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Algunas experiencias en la regulación de la transmisión
Ing Ramón [email protected]
Foro Energético16 y 17 de julio Ica Perú
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
Índice
La metodología de planificación y expansión
Los criterios de uso del Sistema de Transmisión
Los contratos BOOT y el costo de capital
Los cargos de transmisión y los derechos financieros
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
Servicio de Transmisión:eficiencia y equidad
Eficiencia del servicio
Eficiencia operativa del mercado•Asignación de pérdidas•Asignación de la congestión
Eficiencia en las decisiones de expansión
Gestión operativa del servicio de transmisión•Capital requerido para las expansiones•O&M
En los cargos a los usuarios existentesEquidad
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
La característica de los países
País Area HabitantesMkm2 Millon hab /km2 kWh/hab Kwh /1000
Km2PERU 1,3 29 22,2 648 14ARG 2,8 37 12,8 2354 31BRA 8,5 170 20 2121 42CAN 9,9 30 3 15147 46RUS 17 145 8,5 5579 48MEX 1,9 100 50,9 1244 65CHN 9,6 1240 129,2 912 118IND 3,3 1049 319 474 151ESP 0,5 40 78,9 3594 286USA 9,8 273 29 11571 322ITA 0,3 57 190,4 4163 795
País Area HabitantesMkm2 Millones hab /km2 kWh/hab Kwh /1000
Km2PERU 1,3 29 22,2 648 14ARG 2,8 37 12,8 2354 31BRA 8,5 170 20 2121 42CAN 9,9 30 3 15147 46RUS 17 145 8,5 5579 48MEX 1,9 100 50,9 1244 65CHN 9,6 1240 129,2 912 118IND 3,3 1049 319 474 151ESP 0,5 40 78,9 3594 286USA 9,8 273 29 11571 322ITA 0,3 57 190,4 4163 795
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
La transmisión: km de líneas de AT (>220 KV) / Consumo anual Twh
0
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300
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450
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China
India
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Rusia
Perú
Panam
á
Km
/Tw
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Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
Experiencia general de AL en transmisión
Hay elementos regulatorios donde existen cierto grado de consenso sobre su eficacia:
Los esquemas BOOT para el desarrollo de las instalaciones decididas La remuneración de la transmisión El libre acceso y su reglamentación
Existen otros donde la experiencia no siempre permite obtener resultados objetivos, como ser:
La relación expansión planificada- decisión del Mercado. El sistema de tarificación a los usuarios de la transmisión.
La necesidad de precios nodales Los cargos de transmisión
La metodología de planificación y expansión
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
El sistema de planificación y tarifario
¿Quién decide?•A) El planificador•B) Los agentes
¿Quién decide?•A) El planificador•B) Los agentes
¿Cómo es el sistema tarifario?•A) Estampillado a la demanda•B) Cargos por distancia y energía transportada
¿Cómo es el sistema tarifario?•A) Estampillado a la demanda•B) Cargos por distancia y energía transportada
¿Quién asume el riesgo?•A)El consumidor en general•B)Los agentes en particular
¿Quién asume el riesgo?•A)El consumidor en general•B)Los agentes en particular
TIPO A Colombia
TIPO A/B Brasil
TIPO B Argentina
Brasil y Colombia tienen entidades específicas a cargo de la planificación
El sistema tarifario, los precios del mercado spot (nodales o barra única) y la metodología de planificación están asociadas
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
SIEPAC:Reglamento en desarrollo
DERECHOS DE TRANSMISION (FTR)
SISTEMA TARIFARIO (participaciones medias 50%G 50%D por distancia)
SISTEMA DE PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN REGIONAL (SPTR).
Planeamiento de Largo Plazo Diagnóstico de Mediano Plazo No se expande por necesidades de la generación Se verifica el beneficio social y otras consideraciones Existe un Comité de Planeamiento Se superpone ampliaciones nacionales, planificadas y
de riesgo
GUATE ESTE
GUATE NORTE
PEPESCA
EL CAJON
SUYAPA
AHUACHAPAN
NEJAPA
15 SEPTIEMBRELEON
TICUANTEPE
CAÑAS
PARRITA
RIO CLARO
VELADERO
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
La planificación: caso de Panamá
Kmlíneasde AT/TWh
0
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100
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Kmlíneasde AT/TWh
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Activos Eficientes de ETESA enMillonesde USD(cálculode IMP 2001)
387430
534
732 733 734
-
100
200
300
400
500
600
700
800
2000 2001 2002 2003 2004 2005
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
La planificación: caso de India
Inst. Valor bruto (MRs) 189433 376650 709950
Inst. Valor neto (M Rs) 145987 324283 557549
PG tarifa (M Rs) 20130 36219 90723
Demanda (TWh) 550 794 1100
2002-2003 2006-2007 2011-2012
Porcentaje 2003 100% 125% 225%
Inst. Valor bruto (MRs) 189433 376650 709950
Inst. Valor neto (M Rs) 145987 324283 557549
PG tarifa (M Rs) 20130 36219 90723
Demanda (TWh) 550550 794794 11001100
2002-20032002-2003 2006-20072006-2007 2011-20122011-2012
Porcentaje 2003Porcentaje 2003 100%100% 125%125% 225%225%
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
La decisión de los agentes: caso ArgentinaObras aprobadas entre 1992-2002
Año Empresa Proyecto Longitud
1993/4 TRANSENER P Aguila 12 km
1994 EBY Yacyretá – Rincon (3 x 3.6 km) 11 km
1994 YACYLEC Rincon – Resistencia 267 km
1994 Loma Lata Loma de la Lata – Banderita 37 km
1996 LITSA Rincon – Salto Grande 506 km
1996 LITSA Rincon – Isidro 80 km
1997 TRANSENER P P Leufu – P Aguila 24 km
1999 TRANSENER P Aguila – Abasto 1292 km
1999 CAPEX A Cajon – Chocon 52 km
1999 InterAndes Cobos - Atacama 345 kV 409 km
2000 YACYLEC Rincon – Garabi 132 km
2002 YACYLEC Rincon – Garabi 2do circuito 132 km
Total 3000 km
Fueron cerca de 200 proyectos decididos por los agentes, 15 de ellos BOO
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
REFERENCIAS
El plan nacional de Argentina 2004/12
El gobierno ha decidido las
expansiones por razones de
política energética
2005
2006
2004
2007
2008
2009
2010
2011
Fuente:Transener
Incorporaciones
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
Las lecciones de la experiencia en la región
De existir ampliaciones decididas por los agentes deberá existir planificación para aquellas que son necesarias por el beneficio común
De existir planificación debiese existir una alta participación de los agentes (audiencia pública)
El que decide debe ser en principio el que paga (no se puede trabajar a lazo cerrado)
La aprobación de los planes de expansión debiese pasar por una audiencia pública
El planificador debe asegurar su independencia de los intereses del gobierno y los particulares.
De existir necesidades de hacer expansiones por razones de política sectorial es conveniente la asignación de fondos específicos y explícitos y no su incorporación dentro de la tarifa de transmisión.
Los criterios de uso del Sistema de Transmisión
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
El efecto del incremento de uso en AR
0
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100
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as A
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Tw
h
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Argentina: El uso de los elementos de control
{
Capacidad de Transformación:11650 MVA (+34%)
Líneas de Transporte: 9.666 km (29%)
Capacitores Serie: 2716 MVAr (+267%)
Reactores y Compensadores
Sincrónicos7010 MVAr (+30%)
EE.TT.: 36 (+24%)
Puntos de Conexión: 135 (+60%)
9098 km en 500 kV (+32%)
568 km en 220 kV ( 0%){
Capacidad de Transformación:11650 MVA (+34%)
Líneas de Transporte: 9.666 km (29%)
Capacitores Serie: 2716 MVAr (+267%)
Reactores y Compensadores
Sincrónicos7010 MVAr (+30%)
EE.TT.: 36 (+24%)
Puntos de Conexión: 135 (+60%)
9098 km en 500 kV (+32%)
568 km en 220 kV ( 0%)
17701770
11001100
26002600
120120100100120120
11001100
17301730
46004600
17001700
600600
480480
Sto Grande Sto Grande -- GBAGBA
Centro Centro -- LitoralLitoral
Comahue Comahue -- Bs. As.Bs. As.
NEA NEA -- LitoralLitoralCentro
Centro -- NOANOACentro Centro -- CuyoCuyoYacy
lec
Yacylec
-- LitsaLitsa
58105810
1181011810
= +100 %
16001600
17701770
11001100
26002600
120120100100120120
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17301730
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Sto Grande Sto Grande -- GBAGBA
Centro Centro -- LitoralLitoral
Comahue Comahue -- Bs. As.Bs. As.
NEA NEA -- LitoralLitoralCentro
Centro -- NOANOACentro Centro -- CuyoCuyoYacy
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Yacylec
-- LitsaLitsa
58105810
1181011810
= +100 %
16001600
Fuente:Transener
Un incremento del 30% en inversiones para obtener una duplicación de la capacidad de transmisión
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La acción del operador: La estabilización y el uso de FACTS en Argentina
EVALUACION PROYECTO 285
ALIVIO CARGA
AMORTIGUAMIENTO
SDAG
CAPACITORES
COSTO TOTAL[Millones de $]
Tiempo depago
Beneficio Anual[Millones de $]
1,2 AÑOS
1,9 AÑOS
4,7 AÑOS
COMBUSTIBLE
CALIDAD (Menor DAG)
COMBUSTIBLE
CALIDAD (Menor DAG)
CALIDAD (Mejora Rend. Cortes)1,1
3,5
5,4
26,0
4,7
1,9
1,3
0,9
0,5
Fuente: CAMMESA
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Los criterios de uso
Argentina y Brasil: emplean desde planificación un criterio de uso N-1
restringido que permite desconectar carga y generación cuando ocurre
un evento en una interconexión
Panamá: emplea el criterio N-1 estricto
En los países latinoamericanos el criterio N-1 sobredimensiona la red en
términos económicos.
