Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALURE Universidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999

Transporte de Electricidad. Sistemas Eléctricos Interconectados LA EXPERIENCIA COLOMBIANA CREG - ALURE Santiago de Chile, Noviembre de 1999

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CONTENIDO • • • • •

Características del Sector Eléctrico Colombiano Principios básicos - Redes de transporte La actividad de transmisión en el período 1995 - 1999 La actividad de transmisión a partir del año 2000 Experiencias

CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

CONTENIDO • • • • •

Características del Sector Eléctrico Colombiano Principios básicos - Redes de transporte La actividad de transmisión en el Período 1995 - 1999 La actividad de transmisión a partir del año 2000 Experiencias

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TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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Composición de la demanda de electricidad en Colombia Alta concentración en zonas urbanas • La demanda pico en 1998 fue 7,506 MW (44,024 GWh) • El 53.8% de la demanda está localizada en las cuatro ciudades más grandes

Barranquilla

Venezuela

6.5%

• El 20% de la demanda es no regulada Medellín

• La demanda es 44% residencial, 34% industrial, y 22% comercial, pública y otros

14.2%

• En 1998, las pérdidas fueron el 23.0% de la demanda de energía total

Cali

Bogotá

8.1%

25%

- 13.0% pérdidas técnicas

Resto del país: Ecuador

- 10.0% pérdidas no-técnicas

46.2%

• El 50 % de la distribución es de privados Líneas de 230 kV de ISA Líneas de 500 kV de ISA Otros CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

Crecimiento esperado de la demanda de electricidad 4.25% por año desde 1999 al 2010 Consumo per cápita (MWh/persona-año)

1.6

1 .5

2.3

Venezuela

52.7 United Kingdom Japan

47.0

Australia

3.4 6.0 7.9 9.7

45.1

12.7

United States

43.4

17.0

Canada

27.0

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

Norw ay

1997

2 00 3

0 .0

2 00 1

0 .5 1 99 9

World Average

2.0 2.0

1 99 7

58.1

48.9

42.5

1.5 MWh/ persona-año

1 .0

Argentina

50.8

44.2

Crecimiento esperado del consumo per cápita en Colombia

2 .0

55.3

Crecimiento anual 3.68%

43.9

1.3

Mexico Brazil

61.0

1999–2005

Colombia

2 00 9

67.1 64.0

2 00 7

2005–2010

Crecimiento anual 4.95%

2 00 5

Pronóstico de demanda de electricidad en Colombia (TWh)

Sources: • Energy Statistics Yearbook, 1995. United Nations • Sistema de Información Económica-Energética, OLADE, March 1997 version CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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LIBERALIZACIÓN DE LA DEMANDA

CLIENTE NO REGULADO (GRAN CONSUMIDOR) APARTIR DE:

1-Ene-95

DEMANDA MAXIMA (MW) DEMANDA (MWH/MES) RESOLUCIÓN CREG

1-Feb-97 1-Ene-98 1-Ene-00

>2

>= 1

>= 0.5

>= 0.1

1050

535

>= 270

>= 55

Ley 143 Art. 11

024/96

199/97

131/98

CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

Composición de la generación en Colombia BARRANQUILLA

Capacidad de generación : 12,057 MW Dic-98

17% GENERACIÓN TÉRMICA

CARTAGENA

Pública 39.2% 4,731 MW

CUCUTA

29% MEDELLIN 2% CALI POPAYAN PASTO

5% BOGOTA

32%

15%

En 1998:

Capacidad Efectiva: 12,057 MW CREG - ALURE

Participación de la generación:

GENERACIÓN HIDRÁULICA

Importaciones 1.8% 221 MW Privada 59% 7105 MW

Generación de energía por tipo Carbón 6.1% 732 MW Gas 26.2% 3,162 MW

Hidráulica 67.7% 8,163 MW

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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RED DE TRANSMISIÓN: MULTIPROPIEDAD CORELCA 0.37%

EMPRESA ISA

TRANSELCA 7.55%

TRANSELCA (1) EEB

ESSA 1.84%

EEPPM EPSA

EPM 5.47%

ESSA (3)

Otros 1.43%

EPSA 2.11%

CORELCA DISTASA

EEB 5.49%

CHB CHEC (2)

ISA 76.11%

CENS (3)

LINEAS LINEAS 230 230kV kV 500 500kV kV

Res. CREG 126 (Diciembre23/1998)

EBSA (3) (1) (2) (3)

CREG - ALURE

TIPO

PROP.

