Nueva Ley de Transmisión Eléctrica Hugh Rudnick

LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILE LA ESTRUCTURA DE LA TRANSMISIÓN

Generadores ADICIONAL

Sistemas adicionales: líneas de inyección de generadores o retiro de grandes consumidores

ADICIONAL

Sistema troncal: instalaciones necesarias y económicamente eficientes para abastecer la demanda total del sistema*.

SISTEMA TRONCAL

SUBTRANSMISION

SUBTRANSMISION ADICIONAL

ADICIONAL

Consumidores

Distribuidores Consumidores

Sistema subtransmisión: instalaciones usadas por grupos de consumidores en zonas de distribución.

Distribuidores *definido por regulador cada 4 años

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LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILE LA TRANSMISIÓN COMO UNA RESTRICCIÓN •

• • •

Falta de visión estratégica de largo plazo y proactividad; mal manejo de incertidumbre; necesidad incorporar holguras Ausencia criterios de ordenamiento territorial. Lenta periodicidad expansión. Esquemas de remuneración deben adaptarse a nuevo esquema de expansión, con criterios de eficiencia. • •

•

Troncal

Adicional

Subtransmisión

• Falta de claridad en las obligaciones (e.g., de ampliación) y derechos (e.g., reserva de capacidad) de los propietarios. • Falta de procedimientos claros y transparentes (e.g., determinación de capacidad remanente). • Falta de claridad en alcance y aplicación del libre acceso.

No existe obligación de ampliación, lo que provoca congestión y dificultades para conexión de otra generación. Regulación con diferencias conceptuales al troncal en cuanto a ampliación efectiva, seguridad, remuneración y señales de expansión, dificulta desarrollo integral de la red: calificación de instalaciones, acceso de PMGD, etc. Falta coordinación con desarrollo del troncal.

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LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILE PROBLEMAS SOCIALES • Desconfianza y falta diálogo entre comunidades y privados para coordinar intereses. • Poca participación de las comunidades y población en las decisiones de localización. • Falta de información a la ciudadanía.

Y

AMBIENTALES

• Participación  Ciudadana  (Temprana)

Asociatividad

Planificación  Territorial

Rol del  Estado

• Inexistencia de un instrumento planificación territorial para transmisión. • Conflicto entre intereses nacionales, regionales y locales. • Falta de política nacional de ordenamiento territorial. • Existen cuellos de botella o situaciones delicadas para la expansión de la red (parques nacionales, subestaciones en zonas urbanas, entre otros).

•

•

Necesidad crear mecanismos de resolución de conflictos Necesidad de regular la asociatividad.

Nuevo rol del Estado como posible coordinador entre privados y ciudadanía, velando por el medio ambiente e intereses nacionales.

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PROPUESTAS COMO MEJORAS A REGULACIÓN EXISTENTE • Mejoras para responder a nuevos requerimientos técnicos, sociales y ambientales. • Mantención de las características básicas de un mercado eléctrico liderado por los privados, desintegrado verticalmente, que debe ser eficiente y competitivo en su abastecimiento de la demanda, proveyendo señales económicas claras a los agentes, generadores y consumidores. • Mantención del esquema de planificación centralizada del sistema troncal, liderada por el Estado, con agentes privados de transmisión compitiendo en el desarrollo de los proyectos de expansión. 5

PROPUESTAS COMO MEJORAS A REGULACIÓN EXISTENTE • Mantención del esquema de remuneración de las instalaciones reguladas de transmisión, con criterios de eficiencia. • Mantención del esquema tarifario marginalista espacial para lograr eficiencia de corto y largo plazo, con costos marginales nodales reflejando pérdidas y congestión, con los agentes privados generadores enfrentando los riesgos y oportunidades de la competencia y de sus decisiones de inversión. 6

MAXIMIZAR BENEFICIO SOCIAL SUSTENTABLEMENTE

Robustez

Seguridad y  calidad de  servicio •Otras actividades •Política de desarrollo  nacional y de cada  localidad

•Costumbres •Patrimonio •Cosmovisión  indígena. •Etc.

Principios  para el  futuro de la  transmisión  eléctrica

Uso del  territorio

Impacto  ambiental

Entorno  humano

Flexibilidad

Sustentabili dad

Principios para el desarrollo  integral de la red Para satisfacer sustentablemente  las necesidades del país y las  comunidades Considerando perspectiva: • Económica • Social • Medioambiental

Eficiencia  económica

Estrategia de  largo plazo

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LA PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 8

PLANIFICACIÓN TRANSMISIÓN

DE LARGO PLAZO ROBUSTA Y SEGURA

•Holguras en la transmisión económicamente adaptadas otorgan flexibilidad al sistema, disminuyen costos de operación, aumentan la oferta y permiten integración de generación remota al mercado, típicamente a carbón, hidráulica, solar y eólica. •Holguras en la transmisión no sólo reducen costo esperado de operación futuro, sino que reducen notablemente la dispersión de los costos marginales y con ello el riesgo que enfrentan todos los proyectos de generación •Mientras las restricciones de transmisión se alzan como una barrera en la competencia, las holguras de transmisión se alzan como un promotor de la oferta y así de la competencia •El análisis de simulación de largo plazo muestra que las holguras en la transmisión permiten responder ante escenarios desajustados a mucho menor costo que con un sistema de transmisión ajustado. Con la holgura se mitiga la desadaptación.

MENORES PRECIOS!

