OPCIONES DE CONEXIÓN AL SIC DEL PROYECTO CH LA PUNILLA

Preparado por:

Juan Carlos MartinaDivisión de Seguridad & Mercado Eléctrico (DSME)

Junio de 2015

Ministerio de Energía

Introducción

Ubicación del proyecto en el SIC

Criterios usados para determinar las opciones de conexión al SIC

Etapas para la construcción de una LTx

Organización del mercado eléctrico Chileno

Conclusiones

ÍNDICE

Ministerio de Energía

INTRODUCCIÓN

Ministerio de Energía

La Dirección de Obras Hidráulicas (DOH) del Ministerio de Obras Públicas (MOP), solicitó un análisis de optimización de la central hidroeléctrica asociada al futuro embalse “La Punilla”, considerando los derechos de agua de los regantes determinados por la Dirección General de Aguas (DGA).

Para ello, la DOH contrató a la consultora especializada SYSTEP en el año 2012; quien desarrolló un estudio para determinar:

La mejor alternativa para conectar la central hidroeléctrica al Sistema Interconectado Central (SIC);

La capacidad instalada óptima de la CH, y la estrategia de contratación de energía; Evaluación financiera del proyecto.

Ministerio de Energía

UBICACIÓN DEL PROYECTO

Ministerio de Energía

UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROYECTO

Ministerio de Energía

UBICACIÓN GEOGRÁFICA LOCAL DEL PROYECTO

Ministerio de Energía

EL PROYECTOS Y EL SISTEMA ELÉCTRICO DEL SIC

Ministerio de Energía

CRITERIOS USADOS PARA DETERMINAR LAS

OPCIONES DE CONEXIÓN AL SIC

Ministerio de Energía

Nivel de tensión de las alternativas de conexión

Criterios de seguridad Diseño del tipo N -1 (línea de doble circuito); Suficiencia de la línea: capacidad para evacuar por sí sola la potencia de la central.

Punto de Conexión Nivel de Tensión [kV]Distancia de la CH La Punilla a S/E de

Conexión [km]S/E Ancoa 220 110

S/E San Ambrosio* 220 100

S/E Parral 154 75

S/E Chillán 154 75

S/E Charrúa 220 120

S/E San Fabian 220 20

NOTA*: S/E proyectada por Compañía Transelec S.A.

Ministerio de Energía

TOPOLOGÍA DE LA SUBESTACIÓN ELEVADORA

Barra de 13,2 kV –/ 220 kV / 154 kV;

Paños de interruptor para posición de la línea;

Paños de interruptor para posición de transformadores;

Paños de interruptor para posiciones de seccionamiento;

Paños de interruptor posición de transferencia.

Punilla 220(154) kV

Punilla 13,2 kV

220(154)/13,2 kV50 MVA

220(154)/13,2 kV50 MVA

Diagrama Unilineal de la S/E

Ministerio de Energía

Para la valorización de las instalaciones de 220 y/o 154 [kV], se consideró la información pública disponible, del segundo estudio de transmisión troncal (E.T.T), ya que la evaluación se realizó durante el año 2012;

Para la valorización de las instalaciones en 13,2 [kV], se consideró la información pública disponible, del segundo estudio de Sub-Transmisión(STx), ya que la evaluación se realizó durante el año 2012;

En el caso de la conexión a la subestación San Fabián, se asume que existe un acuerdo de pago por la línea de transmisión adicional que conecta la S/E San Fabián 220 kV con la S/E Ancoa 220 kV, a prorrata del uso de la línea. En este caso le corresponde el 39,6% del V.I. de la línea

MÓDULOS DE COSTO

Ministerio de Energía

La central deberá pagar peajes de inyección por el uso del resto del sistema de transmisión para alcanzar a los retiros del sistema;

De acuerdo con las características topológicas de las distintas alternativas de conexión, la central deberá pagar peajes en el segmento de transmisión troncal (TxT) en todos los casos;

Adicionalmente, para las alternativas de conexión en 154 [kV] se deberán pagar peajes en el segmento de subtransmisión.

Corresponden a las pérdidas asociadas a la operación esperada de la central en el período;

Se considera el valor presente de las pérdidas medias de energía y las pérdidas a capacidad nominal.

VALORIZACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN

PAGO POR USO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

Ministerio de Energía

Para efectos de la determinación del punto óptimo de conexión, se consideró la energía no suministrada por la central hidráulica, suponiendo:

ENS: corresponde a la energía que no podría inyectar la CH La Punilla al sistema eléctrico (SIC) por una falla en instalaciones asociadas a la solución de transmisión que no cuente con redundancia de vínculo

VALORIZACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA (ENS)

Ministerio de Energía

ETAPAS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE UNA

LTx

Ministerio de Energía

Ingeniería de la Línea de

Transmisión

Ing. Básica; Ing. Detalle; Estudio técnico

solicitados por la Norma Técnica

Permisos Necesarios

Licencia Ambiental (RCA)*;

Concesión Eléctrica;

Permisos Sectoriales

NOTA*: Sin considerar consulta indígena

Construcción de la Línea de

Transmisión Construcción de las

Torres (Estructuras y Fundaciones);

Construcción de la subestación de poder;

Tendido de conductores y aisladores

Puesta en Marcha

Pruebas de equipos mayores energizados;

Pruebas de los equipos de control, protección y comunicación

Operación Comercial

Una vez concluidos las pruebas de equipos, y aprobados los protocolos, se entrega la línea para operación Comercial;

Tramitación de la LTx: Entre 33 a 66 Meses Aprox.

Plazos Estimados6 a 12 meses

Plazos Estimados18 a 36 meses

Plazos Estimados12 a 24 meses

Plazos Estimados3 a 6 meses

Concesionario SEA & MMA; SEC & MEN; Municipalidades

Concesionario & EPC

Concesionario & EPC

Concesionario CDEC

Ministerio de Energía

N° Línea de Transmisión Fecha de Concesión

1 Línea 2x220 kV Nogales - Polpaico 31/03/2010

2 Línea 1x220 kV Pan de Azúcar - Andacollo 10/05/2010

3 Línea 2x066 kV Lircay - Mariposas 08/10/2010

4 Línea 2x110 kV Aihuapi - Antillanca 12/01/2012

5 Línea 1x110 kV Pilmaiquen - Antillanca 23/01/2012

6 Línea 2x220 kV Chacayes - Maitenes 07/03/2012

7 Línea 2x220 kV Meilipulli – Plaza Peajes 14/08/2013

8 Línea 1x110 kV Santa Marta – Padre Hurtado (Tramo 1) 30/08/2013

9 Línea 1x066 kV Isla de Maipo – Papelera Talagante 17/10/2013

10 Línea 1x154 kV Baquedano - Molino 17/10/2013

11 Línea 2x220 kV Rucatayo – Barro Blanco 14/01/2014

12 Línea 2x500 kV Alto Jahuel – Ancoa (Primer Circuito) 25/03/2014

Ejemplo de Líneas Transmisión con Concesión Eléctrica

Ministerio de Energía

ORGANIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

CHILENO

Ministerio de Energía

Generación

Transmisión

Distribución

Consumo

Ministerio de Energía

Superintendencia de Electricidad y Combustibles

Comisión Nacional de Energía

Centro de Despacho Económico de Carga

(CDEC) Generadores Transmisores Clientes Libres

Panel de Expertos

Ministerio de Energía

Mercado de la Generación

Generación

Transmisión

Distribución

Consumo

Mercado Libre

Desarrollo descentralizado

Fuentes Primarias

de Energía

Ministerio de Energía

MERCADO DE LA GENERACIÓN

Mercado Spot

Producción Comercialización

CMg A CMg B

PbPa

Vende Producción a Costo Marginal

Compra a Costo Marginal Suministro a Clientes

CDECOpera y Valoriza las transferencias de

energía y potencia

Mercado de Contratos Clientes Libres

Distribuidoras

Ministerio de Energía

CONCLUSIONES

Ministerio de Energía

Alternativas de conexión: son todas factibles técnicamente de realizar; pero al momento de realizar los análisis se recomienda revisar las restricciones de capacidad que existan en cada punto de conexión al sistema eléctrico;

Los plazos previsto para obtener todos los permisos para la construcción de la línea de conexión van a depender de varios factores (Concesión eléctrica, Licenciamiento Ambiental, etc.); pero no debiese ser un plazo mayor al que establece la regulación para una línea de Transmisión Troncal;

El mercado de la generación es libre, por lo tanto no existen permisos especiales. Cualquier generador puede comercializar en el mercado eléctrico Chileno y los riesgos propios del mercado deben ser evaluado por el licitante al momento de definir su modelo de negocios;

MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCIÓN