Impacto de la Nueva Ley de Transmisión sobre los … · •Planificación de la transmisión en proceso anual de expansión de todo el sistema de transmisión (Nacional, Zonal, Polos

Impacto de la Nueva Ley de Transmisión sobre los Agentes

Hugh Rudnick

27 Agosto 2015

Pontificia Universidad Católica de ChileFacultad de Ingeniería

CONTENIDOS

• Significativa e importante reforma a la regulación de la transmisión y operación del sistema

• Revisión propuesta regulatoria

• Revisar impactos esperados de:

– Nueva planificación del sistema de transmisión

– Identificación de polos de desarrollo

– Definición de emplazamiento y trazados de la transmisión

– Cambio de remuneración de la transmisión

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MODELO REGULATORIO ACTUAL Y DESAFÍOS ENFRENTADOS

3

Fuelco Gasco

Genco Genco

Sellco Sellco

Gridco

Waterco Fuelco

Genco Genco

Sellco Sellco

Gridco

Brokeco Brokeco

Buyco Buyco

Lineco Lineco

Brokeco Brokeco

Buyco Buyco

Lineco Lineco

Disco Disco

Cons Cons Cons Cons Cons Cons

Disco Disco

SEGMENTACION DE LA INDUSTRIA competitivos y regulados (William Hogan, Harvard)

DIS

TR

IBU

CIÓ

N

Poolco/Marketco

GE

NE

RA

CIÓ

NT

RA

NS

MIS

IÓN

4

Necesidades regulatorias surgen en:obligación de interconexión

libre accesoentrada al negocio

organización y propiedadoperación y calidad

remuneracióndistribución de pagos

expansión

La transmisión-es la base de la competencia -permite economías de sistemas interconectados

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DESAFÍOS REGULATORIOS EN TRANSMISIÓN

Tema vigente mundialmente: expansión y remuneración

PJM. (2010, marzo, 10). A Survey of Transmission Cost Allocation Issues, Methods and Practices.

Madrigal, M. & Stoft, S. (2011, junio). Transmission Expansion for Renewable Energy Scale-Up Emerging Lessons and Recommendations.

Cambridge Economic Policy Associates. (2011). Review of international models of transmission charging arrangements.

ENTSO-E. (2014). Overview transmission tariffs in Europe Synthesis.

Glachant, J.M., Saguan, M., Rious, V. & Douguet, S. (2013). Incentives for investments: Comparing EU electricity TSO regulatory regimes.

RAP (2013). Current Practices in Electricity Transmission. 6

LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILELA TRANSMISIÓN COMO UNA RESTRICCIÓN

Adicional

Subtransmisión

Troncal

• Falta de visión estratégica delargo plazo

• Mal manejo de incertidumbres• Ausencia de criterios de

ordenamiento territorial.• Esquemas de remuneración en

conflicto con esquema deexpansión y criterios deeficiencia.

• Problemas de seguridad de abastecimiento• Dificultades para conexión de otra generación• Falta coordinación con desarrollo y expansión del troncal

• Falta de claridad en lasobligaciones y derechos de lospropietarios y terceros.

• Falta de procedimientos clarosy transparentes

• Mal uso del territorio.

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LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILEPROBLEMAS SOCIALES Y AMBIENTALES

Asociatividad

Rol del Estado

Planificación Territorial

Participación Ciudadana (temprana)

• Ausencia de mecanismosde resolución de conflictos

• Ausencia de esquemas deasociatividad.

• Ausencia del Estado en rol decoordinador entre privados yciudadanía, velando por elmedio ambiente e interesesnacionales.

• Conflicto entre interesesnacionales, regionales ylocales.

• Desconfianza y falta de diálogoentre comunidades y privadospara coordinar intereses.

• Poca participación decomunidades en decisiones delocalización.

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PROPUESTAS COMO MEJORAS A

REGULACIÓN EXISTENTE

• Mejoras para responder a nuevos requerimientos técnicos, sociales yambientales.

• Mantención de las características básicas de un mercado eléctrico,desintegrado verticalmente, que debe ser eficiente y competitivo en suabastecimiento de la demanda, proveyendo señales económicas claras alos agentes privados, generadores y consumidores.

