efectiva más el plan indicativo CNE.
• No se incluyen escenarios alternativos de generación ni de proyección de demanda.
• Empresas generadoras no informan su cartera de proyectos para ser considerada en el desarrollo del estudio.
14
15
Plan de obras de generación CNE (abril 2009)
TG DieselCentral CogeneraciónCentral CarbónCentral GNL/GNCentral HidroeleectricaCentral Eólica
Los CDEC deben concensuar el plan de obras con los agentes del mercado
Proyecto en construcción
Proyecto recomendado
X
X
X
16
Mejorar la definición de los proyectos
• Deben considerarse las capacidades y limitaciones del sistema existente.
• Utilizar criterios de planificación y no de operación en los estudios de expansión (dejar márgenes para compensar incertidumbres).
• La constructibilidad de los proyectos debe ser analizada por firmas especializadas en construcción de obras de transmisión eléctrica.
• La evaluación de alternativas debe considerar los costos de las restricciones operacionales durante la construcción y en la puesta en servicio.
16
17
Decisiones de inversión con visión de largo plazo para lograr un desarrollo sustentable
• Aunque los proyectos deben evaluarse para un horizonte de 10 años, se toma como inicio del proyecto la fecha de comienzo de los estudios y no la fecha de puesta en servicio.
• Una estrategia de desarrollo basada en proyectos de capacidad limitada conduciría a la construcción de nuevas líneas en paralelo en vez de aprovechar los corredores para líneas con capacidad de ampliación.
• Se traduce en soluciones no eficientes, con un desarrollo de largo plazo subóptimo.
17
2 3 41 5 6 7 8 9 10
Estudio Ejecución Horizonte efectivo de evaluación
18
Visión con visión de largo plazo versus corto plazo
18
SIC 2020
Alternativas de crecimiento de las líneas de transmisión:1) Desarrollo con visión de corto plazo
Resultado del actual esquema de desarrolloPrecios de servidumbre irán en aumento.Escasez de terrenos alrededor de los centros urbanos.Incremento en la oposición ambiental
2) Desarrollo con visión de largo plazoRepotenciar líneas existentes mientras exista posibilidad de hacerlo. Se requiere el reconocimiento de todos los costos de las ampliaciones.Construir nuevas líneas de transmisión ampliablesAdicionar equipos de compensación reactiva para optimizar uso del sistema y la calidad de suministro
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CP
LP
Inversiones y peajes
19
El modelo tarifario vigente incentiva el desarrollo de corto plazo del sistema de transmisión
VI (LP) < VI(CP), peroPeaje (CP) < Peaje (LP)
t
t
t
INVERSIONES
CAPACIDAD
Línea 1xLínea 1x
Línea 2x
Conductor 2x
20
Desarrollo Sustentable en el Norte del SIC
20
Visión de Corto Plazo Visión de Largo Plazo
Nogales 220kV
Pan de Azúcar 220kV
Los Vilos
220kV
Pan de Azúcar 500kV
SE seccionadora
500kV
Nogales 500kV
Pan de Azúcar 220kV
Los Vilos
220kV
Nogales 220kV
Año 2013
Año 2015
Año 2019 Año 2013: Construcción energizada en 220kV
Después del año 2019:Energización en 500kV
Inversión Total → 350 MMUS$
Capacidad → 890 MW
Inversión/Capacidad → 390 US$/kW
Inversión Total → 410 MMUS$
Capacidad → 1400 MW
Inversión/Capacidad → 290 US$/kW
330 km
21
154 kV
Diagnóstico del sistema troncal del SIC
Hoy
Cardones
Maitencillo
P. Azúcar
Quillota
A.Jahuel
Polpaico
Ancoa-Itahue
Charrúa
Temuco
P.Montt
500 kV
2013Sin proyectos
Las Palmas
Confiabilidad y CongestiónCongestión
ConfiabilidadOK
22
Costos Marginales Esperados 2009‐2018
0.70
0.80
0.90
1.00
1.10
1.20
1.30
DAlm
agro
220
Card
ones
220
Mait
en22
0
Pazu
car2
20
Cane
la
L_Vil
os22
0 No
gales
220
Quillo
ta220
Po
lpaico
220
C_Na
via22
0 AJ
ahue
l_500
An
coa_
500
Charr
ua50
0 Te
muco
220
P_M
ontt2
20
US$/MWh
2010
Factores de penalización de energía 2010
Diego de Almagro 220kV
Carrera Pinto 220kV
Cardones 220kV
Maitencillo 220kV