La optimización del uso de la red y de los servicios complementarios
debiese estar asegurada.
Los contratos BOOy el costo de capital
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Brasil
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Nro de licitaciones
% v
alo
rd
e re
fere
nci
a
Se realizaron 31 procesos de licitación ( cerca de 2000 milllones USD) El nivel de reducción con respecto al precio tope alcanzo en los ultimos 9 procesos un 40% Hubo del orden de 6 competidores en las ultimas competencias
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Argentina
Año Operador Proyecto Longitud
1994 Yacylec Rincon – Resistencia
267 km
1996 Litsa Rincon – Salto Grande
506 km
1996 Litsa Rincon – Isidro
80 km
1999 Transener (1)
P Aguila – Abasto (Fourth line)
1292 km
2004 Intensa (2) Choel Choel y E.T. Puerto Madryn
355 Km
El costo que era de 230000USD/Km antes e 1992 se redujo a menos del 70% en las licitaciones más competitivasExisten fondos para financiar la ampliación:
•Producto de la diferencia de precios nodales•Para la ampliaciones requeridas en el plan nacional
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Colombia/Bolivia
1999Convocatoria UPME 01 de 1999:288 km a 230 kV. ISA 49
1999Convocatoria UPME 02 de 1999:82 km a 230 kV. ISA 16
AÑOAÑO PROYECTOPROYECTO Valor aprox.Valor aprox.[Mill. USD][Mill. USD]
Convocatoria UPME 01 de 2003:a 500 kV ISAConvocatoria UPME 02 de 2003: a 500 kV ISA
8002003
2003
BoliviaHa realizado una licitación de las líneas 220 KV Santibáñez - Sucre; Sucre - Punutuma and Carrasco - Urubó, y las subestaciones asociadas.Valor 87 M USD
Colombia.
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El costo del capital
Los contratos BOOT/BOO son una de las experiencias mas exitosas de la región
Se cumplen en plazo y a un costo cada vez más competitivo. Se observa diferencia de costo entre los países que lo han adoptado y los
que no. La metodología tarifaria aplicada es:
Argentina: Precio licitado PL 15 años, 30% PL 15 años, costos incurridos resto
Brasil: Precio licitado 15 años, 50% PL 15 años. La selección de los postulantes se ha realizado en AR y BR en base a
condiciones financieras y no técnicas ( se admite la subcontratación de estas).
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La adaptación del Sistema
Bolivia :ha modificado sus reglas para considerar como mínimo el
sistema adaptado a sus inicios.
Centroamérica: se considera el sistema adaptado sólo para las
ampliaciones no aprobadas por la planificación regional
Brasil, Argentina: se considera como adaptado el sistema aprobado por
el regulador.
En Argentina fracaso el incentivo al transportista por mayor uso de la
red versus la participación en ampliaciones
Los costos de operación y mantenimiento
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Costos de operación y mantenimiento a igual salario
País CompañíaO&M
% VNR
Argentina-TRANSENER 500 Kv 2,29
Argentina-TRANSBA 220 KV 2,1
Colombia - ISA 3
Chile -Transelca 2,4
Panamá _ETESA 2
Brazil - Transco 2- 4
Denmark–Eltra/Elkraft 2.5
Finland – Fingrid 4.1
Italy – Terna 4.6
Netherlands - Tennet 4.0
Norway –Statnett 5.8
Portugal – REN 1.7
Spain – REE 4.6
Sweden - Svenska K 2.7
El empleo de modelos que aseguren un reconocimiento de costos de O&M ha dado resultados que incentivan la eficiencia.De todos modos esto representa una parte menor del reconocimiento tarifario
Los cargos de transmisión y los derechos financieros
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La experiencia en la región
No existe aplicación de Derechos Financieros
Hay derechos firmes en las interconexiones internacionales (AR_CH,
AR_BR)
Argentina ha aplicado los ciertos derechos financieros para asegurar el
precio de áreas exportadoras, durante el proceso de crisis posterior al
2001
SIEPAC ha decidido implementarlo en el sistema regional ( la firmeza
se logra con transporte firme FTR).
El precio nodal es la base del funcionamiento y expansión del Sistema
de Transmisión en Argentina
Foro Energético Julio 2004 Ica Perú
Los cargos de transmisión
No ha habido modificaciones importantes durante la última década en la
metodología de la mayor parte de los países, con la excepción de
Bolivia y Colombia (ambos con mayor asignación a la demanda)
Donde existe sistema principal y secundario que tienen sistemas de
tarificación diferenciados se han producido conflictos con los agentes y
falta de expansiones eficientes.