• Mantención del esquema de planificación centralizada del sistema troncal,liderada por el Estado, con agentes privados de transmisión compitiendoen el desarrollo de los proyectos de expansión.

• Mantención del esquema de remuneración de las instalaciones detransmisión, con criterios de eficiencia.

• Mantención del esquema tarifario marginalista espacial para lograreficiencia de corto y largo plazo, con costos marginales nodales reflejandopérdidas y congestión, con los agentes privados generadores enfrentandolos riesgos y oportunidades de la competencia y de sus decisiones deinversión

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VISIÓN DE FUTURO DE LA TRANSMISIÓN

Mejor respuesta del sistema y el sector ante contingencias

Norma técnica enfocada en requerimientos del usuario

final

Incorporación de nuevas tecnologías de transmisión

Más oferta y competencia.Mayor integración de ERNC

y PMGD

Integración de polos de generación de interés

público

Expansión de largo plazobajo incertidumbre

(holguras, escenarios, etc.)

Mayor independencia en operación del sistema

Emplazamiento consensuado con comunidades

Uso del territorio acordadoen instancia coordinada

por el Estado

Principios para el

futuro de transmisión

eléctrica

Robustez

Flexibilidad

Eficiencia económica

Estrategia de largo

plazo

Sustentabilidad

Seguridad y calidad de

servicio

10

LA PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

11

PLANIFICACIÓN DE LARGO PLAZOTRANSMISIÓN ROBUSTA Y SEGURA

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•Planificación energética de largo plazo: Nuevo proceso quinquenal de planificaciónenergética de largo plazo, a cargo del Ministerio de Energía, para un horizonte de 30 años.

•Planificación de la transmisión en proceso anual de expansión de todo el sistema detransmisión (Nacional, Zonal, Polos Desarrollo), a cargo de la CNE y Operador, con horizontede al menos 20 años.

•Nuevos criterios de planificación:

–Minimización de los riesgos en el abastecimiento;

–Creación de condiciones que promuevan oferta y

faciliten competencia;

–Instalaciones que resulten económicamente eficientes

y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico

INTEGRACIÓN DE POLOS DE DESARROLLO

13

14

Maule (19)526=380 +146 MW

Parinacota (12)943 MW

Pozo Almonte (18) 899 MW

Crucero (18) 2118 MW

Paposo (5)+ D. Almagro (17)2333 MW

Cardones (7)+ Maitencillo (9) 1241 MW

Itata (10)451=333 +118 MW

Bío Bío (14)1180= 1118+62 MW

Toltén (16) 147= 29 + 118 MW

Hidro + Mini hidro

Valdivia (2) 634= 634+0 MWBueno (19)341= 195+146 MW

Castro (2)

Calama (6)

Algarrobo (3)

Talinay (4)

Monte Redondo (2)

Canela (1)

Carampangue (2)

Lebu (6)

SF Energía (12)

Frutillar (2)

899 MW

614 MW

1216 MW

258 MW

26 MW

109 MW

494 MW

1272 MW (12)

266 MW

218 MW

Domeyko (8) 726 MW

Charrúa (8)227 MW

Polo solarPolo hidro

Polo eólico Polo biomasa

Carrera Pinto (11) 1469 MW

Resumen principales polos renovables (SEIA)

ERNC + hidro convencional

Loa Quillagua (2) 628 MW

Aysen: miles de MW

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Una única solución coordinada permite la evacuación de la producción de la generación dentro de polos de desarrollo, sobre cuyo establecimiento y expansión existe un interés público, y existen fallas de coordinación para su materialización.

EMPLAZAMIENTO Y TRAZADOS DE LA TRANSMISIÓN

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• Nuevo rol específico del Estado en el desarrollo del sistemade transmisión troncal, como garante del bien común.

• Estado se involucra en la definición de los trazados yemplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión.

• Se incluye aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos,técnicos y económicos en la definición de trazados de líneasde transmisión. Se incorpora un esquema de participación.

• Nuevo procedimiento de estudio de franja, para trazados detransmisión eléctrica de interés público, por parte delMinisterio de Energía, que será sometido a evaluaciónambiental estratégica y a la aprobación del Consejo deMinistros para la Sustentabilidad.

NUEVO ROL DEL ESTADO

16

REMUNERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN

17

ESTAMPILLADO A DEMANDA

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• Avanzar a esquema estampillado: Impacto menor de localización y peajes endecisiones de inversión de generación. Dificultades ambientales-sociales restringenalternativas de localización. Avanzar a una simplificación, vía estampillar el pago.

• Simplificar remuneración: el esquema de remuneración actual es complejo, lo queatrasa y desincentiva la decisión de inversión en generación (estudios especializadospara estimar este costo), agrega riesgos a dicha decisión y limita la competencia y lareducción de precios.

• Pago directo por demanda: Los consumidores igual pagan todo el sistema detransmisión, aunque indirectamente. Los generadores los traspasan a través delcobro en la energía

– A este traspaso se le suma el riesgo del propio de generador ante un futuro aumento de supago.

– Cobrar directamente al usuario permite no sobrecargarlo con el riesgo del generador.

Necesidad de adecuada transición para sincerar contratos y evitar dobles pagospor transmisión o transferencias de rentas entre agentes

EL OPERADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA

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1. Mantiene responsabilidades de garantizar una operación segura, económica y acceso abierto

2. Rol central en planificación de la expansión de la transmisión troncal

3. Función de monitoreo permanente de la competencia

4. Información transparente para el mercado y sociedad

5. Administrador único de las interconexiones regionales

6. Independencia-Principio de no-discriminación en la operación y gobierno corporativo

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NUEVA INSTITUCIONALIDAD Y

FUNCIONES

Advanced transmission

planning

Facilitating competition

Providing non-discriminatory environment

Mitigate transmission congestion

Minimize risks

Reliably and security

improvement

Minimize environmental

impacts

Elaboración propia y (Hemmati, Hooshmand, & Khodabakhshian, 2013).

(Ruiz & Conejo, 2015)

(Foroud et al., 2010)

(Qu et al., 2010)

(Delgado & Claro, 2013)

(Leite da Silva et al., 2010)

(Kazerooni et al., 2010)

(Correa, 2012)

(Leou, 2011)

• Nuevos desarrollos en expansión quese incorporan a la tradicionalminimización de costos de inversión:‒ Facilitar la competencia‒ Proveer un ambiente no discriminatorio‒ Mitigar la congestión‒ Minimizar los riesgos‒ Mejorar la confiabilidad y seguridad del

sistema‒ Minimizar los impactos ambientales

COHERENCIA CON DESARROLLOS A

NIVEL MUNDIAL

Todo apunta a desarrollar más transmisión ante nuevos escenarios de alta incertidumbre, para asegurar menores costos y precios finales

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IMPACTOS ESPERADOS

22

Fuente: Estudio SIC-SING de Expansión de la Transmisión, Prof. David Watts, PUC

DE UN SISTEMA RESTRINGIDO

A UNO HOLGADOSituación actual

• Alta congestión (y expectativas decongestión):– Aumento de costos de operación– Aumento de costos de reserva– Altas pérdidas por transmisión– Altera señal de precio de costos marginales– Incertidumbre para nuevos entrantes– Atrasos de nuevas inversiones de

generación

• Esto se traduce en mayores costos ymayores precios para usuarios finales(directa o indirectamente) y mayoresriesgos.– Precios de las licitaciones son altos– Gran parte de los riesgos se traspasan a

demanda.– Demanda paga ineficiencia y riesgos (dos

veces)

Cambios propuestos

• Planificación de largo plazo de latransmisión– Transmisión debe anticiparse a la

generación. No se debe supeditar aproyectos individuales.

– Reducir costos de la congestión: son muyaltos y se debe reducir su incidencia,probabilidad y riesgo.

• Transmisión planificada con suficientesholguras, con lo que se espera obtener:

– Transmisión robusta y flexible paraacomodar futuros proyectos a bajo costo.