Mixta Mixta Mixta Pública Privada Mixta Pública Privada Privada Pública Pública Pública

76.11% 7.55% 5.49% 5.47% 2.11% 1.84% 0.37% 0.31% 0.23% 0.24% 0.15% 0.15%

ISA posee el 65% de TRANSELCA. En proceso de compra En proceso de negociación TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

DESCRIPCIÓN DE LA RED

TERMOFLORES N. B/QUILLA FUNDACIÓN CARTAGENA SABANALARGA

NORTE NORTE

Red de ISA

COPEY

VENEZUELA

CHINÚ

SAN MATEO

OCAÑA URABÁ

CERROMATOSO

IPIALES

CREG - ALURE

100%

32

41.6%

Red de Transelca

TORCA

GUAVIO

CENTRO CENTRO LEGENDA

JAMONDINO TULCÁN

ECUADOR

1,068 4

100%

3,060

100%

1,577

95%

SOCHAGOTA

IBAGUÉ

BETANIA

(km)

Subestaciones 500 kV

CHIVOR

LA MESA

SAN BERNARDINO

Líneas 500 kV

Transformación 500/230 kV (MVA) PRIMAVERA NOR OCCIDENTE Compensación (Mvar) NOR OCCIDENTE SIERRA

VIRGINIA

SUR SUR OCCIDENTE OCCIDENTE PÁEZ

68.2%

CAÑO LIMÓN

PURNIO SAN FELIPE NOROESTE

TULUÁ SAN MARCOS JUANCHITO

6,674

Subestaciones 230 kV

TASAJERO

GUATIGUARÁ

SAN CARLOS

%

(km)

LOS PALOS

COMUNEROS

JAGUAS

ago/99 ago/99

Líneas 230 kV

Red actual de ISA Red de TRANSELCA Otros Agentes Subestaciones

ago/99 ago/99

%

1,425

14.5%

Subestaciones 220 kV

10

13%

Compensación (Mvar)

79

5%

Líneas 220 kV

(km)

Otros Líneas 230 kV

(km)

Subestaciones 220 kV

ago/99 ago/99

%

1,694

17.3%

35

45.4%

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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ESTRUCTURA DEL MERCADO Sector Eléctrico Colombiano CLIENTES Los comercializadores trasladan sus costos a los clientes

• Regulados • No regulados (>0.5MW ó 270MWh - mes)

COMERCIALIZACIÓN • Compra y venta de energía • Competencia (gradual) • Margen de Comercialización aprobado por la CREG para el mercado regulado

DISTRIBUCIÓN • Monopolio del Servicio • Libre acceso a las redes • Cargos regulados

OPERACIÓN Centro Nacional de Despacho

TRANSMISIÓN • Monopolio del Servicio • Competencia a partir de 1999 en la expansión del STN • Libre acceso a las redes y cargos regulados

Mercado de Energía Mayorista

GENERACIÓN • Competencia • Precios libremente acordados • Competencia en las ofertas de corto plazo

ESTRUCTURA DEL MERCADO Sector Eléctrico Colombiano

El número de agentes activos del mercado ha aumentado desde 1995 a la fecha: • Generadores:

17 a 40

• Comercializadores y Distribuidores:

34 a 85

• Transportadores:

10 a 12

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TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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CONTENIDO • • • • •

Características del Sector Eléctrico Colombiano Principios básicos - Redes de transporte La actividad de transmisión en el Período 1995 - 1999 La actividad de transmisión a partir del año 2000 Experiencias

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TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

LA ACTIVIDAD DE LA TRANSMISIÓN: CONCEPTOS

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TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

TRANSMISIÓN TRANSMISIÓNDE DEENERGÍA ENERGÍAELÉCTRICA ELÉCTRICA

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LA ACTIVIDAD DE LA TRANSMISIÓN: CONCEPTOS Elemento fundamental en el Mercado de Energía Eléctrica que garantiza la competencia en la generación y asegura la viabilidad del mercado en un marco de eficiencia Su función es permitir que la energía fluya desde la generación hacia la demanda, mediante un servicio eficiente que asegure la calidad, confiabilidad, seguridad y economía en el suministro CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

QUÉ SE ESPERA DE LA TRANSMISIÓN? QUE SE REQUIERE è Que viabilice el

mercado de energía eléctrica

§ Tener ingresos que hagan viable la actividad § Asegurar la estabilidad del negocio en el tiempo § Definir señales claras sobre responsabilidades,

derechos y deberes del transportador è Que optimice la

red en el corto, mediano y largo plazo

CREG - ALURE

§ Promover e incentivar las decisiones que aseguren

el mínimo costo de la prestación del servicio en toda la cadena productiva § Disponer de señales para garantizar la optimización de la red y el mínimo costo del sistema

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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QUÉ SE ESPERA DE LA TRANSMISIÓN? QUE SE REQUIERE è Que realice un

§ Establecer jerarquías y responsabilidades en la adecuado manejo operación y maniobra de los equipos y operación de la § Establecer criterios y estándares para la prestación red del servicio § Definir señales de corto y largo plazo (incentivos y penalizaciones) que permitan efectuar gestión, acorde con los ingresos, criterios y condiciones reales del sistema y del país

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TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

DEFINICIÓN ROL DEL TRANSPORTADOR TRANSPORTADOR ACTIVO • Asume todos los costos asociados al Servicio de Transmisión • Decide inversiones para reducir / eliminar restricciones • Comercializa energía para cubrir los riesgos de los sobrecostos operativos TRANSPORTADOR PASIVO • Asume sólo los costos de inversión y operación de la Red de Transmisión • No asume los sobrecostos que se derivan de las Restricciones de Transmisión CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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LA ACTIVIDAD DE LA TRANSMISIÓN: CONCEPTOS Tres servicios BÁSICOS: CONEXIÓN

TRANSMISIÓN

INTERCONEXIÓN

Integración eléctrica de generadores, grandes consumidores, sistemas de transmisión regional y de distribución local a la Red de Transmisión Nacional

Transporte de energía y potencia a través de la Red de Transmisión Nacional. Mejoramiento continuo en la confiabilidad, calidad y seguridad del suministro de energía eléctrica

Asistencia a Sistemas Regionales en casos de emergencia o contingencia. Menores requerimientos conjuntos de capacidad instalada, reserva rodante y reserva para regulación de frecuencia.

CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

REDES DE TRANSPORTE STR

SDL

STR

G

SDL

~

SDL

G: GC: SDL: STR:

Generador STR Gran Consumidor Sistema de Distribución Local Sistema de Transmisión Regional

CREG - ALURE

SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL

GC

SDL

STR

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL STN •

Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV

•

Las Interconexiones Internacionales se catalogan como Activos de Conexión y en consecuencia no hacen parte del Sistema de Transmisión Nacional

Costo Total del STN CREG - ALURE

US$ 2,000 millones TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y DISTRIBUCIÓN LOCAL •

•

Sistema de Distribución Local - SDL: Redes que operan a tensiones menores de 230 kV y tienen cobertura municipal o local.

•

CREG - ALURE

Sistema de Transmisión Regional - STR: Redes que operan a tensiones menores de 230 kV y tienen cobertura regional.

Activos de Conexión: Activos que se requieren para que un generador, un usuario u otro transportador, se conecten físicamente al STN, a un STR o a un SDL. Costo Total del STN TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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REGLAMENTACIÓN BÁSICA EN LA TRANSMISIÓN LEY DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS - LEY 142 Establece el régimen de los Servicios Públicos Domiciliarios, entre ellos el Servicio de Energía Eléctrica. LEY ELÉCTRICA - LEY 143 Establece el régimen de las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad. ARTÍCULO 39 Los cargos por acceso y uso: • Deben cubrir en condiciones óptimas de gestión los costos de inversión de las redes, incluido el costo de oportunidad de capital, de administración, operación y mantenimiento en condiciones adecuadas de calidad y confiabilidad. • Deben considerar criterios de viabilidad financiera. CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

REGLAMENTACIÓN BÁSICA EN LA TRANSMISIÓN LEY ELÉCTRICA - LEY 143 ARTÍCULO 40 Las tarifas por acceso y uso de las redes deben incluir: • Cargo de conexión: cubre los costos de la conexión del usuario a la red de interconexión. • Cargo fijo: asociado a los servicios de interconexión. • Cargo variable: asociado a los servicios de transporte por la red de interconexión. ARTÍCULO 41 La Comisión de Regulación de Energía y Gas definirá la metodología del cálculo y aprobará las tarifas por el acceso y uso de las redes del sistema interconectado nacional y el procedimiento para hacer efectivo su pago. CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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CONTENIDO • Características del Sector Eléctrico Colombiano • Principios básicos - Redes de transporte • La actividad de transmisión en el Período 1995 - 1999 § Remuneración STN § Manejo y Costo de las Restricciones § Acceso y Conexión al STN § Remuneración STR´s SDL´s • La actividad de transmisión a partir del año 2000 • Experiencias CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

CONTENIDO • Características del Sector Eléctrico Colombiano • Principios básicos - Redes de transporte • La actividad de transmisión en el Período 1995 - 1999 § Remuneración STN § Manejo y Costo de las Restricciones § Acceso y Conexión al STN § Remuneración STR´s SDL´s • La actividad de transmisión a partir del año 2000 • Experiencias CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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REMUNERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 1995-1999 Ingreso por uso del STN:

REQUERIMIENTO FINANCIERO CON BASE EN RED MÍNIMA

• Ingreso regulado con base en el requerimiento financiero para la actividad global de transmisión • Retorno del 9% sobre el valor del activo fijo en servicio y el 2% por los gastos AOM • La CREG fija para cada año el porcentaje de participación de cada empresa de transmisión en los Ingresos de la Red Ingreso por conexión: • Remuneran la inversión y el AOM de los activos • Metodología regulada: anualidad calculada con tasa de descuento del 10% a 25 años y un AOM del 2% CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

INGRESO REGULADO STN • Requerimiento financiero de la actividad global de transmisión nacional. • Proyección financiera con base en inversiones del Plan de Expansión de Referencia, inversiones en reposición y gastos AOM. • Criterios: § Rentabilidad del 9% antes de intereses sobre activos fijos en servicio § Nivel de Autofinanciación del 40% • Crecimiento constante X partiendo de un valor inicial Po.

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TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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INGRESO REGULADO STN MUS$

M US $

200

3 50 3 30

180 3 10 Ingre so Reque rido

160

140 1994

2 90

Ingre so Regulado Ingre so Regulado (no aplicado)

1995

1996

1997

1998

Ingre so Re querido

2 70

Ingre so Re gulado

2 50 1 99 7

1 99 8

1 99 9

2 00 0

2 00 1

Período 1994 - 1998

Período 1997 - 2002

(MUS$ jun/94)

(MUS$ jun/96)

CREG - ALURE

2 00 2

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

INGRESO DE ISA POR USO DEL STN 250 200 150 100 1995

1996

1997

1998

1999

2000

Año

1995

1996

1997

1998

1999

2000

USD

136.0

150.8

206.6

231.0

242.3

185.8

MUSD Diciembre 1997 CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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REMUNERACIÓN POR USO DE LA RED TRANSPORTADORES

Mediante el ingreso regulado se remunera a todos los transportadores del STN El ingreso regulado es el valor requerido para operar y mantener el sistema de transmisión

Ingreso Regulado Anual por concepto del Uso del Sistema de Transmisión Nacional

La mitad del ingreso proviene de los Generadores y la otra mitad de los Comercializadores El STN se remunera mediante la aplicación de cargos zonales a Generadores y Comercializadores

50%

50%

GENERADORES G1

G2

G3

CREG - ALURE

COMERCIALIZADORES Gn

C1

C2

C3

Cn

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

PRINCIPIOS DE LA METODOLOGÍA DE CARGOS POR USO DEL STN • No discriminación • Estabilidad • Cubrir costos • Incentivos apropiados para G y C • Incentivos adecuados para T • Practicalidad, sencillez y transparencia • Consistencia con acuerdos comerciales CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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CRITERIOS DE LA METODOLOGÍA DE CARGOS POR USO DEL STN • Estimación de los costos que los Usuarios le imponen a la red en períodos de máxima exigencia • Calculados a partir de los costos de inversión, operación y mantenimiento de la red mínima necesaria para manejar los flujos máximos que se ocasionan en tales períodos • Los cargos se ajustan a los requerimientos financieros para la expansión, operación y mantenimiento del STN • Dan señales económicas: § Generadores: ubicación y tipo (H, T) § Comercializadores: manejo demanda CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

METODOLOGÍA CARGOS POR USO DEL STN INGRESO REGULADO

COSTOS UNITARIOS

ANÁLISIS ESCENARIOS CONDICIONES EXTREMAS

RED MÍNIMA

COSTOS DE LÍNEAS

FACTORES DE DISTRIBUCIÓN

COSTOS NODALES

COSTOS NODALES DE DEMANDA

COSTOS NODALES DE GENERACIÓN

AJUSTES CARGOS POR ZONAS CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALURE Universidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999

METODOLOGÍA CARGOS POR USO DEL STN INGRESO REGULADO

COSTOS UNITARIOS

ANÁLISIS ESCENARIOS CONDICIONES EXTREMAS

RED MÍNIMA

COSTOS DE LÍNEAS

FACTORES DE DISTRIBUCIÓN

COSTOS NODALES

COSTOS NODALES DE DEMANDA

COSTOS NODALES DE GENERACIÓN

AJUSTES CARGOS POR ZONAS CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

COSTOS UNITARIOS DEL STN 230 kV • Línea circuito sencillo: • Línea doble circuito: • Módulo terminal de línea:

115.000 US$/km 179.000 US$/km 1’836.000 US$

500 kV • Línea: • Bahía interruptor y medio:

310.000 US$/km 3’099.000 US$

Anualización: 25 años y 10% anual, incluida la componente AOM (2% interior y 5% costa) Valores en USD jun/96. CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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CAPACIDAD DE TRANSPORTE Capacidad de transporte de las líneas • Límite Térmico • Regulación de Tensión • Estabilidad

• 230 kV

• 500 kV

LONGITUD

CAPACIDAD

AÑO

CAPACIDAD

L < 75 km 75 km ≤ L ≤ 150 km L > 150 km

320 MW 250 MW 160 MW

1994 1997

820 MW 720 MW

CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

CARGOS ACTUALES DEL STN Y ZONIFICACIÓN DEMANDA Zona $/kWh 4.55 1 4.40 2 3.96 3 9.42 4

1A 2C 2B 3C

Nota: Cargos en pesos de Junio de 1998 (Tasa de Cambio 1363 $/USD)

GENERACIÓN ($/kW-año) Zona Térmico Hidro 1A 35,884 55,494 1B

1B

3A 4A

2A

3B

4B

Valor del Ingreso Regulado para 1999:

4C

2A 2B 2C

954 10,398 21,461

3,896

3A 3B 3C

-13,497 -9,635 12,114

176 29,719 25,165

4A 4B 4C

-24,909

7,287 -23,427 10,470

$ 448,893.7 millones de pesos de Junio de 1998 CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CU) - ZONA 1 100%

CU Nivel I (menor a 1kV) - Costos a Octubre 1998 (1575 $/USD) Otros

2%

10%

9%

Comercialización

32%

Distribución

6%

STN

80% 60%

8% 6%

40% 20%

4% 51%

Generación

Porcentaje del cargo por STN sobre el Costo Unitario Total

2% 0%

0%

A

EMPRESA A CU ($/kWh ($/kWh)) STN (%)

B

C

D

E

F

G

H

113.6 110.7 128.4 118.6 127.1 134.5 115.2 129.3 5.6% 5.7% 4.9% 5.3% 5.0% 4.7% 5.5% 4.9%

CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CU) - ZONA 2 100%

2%

CU Nivel I (menor a 1kV) - Costos a Octubre 1998 Otros

10%

Comercialización

80%

10% 8%

60%

47%

Distribución

40%

5%

STN

36%

Generación

20%

6% 4%

Porcentaje del cargo por STN sobre el Costo Unitario Total

2% 0%

0%

A

EMPRESA B CU ($/kWh ($/kWh)) STN (%) CREG - ALURE

B

148.9 139.1 4.3% 4.6% TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

20

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COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CU) - ZONA 3 100%

3%

CU Nivel I (menor a 1kV) - Costos a Octubre 1998 Otros

4%

Comercialización

43%

Distribución

4%

STN

10%

80% 60%

6%

40% 20%

Porcentaje del cargo por STN sobre el Costo Unitario Total

8%

4% 46%

Generación

2% 0%

0%

A

EMPRESA B CU ($/kWh ($/kWh)) STN (%)

B

C

D

E

F

G

H

164.2 114.5 143.3 142.0 148.8 103.5 117.1 148.2 2.7% 3.9% 3.1% 3.2% 3.0% 4.3% 3.8% 3.0%

CREG - ALURE

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CU) - ZONA 4 100%

2%

CU Nivel I (menor a 1kV) - Costos a Octubre 1998 Otros

10%

Comercialización

80%

10% 8%

60%

46%

Distribución

40%

8%

STN

34%

Generación

20%

6% 4%

Porcentaje del cargo por STN sobre el Costo Unitario Total

2% 0%

0%

A

EMPRESA D CU ($/kWh ($/kWh)) STN (%) CREG - ALURE

B

C

D

E

F

G

H

116.3 164.1 174.2 144.8 178.3 173.4 154.7 136.8 10.2% 7.2% 6.8% 8.2% 6.6% 6.8% 7.6% 8.6% TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALURE Universidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999

CONTENIDO • Características del Sector Eléctrico Colombiano • Principios básicos - Redes de transporte • La actividad de transmisión en el Período 1995 - 1999 § Remuneración STN § Manejo y Costo de las Restricciones § Acceso y Conexión al STN § Remuneración STR´s SDL´s • La actividad de transmisión a partir del año 2000 • Experiencias CREG - ALURE

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TIPOS DE RESTRICCIONES GUAJIRA TEBSA - FLORES 3 T.CARTAGENA

T. TASAJERO

TASAJERA GUATAPÉ

SAN CARLOS

GUACA - PARAISO CHIVOR-GUAVIO

ALTOANCH-SALVAJINA BETANIA

• Restricción Global: Generación requerida para dar soporte de tensión o estabilidad al STN. • Restricción Regional: Generación requerida por restricciones de transformación, soporte regional de tensión o estabilidad en STR´s o SDL´s.

El CND identifica y clasifica las restricciones CREG - ALURE

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MANEJO Y COSTO DE LAS RESTRICCIONES Inversión

Propios STN • Costos de Construcción (o valoración de activos), Operación, Mantenimiento y Administración del Sistema de Transmisión

Operación/Mantto Restricciones

• Costo de los redespachos y de la energía no suministrada debido a las restricciones que impone el transporte

Un sistema eficiente de recuperación de los Costos Variables promueve la operación e inversión eficientes en Transmisión CREG - ALURE

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MANEJO Y COSTO DE LA RESTRICCIONES Asignación de Costos • Restricción Global: 50 % a generadores en proporción a su capacidad efectiva. 50 % a comercializadores en proporción a su demanda. • Restricción Regional: 100 % al negocio de distribución donde está embebida la planta.

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MANEJO Y COSTO DE LA RESTRICCIONES Responsabilidad del Transportador Si la restricción es ocasionada por indisponibilidad de líneas del STN con duración mayor a 96 horas o de activos de subestaciones pertenecientes al STN (activos de conexión al STN) con duración mayor a 240 horas, el costo se asigna al transportador causante de la restricción.

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COSTO DE LAS RESTRICCIONES 30,000

Composición promedio del Costo:

Millones de pesos

25,000

1,620

20,000

5,005

2,512

2,042

4,834 1,894

15,000 10,000

9% 17% 74%

17,793

15,288

16,110

May-99

Jun-99

5,000 0 Abr-99 Global CREG - ALURE

Regional

AGC

Abril 1604 $ / USD Mayo 1671 $ / USD Junio 1732 $ / USD TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

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COSTO DE LAS RESTRICCIONES

120,000

Millones de pesos

100,000

22,634

20,046

90,241

91,163

24,418

Costo promedio de las Restricciones con respecto al valor de la Operación Ideal:

80,000 60,000

21% 79,163

40,000

79%

20,000 0 Abr-99

May-99

Operación Ideal

CREG - ALURE

Jun-99 Restricciones

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CONTENIDO • Características del Sector Eléctrico Colombiano • Principios básicos - Redes de transporte • La actividad de transmisión en el Período 1995 - 1999 § Remuneración STN § Manejo y Costo de las Restricciones § Acceso y Conexión al STN § Remuneración STR´s SDL´s • La actividad de transmisión a partir del año 2000 • Experiencias CREG - ALURE

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ACCESO Y CONEXIÓN AL STN •

El transportador debe ofrecer punto de conexión a la red, capacidad de transporte y fechas de disponibilidad.