Punta Colorada 220kV
Pan de Azúcar 220kV
Las Palmas 220kV
Los Vilos 220kV
Nogales 220kV
Quillota 220kV
Polpaico 220kV
Cerro Navia 220kV
Chena 220kV
Alto Jahuel 220kV
Ancoa 500kV
500kV
Charrúa 220kV500kV
Temuco 220kV
Valdivia 220kV
Puerto Montt 220kV
Rapel 220kV
500kV220kVObras en construcción
23
Costos Marginales Esperados 2009‐2018
0.70
0.80
0.90
1.00
1.10
1.20
1.30
DAlm
agro
220
Card
ones
220
Mait
en22
0
Pazu
car2
20
Cane
la
L_Vil
os22
0 No
gales
220
Quillo
ta220
Po
lpaico
220
C_Na
via22
0 AJ
ahue
l_500
An
coa_
500
Charr
ua50
0 Te
muco
220
P_M
ontt2
20
US$/MWh
2010
2012
Factores de penalización de energía 2010‐2012
Diego de Almagro 220kV
Carrera Pinto 220kV
Cardones 220kV
Maitencillo 220kV
Punta Colorada 220kV
Pan de Azúcar 220kV
Las Palmas 220kV
Los Vilos 220kV
Nogales 220kV
Quillota 220kV
Polpaico 220kV
Cerro Navia 220kV
Chena 220kV
Alto Jahuel 220kV
Ancoa 500kV
500kV
Charrúa 220kV500kV
Temuco 220kV
Valdivia 220kV
Puerto Montt 220kV
Rapel 220kV
500kV220kVObras en construcción
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Factores de penalización de energía 2010‐2015
Diego de Almagro 220kV
Carrera Pinto 220kV
Cardones 220kV
Maitencillo 220kV
Punta Colorada 220kV
Pan de Azúcar 220kV
Las Palmas 220kV
Los Vilos 220kV
Nogales 220kV
Quillota 220kV
Polpaico 220kV
Cerro Navia 220kV
Chena 220kV
Alto Jahuel 220kV
Ancoa 500kV
500kV
Charrúa 220kV500kV
Temuco 220kV
Valdivia 220kV
Puerto Montt 220kV
Rapel 220kV
500kV220kVObras en construcción
Costos Marginales Esperados 2009‐2018
0.70
0.80
0.90
1.00
1.10
1.20
1.30
DAlm
agro
220
Card
ones
220
Mait
en22
0
Pazu
car2
20
Cane
la
L_Vil
os22
0 No
gales
220
Quillo
ta220
Po
lpaico
220
C_Na
via22
0 AJ
ahue
l_500
An
coa_
500
Charr
ua50
0 Te
muco
220
P_M
ontt2
20
US$/MWh
2010
2012
2015
25
Año 6Año 5Año 4Año 3Año 2Año 1
2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem
Ingeniería de detalle
Concesiones y servidumbres
Ingeniería básica
Evaluación de impacto ambiental
Suministros
Construcción
Construcción de nuevas líneas de transmisión2005 (30 a 36 meses) → 2008 (39 meses)
Año 6Año 5Año 4Año 3Año 2Año 1
2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem
Ingeniería de detalle
Concesiones y servidumbres
Ingeniería básica
Evaluación de impacto ambiental
Suministros
Construcción
Evaluación CONAF
• Situación Actual: 42 a 48 meses
• Con Ley del Bosque Nativo (+70 meses)
120 días
210 días
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• El cargo único al consumidor final significa el 0,5% de la cuenta. O sea, un cliente residencial de Santiago con una cuenta de $10.000 mensual paga $50 por uso del troncal.
• Los consumidores pagan aproximadamente el 30% del sistema troncal.
• El otro 70% lo pagan las empresas generadoras (1,2%).
• En resumen, el costo del sistema troncal es apenas el 1,7% del costo de suministro eléctrico.
• Los costos derivados de congestiones y su impacto en la competencia, una menor seguridad de servicio y una baja en la calidad de suministro cuesta mucho más que 1,7%.
¿Cuánto cuesta el sistema troncal al usuario final?
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Conclusiones
• La revisión anual del plan de expansión troncal requiere ajustar el plan de obras de generación en forma concensuada entre los agentes del mercado y el CDEC-SIC.
• El plan de expansión troncal de largo plazo (ETT) debe considerar varios escenarios de planes de obras de generación y criterios de sustentabilidad.
• Los plazos de construcción de nueva infraestructura son cada vez mayores debido a las nueva normativas ambientales, exigencias de comunidades, concesiones que toman largo tiempo y costo creciente de las servidumbres.
• Los proyectos de expansión troncal deben ser diseñados con criterios de largo plazo y desarrollo sustentable, dadas las exigencias ambientales.
28
Muchas gracias