– Bajos niveles de pérdidas

– Congestiones con menor/baja probabilidad

– Desarrollo acelerado de la oferta y de lacompetencia

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Beneficios• Menores costos marginales: 10 a 20 US$/MWh

• Menores costos variables de generación: 1 a 5 US$/MWh

• Menor variabilidad esperada de los costos marginales

– Disminución de la variabilidad entre 3 a 6 US$/MWh gracias a másholguras en el SIC.

• Menores precio al cliente final

– Proceso de transición debe permitir traspasar menores costos deproducción a contratos a clientes

– Licitaciones futuras: se espera obtener valores promedio entre 80 y90 US$/MWh

• Menor uso de franja de territorio y conflictos con lascomunidades

– Considerando 30 m de ahorro de franja por planificar en largo plazoen una línea de 400 km el ahorro es de 1.000 HA o un 20% en uso deterreno.

• Mayor competencia en generación e integración de polos ERNCen el largo plazo

– Ej.: considerando un precio de 100 US$/MWh para las solares, unadisminución en el pago de peaje puede implicar capacidad adicionalde 1.000 MW.

Costos

• Costo por mayor inversión entransmisión:

1 a 3 US$/MWh

• Costo de transición y adaptación a loscambios.

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EXPANSIÓN CON HOLGURAS

Precio (US$/MWh)

Capacidad (MW)

Curva de Oferta sin Tx

Curva de oferta + Tx. Restringida (caso actual)

Curva de oferta + Tx. robusta

Precio actual (Tx. Restingida)

Precio sin Tx.

Precio con Tx robusta

Demanda eléctrica

Expansión eficiente conholguras en la transmisiónpermite aumentar la oferta,incorporar mas proyectos,reducir sus costos y barrerasde entrada, facilitando lacompetencia.

El objetivo es que estaeficiencia se transfiera enmenores precios a losconsumidores

Mayor transmisión (Tx.) permite desplazar la curva de oferta para obtener mejores precios para los consumidores.


25

Holgura de transmisión permiteintegrar más capacidad ERNC yreducir el costo del despacho.

Se presenta un ejemplo deintegración solar. El costo mediovariable en el despacho puede bajarde 1 hasta 5 US$/MWh por efectosde holgura en transmisión en elcorto plazo.

La reducción de costos depende de:

– Cuán holgada es la nuevatransmisión

– Qué líneas de transmisión seexpanden

– El parque de generación instalado

– La hidrología del año


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Menores precios de la energía en el largo plazo

• La transmisión reduce riesgo de variabilidad de los costos marginales del sistema

• A menor variabilidad de costos marginales disminuyen los precios de los contratos!

• Estudio de Fuentes-Bustos: por cada US$/MWh menos en la variabilidad de los costos marginales(desviación estándar) los contratos reducen su precio en 1,6 US$/MWh. Altísimos premios al riesgo


27Fuente: Evaluación de Impactos Económicos Sociales de un Proyecto de Interconexión entre los Sistemas SIC y SING, 2014, J. Bustos y F. Fuente

∆GxCosto de

generación ineficiente largo plazo

∆ GxCosto de

generación ineficiente corto

plazo

Tx ajustada

GxCosto de

generación eficiente

∆GxCosto de


Tx holgada

GxCosto de


Tx holgada

GxCosto de


Tx holgada

GxCosto de


Tiempo

∆ GxCosto de

generación ineficiente corto

plazo

∆GxCosto de


Inversión enTransmisión

Se eliminaineficienciade Cortoplazo(despachoineficiente)

Se elimina la ineficiencia de largo plazo al destrabar el desarrollo de generación

Evolución esperada de la tarifa del cliente final!Alza de transmisión se acompaña de reducciones de costo de

generación que en el tiempo se traspasarán a los clientesServidumbre líneas

60 m 75 m 120 m 120 m

65.4 MUSD/km 81.8 MUSD/km 130 MUSD/km 130 MUSD/kmPromedio de costo de franjas ETT para 75 m.

Estimado proporcionalmente a la ancho de franja



ConductorACAR 1400 MCMCapacidad : 1060 ACosto: 224 MUSD/km por circuitoCosto total: 224 MUSD/kmCircuito simple