•

Transportador y cliente se comprometen a través de un Contrato de Conexión

•

Libre Acceso depende de disponibilidad puntos de conexión y capacidad de transporte

•

Acceso condicionado a viabilidad de las inversiones y fecha de terminación obras.

•

La CREG estableció procedimiento para la asignación de puntos de conexión y capacidad de transporte

•

Orden de asignación según orden cronológico emisión concepto UPME

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PROCEDIMIENTO DE CONEXIÓN Estudio de factibilidad conexión Solicitud Solicitudconexión conexiónalal transportador transportador Concepto Transportador sobre viabilidad técnica y financiera Aprobación por parte proyecto de conexión de la UPME del Elaboración y firma Contrato de Conexión CREG - ALURE

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CONTRATO DE CONEXIÓN Garantiza al Usuario § Punto de conexión y capacidad de transmisión. Usuario debe: § Depositar US$ 1/kW → derecho de acceso (reembolsable si se conecta) § Dar garantía de cumplimiento: 30% costo proyecto de conexión § Pagar cargo de conexión Transportador debe: § Cumplir fecha contractual de entrega de punto de conexión y capacidad de transporte § Pagar indemnización por cada día de retraso CREG - ALURE

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INGRESO DE ISA POR CONEXIÓN AL STN 30 20 10 0 1995

1996

1997

1998

1999

2000

Año

1995

1996

1997

1998

1999

2000

USD

8.14

10.37

13.05

18.31

20.43

21.49

MUSD Diciembre 1997 CREG - ALURE

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REMUNERACIÓN STR´s Y SDL´s Principios Libre acceso

Los transportadores deberán permitir el acceso a las redes de su propiedad de quien lo solicite.

No discriminación

Nuevos usuarios no deben enfrentar cargos superiores a los existentes.

Facilitar competencia

Al separar la remuneración de la actividad de distribución, los usuarios podrán negociar su suministro con cualquier comercializador del país.

Remuneración adecuada a OR

Cubrir los costos del servicio, bajo parámetros de eficiencia.

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PRINCIPIOS DEL ESQUEMA DE CARGOS POR USO DE STR / SDL ü ü

ü

ü

Usuarios finales pagan un cargo único al comercializador que los atiende, independientemente del número de propietarios de las redes. Incluyen los costos asociados con los sistemas eléctricos necesarios para llevar el suministro desde la conexión al STN hasta el punto de entrega al usuario. Transporte de energía reactiva. En caso de que ésta sea mayor al 50% de la energía activa (kWh) entregada a un usuario de los STR/SDL, el exceso sobre este límite se considerará como energía activa para efectos de liquidar el cargo por uso del respectivo sistema. Período de regulación de 5 años. CREG - ALURE

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METODOLOGÍA DE CARGOS POR USO DE STR / SDL •

Cargos tipo “Estampilla”: El cargo a aplicar a los diferentes usuarios es el mismo, independientemente de la localización del usuario en la red, en el respectivo nivel de tensión → Costos medios por energía.

•

En el nivel I, empresas que demuestren que tienen CMg > CMe en iguales condiciones de eficiencia, la CREG reconocerá el CMg.

•

Composición:

ü Capital, asociado con la depreciación y reposición de activos. ü Costo de oportunidad de dicho capital. ü Gastos de AOM de la infraestructura eléctrica. ü Pagos que se deben realizar a terceros por concepto de conexiones al STN y/o STR/SDL

ü Pagos por servicios de CRD que haya aprobado la Comisión. CREG - ALURE

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SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL / DISTRIBUCIÓN LOCAL Sistema Sistemade deTransmisión TransmisiónNacional Nacional≥≥220 220kV kV

Conexión ConexiónalalSTN STN

~

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