El Sistema de Transmisión Troncal en Juan Carlos Araneda T.

Transcripción

1 El Sistema de Transmisión Troncal en 2030 Juan Carlos Araneda T. Gerente Desarrollo del Sistema Eléctrico 18 Junio 2013

2 Resumen 1. Situación 2013 (+/- 17 años) 2. El SICH en 2030: demanda y oferta 3. Arquitectura de la red troncal 4. Desafíos 5. Conclusiones 2

3 Principales Sistemas Interconectados en Chile SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING) SING Crecimiento demanda ,6% Crecimiento demanda esperado 6,7% Capacidad Inst. / Demanda Máx / 2169 MW Clientes Precio Regulado / No Reg. 11% / 89% Hidro / Térmico 1% / 99% Longitud 600 km Población 6% SIC SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) Crecimiento demanda ,3% Crecimiento demanda esperado 5,2% Capacidad Inst. / Demanda Máx / 6992 MW Clientes Precio Regulado / No Reg. 69% / 31% Hidro / Térmico / Eólico 44% / 55% / 1% Longitud 1800 km Población 92% Datos: Diciembre 2012

4 Confiabilidad del SIC Sin Seguridad y Congestionado Congestionado Sin Seguridad de Servicio Hoy Período de Transición Mediano Plazo 2018 Confiable Cardones Maitencillo P. Azúcar Las Palmas Quillota Polpaico A.Jahuel 154 kv 500 kv Ancoa-Itahue Charrúa Temuco P.Montt 4

5 Principales Sistemas Interconectados en Chile Evolución de la Capacidad Instalada SING SIC

6 Desarrollo del Sistema Troncal del SIC /2018 D. Almagro Cardones Maitencillo 1996 hace 17 años! D. Almagro C. Pinto Cardones Maitencillo P. Colorada CER P. Azúcar P. Azúcar Las Palmas Los Vilos Los Vilos Nogales San Isidro Polpaico C. Navia Chena Alto Jahuel Rapel Quillota Polpaico C. Navia Chena Alto Jahuel A Rapel Lo Aguirre 500 kv Ancoa Colbún Charrúa Ancoa Charrúa Colbún 500 kv Temuco Temuco Cautín Ciruelos Valdivia Valdivia Rahue Pichirropulli P. Montt P. Montt CER

7 Desarrollo del Sistema Troncal del SING /2018 Iquique Arica Arica Iquique P. Almonte P. Almonte Collahuasi Tocopilla Lagunas A Chuquicamata Tarapacá Lagunas A Km 6 Tocopilla Km 6 Salar Chuquicamata Crucero Crucero Encuentro Laberinto N. Encuentro Laberinto Angamos Andes Zaldivar Atacama Nva Zaldívar Zaldívar Chacaya Escondida Chacaya El Cobre Domeyko Escondida Mejillones Esmeralda O higgins

8 1. Situación /- 17 años 2. El SICH en 2030: demanda y oferta 3. Arquitectura de la red 4. Desafíos 5. Conclusiones 8

9 GWh Crecimiento (%) Proyección de Demanda Eléctrica Proyección de Demanda (GWh) 15% 10% % 0% -5% -10% Demanda Eléctrica Histórica Chile Proyección CNE Proyección Futura Crecimiento

10 Escenarios de la Oferta Eléctrica Escenarios Energéticos Chile 2030 Alta penetración de ERNC (25%-55% al 2030) Grandes hidráulicas (pasada y embalse) y térmicas (carbón y gas natural), seguirán siendo parte importante de la matriz eléctrica CADE Incertidumbres Diferencia en tasas de penetración anuales de ERNC Energía Nuclear Nuevas centrales a carbón (problemas medio-ambientales) Incorporación de las centrales hidráulicas en Aysén Políticas ERNC (20% al 2020, 10% al 2024, entre otras) Conclusiones Hidráulicas a gran escala, geotérmicas y mini hidráulicas dominantes El potencial hidro de Aysén es vital para obtener buenos precios y bajas emisiones 10

11 Principales Sistemas Interconectados en Chile Escenario de Capacidad Instalada 2030 SING SIC

12 Capacidad instalada [MW] Matriz Eléctrica del SIC Potencia instalada vs. Demanda Hidro Carbon Gas Disel ERNC Demanda Media Demanda Máxima 12