ConductorACAR 1400 MCMCapacidad : 1060 ACosto: 224 MUSD por circuitoCosto total: 448 MUSD/kmDoble circuitoUna línea

ConductorACAR 800 MCMCapacidad : 760ACosto: 127 MUSD/km por circuitoCosto total: 508 MUSD/kmCircuito dobleDos líneas

ACAR 1400 MCMCapacidad : 1060 ACosto: 224 MUSD/km por circuitoCosto total: 894 MUSD/kmCircuito dobleDos líneas

Conductor

Servidumbre líneas Servidumbre líneas Servidumbre líneas

Subestaciones

Costo instalaciones: 17.6 MUSD/MVA

Costo servidumbres: 0.125 MUSD/MVA – 0.49 MUSD/MVA

Costo transformador 750 MVA:30.000 MUSD

Subestaciones




Subestaciones




Subestaciones




750 MVA 1000 – 1700 MVA 2600 MVA 3500 MVA

Ej.: Energía + TxT.110 US$/MWh +3 US$/MWh

Ej.: Energía + TxT.80 US$/MWh +6 US$/MWh

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• Permite explotación de polos de generación considerados de mayor valor social ode menor impacto/costo ambiental

• Permitir integrar grupos de generadores hidráulicos, alejados del sistema, consoluciones más económicas

• Habilitar cumplimiento de políticas públicas de ERNC a bajo costo. IntegraciónERNC con bajo costo sistémico.

• Reducir impacto ambiental utilizando eficientemente trazados/servidumbres en ellargo plazo

EXPANSIÓN CON POLOS

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Uso de franja territorial para transmisión en 500 kV

EXPANSIÓN VIA FRANJAS

Economías de escala en el uso de franja• La líneas de transmisión presentan

economías de escala en el uso de franja.• A mayor capacidad de transmisión menor es

el uso de franja por MVA de capacidad.• Ejemplo: instalar hoy un tramo holgado de

2600 MVA y ocupar 120 m de franja en lugarde instalar 1 tramo de 1700 MVA querequieren 75 m y en el futuro otro,ocupando 150 m totales. En una línea de400 km el ahorro es de 1200 HA es decir un20%!

30

Además de responder a dimensiones sociales:

REMUNERACIÓN DE TRANSMISIÓN: COMPONENTES DEL PRECIO

Precio de nudo Costo marginal Precio de mercado

Peaje de transmisión

Gas natural baratoBajos costos de generaciónTransmisión % importante de costo finalImportancia de señal de localización

Altos costos de generaciónTransmisión % menor de costo finalDecisiones localización distintas

31Desafío de lograr bajar componente del costo de generación del precio final de la energía

-El cálculo de peajes no es claro, nisimple, ni transparente, lo que generaincertidumbres y complejiza y retrasa laentrada de nuevas inversiones.–Bajo esquema actual un nuevo generador

puede cambiar las condiciones de flujos y elpago de peaje de otro generador.

–Cambios en el área de influencia comúntambién generan incertidumbre, no sólo a losnuevos entrantes sino a los existentes.

-Expansión centralizada define nuevaslíneas y no considera impacto de peajesen agentes generadores

-Todos estos riesgos se traspasan acosto (premios al riesgo) y se cobran/traspasan al cliente mediante preciosmas altos.

Algoritmo CDEC para cálculo de peajes

Fuente: Informe peajes CDEC-SIC, 2015

REMUNERACIÓN Y RIESGOS

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ASIGNACIÓN EXTRA DE PEAJES

A GENERADOR EXISTENTE

Canutillar (Colbún)

Plan de ExpansiónSistema de Transmisión Troncal 2013 – 2014.

Propuesta de CNE “Nuevo sistema 2x500 kV, primer circuito, Nueva Charrúa – Nueva Ciruelos – Nueva Puerto Montt”.

Cuestionamiento por generadores afectados, que perciben riesgos y mayores pagos

Reemplazada, vía dictamen del Panel de Expertos, por “Línea 2x500 kV Pichirropulli –Puerto Montt, energizada en 220 kV”.

Reduce trazado en 300 km y evita implementar subestaciones elevadoras a 500 kV.

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0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 100000

20

40

60

80

100

120

140

160

Potencia Media(MW)

Co

sto

(U

S$

/MW

h)

Embalse

Serie

Serie ERNC

PasadaERNC

Pasada

Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6

Licor Negro-Petróleo N°6

Biomasa

Desechos Forestales

EolicaC.Norte

EolicaC.Sur

SolarNorte

EolicaNorte

Biomasa-Petróleo N°6

Carbón

GNL

Petróleo Diesel

Petróleo IFO-180

Falla

Curva de oferta SIC + costo incertidumbre peaje de 5 US$/MWh

Demanda

Curva de oferta SIC

• La incertidumbre en el peaje tiene un costo más alto que el mismo costo del peaje para los clientes libresy consumidores, pues los generadores incorporan dicho riesgo en el precio de contratos

• La incertidumbre del peaje traslada la curva de oferta de proyectos y aumenta el costo de suministro

250 MW

IMPACTO EN CONTRATOS

El costo resultante en la incertidumbre del peaje se traduce en un mayor precio para satisfacer una misma demanda

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• Curva de oferta solar basada en proyectos SEIA

– Con costo de inversión actualizado y fijo de 1700 US$/kW

– Curva de oferta con costos de transmisión adicionales de 4,5 US$/MWh

– Asume disponibilidad de conexión y transmisión holgada

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000C

ost

o (

USD

/MW

h)

Potencia (MW)

Curva de oferta concargo de peaje

Curva de oferta sin cargo de peaje

Curvas de oferta solar con y sin costo de peaje

La oferta solar aumenta en 1 GW (aprox.) al reducir el costo de peaje para un precio de 100 US$/MWh, lo que reduciría los costos de operación, los costos marginales, los precios de la energía y los precios de oferta de licitaciones.

¿Cuanto podría aumentar la oferta de proyectos solares si se reduce costo de transmisión?

IMPACTO EN OFERTA

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IMPACTO EN CONSUMIDORES

• Gran parte de los impactos de desarrollar mas transmisión benefician a losconsumidores, que en el largo plazo consiguen más bajos precios, másconfiabilidad y menores impactos medioambientales.

• Varios de estos efectos no benefician a los generadores establecidos y masbien los perjudican, eventualmente beneficiando a futuros entrantes.

• En un mercado competitivo, en el largo plazo estos beneficios sontraspasados a los clientes. Objetivo es que consumidores financien latransmisión directamente, sin tener como intermediarios a los generadores.

• Se ahorra multiplicidad de premios al riesgo e ineficiencia operativa!

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Necesidad de adecuada transición de peajes• Evolucionar lentamente desde un esquema de peajes de generación + demanda a

uno de peajes de demanda : Realizar el cambio en el horizonte 2019 al 2034.

• Peajes de transmisión hoy incorporados a contratos: Necesidad se evolucione anuevos contratos que descuenten los pagos de peajes hoy incorporados. Evitardobles pagos. Evitar beneficios o subsidios a generadores alejados de centros deconsumo.

• Cargar peajes a consumidores, dando tiempo a logro de ofertas de generación máscompetitivas: Necesidad se evolucione a un mercado más competitivo, donde loscostos de transmisión no sean una barrera de entrada o competencia.

• Asignar a consumidores los desarrollos de transmisión que claramente losbenefician: Asignar el cobro directamente a los consumidores del SIC o del SINGdependiendo de su beneficio.

ADECUAR LOS IMPACTOS

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IMPACTOS GENERALES

• Una mejora relevante en la regulación del sector eléctrico

• Impactos en todos los agentes del sector

• Una oportunidad para incrementar la competencia y lograr un suministro eléctrico más sustentable, económico y seguro

• Una serie de cambios de paradigmas, incluido un nuevo rol del Estado

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Impacto de la Nueva Ley de Transmisión sobre los Agentes

Hugh Rudnick

27 Agosto 2015

Pontificia Universidad Católica de ChileFacultad de Ingeniería

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Impacto de la Nueva Ley de Transmisión sobre los … · •Planificación de la transmisión en proceso anual de expansión de todo el sistema de transmisión (Nacional, Zonal, Polos