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INTEGRACIÓN DE POLOS DE DESARROLLO 10

INTEGRACIÓN DE POLOS DE DESARROLLO: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA POLOS Competencia local por la Tx. (indeseada) y pérdida de beneficio social

• Alto costo de transmisión • Alto impacto en uso de  franjas y medio ambiente

Cooperación y asociatividad local y competencia nacional de generación y maximización de beneficio social

• Menor costo de  transmisión • Transmisión con holguras • Menor impacto en uso  de franjas y medio  ambiente

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Parinacota (12) 943 MW  Pozo Almonte (18)  899 MW  Crucero (18)   2118 MW

Domeyko (8)   726 MW 

Resumen principales polos  renovables (SEIA) ERNC + hidro convencional

Paposo (5)+ D. Almagro (17) 2333 MW Cardones (7)+  Maitencillo (9)  1241 MW 

Hidro + Mini hidro Maule (19) 526=380 +146 MW Itata (10) 451=333 +118 MW Bío Bío (14) 1180= 1118+62 MW

Aysen: miles  de MW 

Polo solar Polo hidro Polo eólico Polo biomasa

Calama (6) 899 MW Talinay (4) 1216 MW 

Carrera Pinto (11)  1469 MW

Monte Redondo (2) 258 MW 

Capacidad total de proyectos aprobados y en calificación en SEIA (al 21 de Nov. 2014)

Charrúa (8) 227 MW

Tecnología

Centrales Operativas

Proyectos SEIA

(N° / MW)

(N° / MW)

Solar FV

13 / 394 MW

141/11476 MW

Eólica

14 / 712 MW

65 / 8026 MW

Mini hidro

42 / 315 MW

74 / 702 MW

Biomasa

17 / 421 MW

18 / 417 MW

Total ERNC

88 / 1968 MW

298/ 20621 MW

Hidro conv.

34/ 5879 MW

31 / 4648 MW

122 / 7847 MW

329 / 25269 MW

Toltén (16)  147= 29 + 118 MW Valdivia (2)  634= 634+0 MW Bueno (19) 341= 195+146 MW

Loa Quillagua (2)  628 MW

Total

Canela (1) 26 MW Algarrobo (3)

614 MW  Carampangue (2) 109 MW  Lebu (6) 494 MW SF Energía (12) 1272 MW (12) Frutillar (2) 266 MW  Castro (2) 218 MW 

Renovable Nota: Sólo se presentan en los esquemas los principales polos que consideran proyectos aprobados y en calificación presentados al SEIA La suma de la capacidad de los polos presentados será menor al total presentado en la tabla que considera todos los proyectos levantados.

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EMPLAZAMIENTO Y TRAZADOS DE LA TRANSMISIÓN 13

NUEVO ROL DEL ESTADO • Definir un nuevo rol específico del Estado en el desarrollo del sistema de transmisión troncal, como garante del bien común. • Involucrar al Estado en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión. • Incluir aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos en la definición de trazados de líneas de transmisión. • Crear un esquema de participación ciudadana en la determinación del uso del territorio en el emplazamiento de redes de transmisión. • Crear un esquema de información pública del uso del territorio para el emplazamiento de redes de transmisión. 14

REMUNERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 15

SIMPLIFICACIÓN ESQUEMA PAGO DE PEAJES Señales espaciales importantes Compleja aplicación y cálculo peajes

Algoritmo CDEC para cálculo de peajes Muy complejo!  Generadores se cubren (premios al riesgo)

Incertidumbre de pagos Componente de peajes de limitada influencia en decisiones de localización Mayor efecto de: oportunidad de inversión, costos de la tecnología, costos marginales espaciales. Resistencia a expansión de generadores incumbentes. Riesgos probablemente presentes en precios y contratos.

Fuente: Informe peajes CDEC‐SIC, 2015

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¿QUIÉN PAGA LA TRANSMISIÓN? País / Caso

% a la Generación

% a la Demanda

Estados Unidos (todos los ISO / RTO)

0

100

Unión Europea

0 a 38

62 a 100

Alemania, Italia, Países Bajos, Suiza  y otros 16 países de la UE

0

100

Francia  Gran Bretaña España Portugal Noruega

2 27 10 7 38

98 73 90 93 62

Otros países Colombia Australia  Singapur  Perú Brasil 

0 0 0 0 50

100 100 100 100 50

Chile

80

20

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EL OPERADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA 18

OBJETIVOS, FUNCIONES Y ATRIBUCIONES DEL OPERADOR INDEPENDIENTE DE SISTEMA Y MERCADO

1. Encargado de la planificación de la expansión de la transmisión troncal

2. Función de monitoreo permanente de la competencia

3. Independencia‐Principio de no‐discriminación en la operación y gobierno corporativo

4. Gestión de la información como señal de transparencia del mercado

5. Medir la gestión/performance del operador

6. Administrador único de las interconexiones regionales

19

Proyecto de ley que modifica la  ley general de servicios eléctricos  en materia de transmisión  eléctrica y crea un coordinador  independiente del sistema  interconectado nacional

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EVOLUCIÓN ESPERADA DEL PRECIO DE LA ENERGÍA Hoy

Futuro Corto Plazo

Futuro Largo Plazo

Precio de la energía 

Precios con Tx restringida Precios con Tx expandida

Se aprovecha generación eficiente  existente gracias a la transmisión.  Con el mismo parque generador se  pueden obtener mejores precios  invirtiendo en más transmisión. 

Precios con Tx expandida  + Nuevos proyectos de Gx

Entrada de nueva generación  eficiente gracias a la transmisión  y nueva regulación que facilita el  acceso y  reduce riesgos y costos  de generadores.

Tiempo

El desarrollo de transmisión holgada eficiente implica menores costos futuros  de la  energía. 21

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