Nueva Ley de Transmisión Eléctrica. Hugh Rudnick

Transcripción

1 Nueva Ley de Transmisión Eléctrica Hugh Rudnick

2 LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILE LA ESTRUCTURA DE LA TRANSMISIÓN Generadores ADICIONAL ADICIONAL Sistemas adicionales: líneas de inyección de generadores o retiro de grandes consumidores SISTEMA TRONCAL Sistema troncal: instalaciones necesarias y económicamente eficientes para abastecer la demanda total del sistema*. SUBTRANSMISION ADICIONAL SUBTRANSMISION Sistema subtransmisión: instalaciones usadas por grupos de consumidores en zonas de distribución. ADICIONAL Consumidores Distribuidores Distribuidores Consumidores *definido por regulador cada 4 años 2

3 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 Subtransmisión Adicional 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. 3

4 LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILE PROBLEMAS SOCIALES Y AMBIENTALES 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. Participación Ciudadana (Temprana) Planificación Territorial Asociatividad Rol del Estado Necesidad crear mecanismos de resolución de conflictos Necesidad de regular la asociatividad. 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). Nuevo rol del Estado como posible coordinador entre privados y ciudadanía, velando por el medio ambiente e intereses nacionales. 4

5 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, proveyendoseñaleseconómicasclarasalosagentes, 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

6 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

7 MAXIMIZAR BENEFICIO SOCIAL SUSTENTABLEMENTE Robustez Otras actividades Política de desarrollo nacional y de cada localidad Uso del territorio Impacto ambiental Seguridad y calidad de servicio Sustentabili dad Principios para el futuro de la transmisión eléctrica Flexibilidad Eficiencia económica Principios para el desarrollo integral de la red Para satisfacer sustentablemente las necesidades del país y las comunidades Considerando perspectiva: Económica Social Medioambiental Costumbres Patrimonio Cosmovisión indígena. Etc. Entorno humano Estrategia de largo plazo 7

8 LA PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 8

9 PLANIFICACIÓN DE LARGO PLAZO TRANSMISIÓN 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 barreraenlacompetencia,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! 9

10 INTEGRACIÓN DE POLOS DE DESARROLLO 10

11 INTEGRACIÓN DE POLOS DE DESARROLLO: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA POLOS Competencia local por la Tx. (indeseada) y pérdida de beneficio social Cooperación y asociatividad local y competencia nacional de generación y maximización de beneficio social Alto costo de transmisión Alto impacto en uso de franjas y medio ambiente Menor costo de transmisión Transmisión con holguras Menor impacto en uso de franjas y medio ambiente 11

12 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 Hidro + Mini hidro Maule (19) 526= MW Itata (10) 451= MW Bío Bío (14) 1180= MW Toltén (16) 147= MW Valdivia (2) 634= MW Bueno (19) 341= MW Aysen: miles de MW Polo solar Polo hidro Polo eólico Polo biomasa Domeyko (8) 726 MW Carrera Pinto (11) 1469 MW Charrúa (8) 227 MW Tecnología Resumen principales polos renovables (SEIA) ERNC + hidro convencional Centrales Operativas (N / MW) Proyectos SEIA (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/ MW Hidro conv. 34/ 5879 MW 31 / 4648 MW Total Renovable Capacidad total de proyectos aprobados y en calificación en SEIA (al 21 de Nov. 2014) 122 / 7847 MW 329 / MW Calama (6) 899 MW Talinay (4) 1216 MW Monte Redondo (2) 258 MW 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 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. Loa Quillagua (2) 628 MW 12 12

13 EMPLAZAMIENTO Y TRAZADOS DE LA TRANSMISIÓN 13

14 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

15 REMUNERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 15

16 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,

17 QUIÉN PAGA LA TRANSMISIÓN? País / Caso % a la Generación % a la Demanda Estados Unidos (todos los ISO / RTO) Unión Europea 0 a a 100 Alemania, Italia, Países Bajos, Suiza y otros 16 países de la UE Francia 2 98 Gran Bretaña España Portugal 7 93 Noruega Otros países Colombia Australia Singapur Perú Brasil Chile

18 EL OPERADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA 18

19 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

20 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 20

21 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 Precios con Tx expandida + Nuevos proyectos de Gx Se aprovecha generación eficiente existente gracias a la transmisión. Con el mismo parque generador se pueden obtener mejores precios invirtiendo en más transmisión. 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

22 Nueva Ley de Transmisión Eléctrica Hugh Rudnick