13 Capacidad instalada [MW] Matriz Eléctrica del SING Potencia instalada vs. Demanda Hidro Carbón Gas Diésel ERNC Otro Demanda Media Demanda Máxima 13

14 Interconexión del SIC y SING Beneficios de la interconexión SIC Hidro-térmico Alta variabilidad de precios, por hidrología Riesgo de falla: hidrología, centrales MW 54% 2% 44% Hidroeléctrica Termoeléctrica Eólica Solar SING Exclusivamente térmico Riesgo de falla de centrales Demanda minera relevante 4146 MW 1% Hidroeléctrica Termoeléctrica Cogeneración Solar SIC-SING INTERCONECTADOS 99% Matriz energética más balanceada Menor riesgo ante sequías o eventos de la naturaleza Menor riesgo ante falla de plantas GNL Facilita integración de ERNC MW 65% 1% 34% Hidroeléctrica Termoeléctrica Eólica Solar Cogeneración Datos. CDEC-SIC y CDEC-SING 2013 La interconexión permitiría aprovechar los recursos disponibles y mejorar la confiabilidad de ambos sistemas 14

15 MW Interconexión del SIC y SING Transferencias de energía MW MW MW Encuentro 500->Cardones Año Flujos SING->SIC Máximo [MW] % Flujos SIC->SING Máximo [MW] % % % % % % % % % Máx. de LinPotOpe MW Promedio de LinPotOpe MW2 Mín. de LinPotOpe MW3 Máx. de LinPotMaxA->B MW Mín. de LinPotMaxB->A MW 15 Nota: Las simulaciones consideran las bases OSE2000, con previsión de demanda, plan de obras de generación y transmisión del ITD-Abr13 CNE.

16 US$/MWh Interconexión del SIC y SING Costos marginales y Costos de operación Perfil Costos Marginales Con interconexión: costos marginales se ecualizan entre SIC y SING. Beneficio esperado de US$ 215 MM, por menores costos de operación en 4 años, considerando la interconexión desde diciembre Valor Presente de Costos de Operación Esperados ( ) Sin Interconexión SING+SIC Con Interconexion SING-SIC Nota: Las simulaciones consideran las bases OSE2000, con previsión de demanda, plan de obras de generación y transmisión del ITD-Abr13 CNE.

17 1. Situación /- 17 años 2. El SICH en 2030: demanda y oferta 3. Arquitectura de la red 4. Desafíos 5. Conclusiones 17

18 Topología del SIC año 2030 Escenario Térmico Escenario Hidráulico Escenario ERNC D. Almagro D. Almagro D. Almagro C. Pinto Cardones CER C. Pinto Cardones CER C. Pinto Cardones CER Maitencillo Maitencillo Maitencillo P. Colorada P. Colorada P. Colorada P. Azúcar P. Azúcar P. Azúcar Las Palmas Las Palmas Las Palmas Los Vilos Los Vilos Los Vilos Nogales Nogales Nogales Quillota Quillota Quillota Polpaico Polpaico Polpaico C. Navia A Rapel C. Navia A Rapel C. Navia A Rapel Chena Alto Jahuel Lo Aguirre Chena Alto Jahuel Lo Aguirre Chena Alto Jahuel Lo Aguirre Ancoa Ancoa Ancoa Colbún Colbún Colbún Charrúa Charrúa Charrúa Temuco Cautín Temuco Cautín Temuco Cautín Ciruelos Ciruelos Ciruelos Valdivia Rahue Pichirropulli Valdivia Rahue Pichirropulli Valdivia Rahue Pichirropulli 18 P. Montt CER P. Montt CER P. Montt CER

19 Topología del SING año 2030 Arica Parinacota P. Almonte Cóndores Nva Tarapacá Tarapacá Lagunas Collahuasi 110 kv 220 kv Obras Nuevas y ampliaciones Crucero Encuentro N. Encuentro Laberinto Angamos Andes Nva Zaldívar Atacama El Cobre Chacaya Domeyko Escondida Mejillones O Higgins Esmeralda

20 1. Situación /- 17 años 2. El SICH en 2030: demanda y oferta 3. Arquitectura de la red 4. Desafíos 5. Conclusiones 20

21 Desafío próximos Congestiones en SIC Norte Demanda de proyectos mineros en el norte del SIC aumenta transferencias desde el centro del SIC Desacople de costos marginales del sistema La situación se resuelve con la entrada de las línea de 500kV en 2018 Entre la situación es crítica. Recomendable ampliar la capacidad de los tramos comprometidos COSTOS MARGINALES EN US$/MWh ALTERNATIVAS Aumento de distancia del conductor al suelo con línea energizada llegar a 319 MVA aprox. Cambio a conductor de alta temperatura llegar hasta 450 MVA aprox STATCOM DESACOPLES DEBIDOS A CONGESTIÓN ACTUAL Aumento de capacidad implica compensación reactiva Es posible transmitir 400 MVA Nogales Pan de Azúcar si se instala un STATCOM de ±200 MVAr en el extremo norte de esta línea AMPLIACIÓN P. AZÚCAR - NOGALES Resultados Caso Base CNE Octubre 2012 con Taltal CC funcionando con diesel 21

22 Desafío próximos Incorporación de ERNC generación intermitente PAN DE AZÚCAR LÍMITE N-1: 224 MVA GENERACIÓN DE EÓLICAS CONTROL DE TRANSFERENCIAS TALINAY 94 MW ARRAYÁN 100 MW CAPACIDAD DE LA LÍNEA CANELA I - II 78 MW LAS PALMAS Desde el centro del SIC MTE. REDONDO 38 MW TOTORAL 45 MW BESS CAPACIDAD EÓLICAS (2014): 355 MW GENERACIÓN EÓLICA + BESS Almacenamiento de energía permite mitigar la intermitencia de inyección eólica, al almacenar los excesos de generación y despacharlos durante períodos de poco viento Control de las transferencias por los tramos, permitiendo una operación con seguridad N-1, evitando vertimiento eólico Control de tensiones en forma local, dado que el BESS puede operar en los cuatro cuadrantes P-Q t 22

23 Desafío futuros Reconversión de corredores HVAC en HVDC AÑO 2019 Sistema 500kV Charrúa Ancoa Alto Jahuel CHARRÚA 500kV ANCOA 500KV ALTO JAHUEL 500kV ~ 3500 MW ~ 3500 MW a b c La dificultad de construir líneas se incrementará con el tiempo, lo que refuerza la necesidad de maximizar la transmisión de energía por un mismo corredor Este problema se ve acrecentado en zonas densamente pobladas, como es el centro del país y fundamentalmente, la Región Metropolitana Dos líneas 500 kv de simple circuito, con corredores individuales Nueva línea 500 kv doble circuito en estructura común 23

24 Desafío futuros Reconversión de corredores HVAC en HVDC (2) AÑO 2030 Sistema AC 3x500 kv Charrúa Ancoa Alto Jahuel + Sistema DC ±500 kvdc Charrúa Alto Jahuel CHARRÚA 500kV Estación AC/DC ~ MW ALTO JAHUEL 500kV Estación DC/AC Polo(+) Polo(-) ANCOA 500kV ~ 2500 MW ~ 2500 MW Retorno metálico El mismo corredor que en HVAC podía transportar 3500 MW, ahora podría duplicar su capacidad reconvirtiendo sólo un circuito y manteniendo el criterio N-1 En el mejor de los casos, sólo se requerirían las estaciones convertidoras en los extremos (~400 MUSD). Se debe verificar si la aislación es la adecuada para DC Posibilidad de reconvertir otro circuito o extender solución HVDC hacia el sur (nuevo sistema 500kV AC entre Charrúa y Puerto Montt) El arreglo de un circuito por una estructura y sus tres fases puede ser convertido a 2 polos más un retorno metálico en estructura común 24

25 1. Situación /- 17 años 2. El SICH en 2030: demanda y oferta 3. Arquitectura de la red 4. Desafíos 5. Conclusiones 25

26 Conclusiones La transmisión, incluyendo interconexiones nacionales o internacionales, es fundamental para contar con un mercado eléctrico eficiente, con seguridad de suministro y sustentable El país requiere un sistema de transmisión con un criterio de seguridad de servicio N-1 en su diseño y operación La arquitectura futura de la red debe diseñarse en forma sustentable, aprovechando al máximo los corredores existentes Nuevas tecnologías HVDC, FACTS y el repotenciamiento de líneas existentes deben ser utilizados dadas las dificultades crecientes para construir nuevas líneas y mitigar el impacto de fuentes ERNC intermitentes 26

27 Muchas Gracias