La transmisión y su impacto en el costo de suministro eléctrico

Transcripción

1 La transmisión y su impacto en el costo de suministro eléctrico Eric Ahumada - VP Desarrollo Negocios 11 de noviembre de 2013

2 Agenda 1 Transelec 2 Escenario energético del SIC 3 Desafíos para el sistema de transmisión 4 Optimización del uso del sistema de transmisión existente 5 Impacto de la transmisión en los precios de suministro 6 Conclusiones 2

3 1. Transelec Situación al kV Mayor empresa de transmisión eléctrica de Chile Km líneas y 55 subestaciones SING: km y 4 subestaciones SIC: km y 51 subestaciones MVA en capacidad de transformación 1002 km 100% 5983 km 51% 220kV 154kV Enorme esfuerzo de inversión en los últimos 12 años triplicando su base de activos Valor de Inversión (VI) en MM US$ km 86% 66/110kV 11% km Valores en millones de US$ al 31-dic de cada año Fuente: Memoria Transelec 3

4 2. Escenario energético del SIC Confiabilidad del Sistema Troncal 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 Diego de Almagro 220 Cardones 220 Maitencillo 220 Pan de Azucar 220 Las Palmas 220 Los Vilos 220 Nogales 220 Quillota 220 Polpaico 220 Polpaico 500 Cerro Navia 220 Alto Jahuel 220 Alto Jahuel 500 Ancoa 220 Ancoa 500 Charrua 220 Charrua 500 Temuco 220 Valdivia 220 Puerto Montt Escenario energético del SIC Desarrollo del Sistema Troncal D. Almagro C. Pinto 2018 CER 145 Cardones Maitencillo P. Colorada P. Azúcar Las Palmas Los Vilos Nogales Quillota Polpaico C. Navia Chena Alto Jahuel A Rapel 2018 Lo Aguirre Obras nuevas en licitación y construcción no resuelven el problema de congestión en el norte del SIC en el período Ancoa Colbún Charrúa Temuco Cautín 2021? Ciruelos Valdivia Rahue P. Montt Pichirropulli CER 2018 Sistema Troncal Existente Obras Nuevas Troncales en Construcción Proyectos en estudio sistema 500 kv Transformaciones 500/220 kv en Licitación 5

6 Dificultades crecientes para construir nuevas líneas de transmisión: LÍNEA DE TRANSMISIÓN LONGITUD kilómetros 3. Desafíos para el sistema de transmisión Trazado, propietarios y comunidades PROPIETARIO PLAZO ORIGINAL meses PLAZO REAL meses Charrúa-Cautín 220 kv 200 Transchile El Rodeo-Chena 220 kv 20 Transelec Nogales-Polpaico 220 kv 90 Transelec Ancoa-Alto Jahuel 500 kv 260 Elecnor (en construcción) Nuevas líneas centro-norte 150 a 750 ISA, Elecnor, Eletrans 60? Nuevas líneas zona sur 85 Eletrans 66??? Desafíos: o Plazos de tramitación de concesiones eléctricas exceden los 120 días señalados en la Ley (real: 2 a 3 años) o Larga tramitación de proyectos genera especulación de intermediarios en la negociación de servidumbres Modificación Ley de Concesiones Eléctricas (publicada DO ) o o o o Definición de la ruta de nuevas líneas de transmisión Diseño con visión de largo plazo y sustentabilidad Aprobación del estudio de impacto ambiental Participación ciudadana en la validación de nuevas obras Proyecto de Ley de Carretera Eléctrica (en el Congreso) 6

7 3. Desafíos para el sistema de transmisión Proyecto de Ley Carretera Eléctrica Pública Es un concepto jurídico, no físico, que le debería permitir al Estado tener un rol activo en: Planificación de nuevas líneas con holguras Definición de los trazados de nuevas líneas con anticipación a la licitación de su construcción y operación Fomento de polos de generación ERNC Estudio de Transmisión Troncal (ETT) Estudio de Franja Troncal (EFT) Denominar algunas expansiones troncales como instalaciones de utilidad pública Conexión a zonas de generación o consumos Periodo de planificación aumentará de 10 a 20 años como mínimo Estado definirá nuevas líneas para aplicar concepto Carretera Eléctrica Determinará la mejor alternativa de trazado EFT lo realizará un Consultor elegido a través de una licitación internacional Aún falta incorporar aspectos de la Evaluación Ambiental Estratégica con respecto a: Evaluación ambiental de los nuevos trazados Participación ciudadana para validar los nuevos trazados 7

8 3. Desafíos para el sistema de transmisión Conexión de Polos de Generación ERNC Distintas fechas de puesta en servicio Si cada proyecto construyera una línea, aumenta el costo de inversión y el impacto medioambiental (muchas líneas por la misma ruta) Diseño con holguras iniciales Línea 220 kv adecuada para conectar más de 100 MW 8

9 4. Optimización del uso del sistema de transmisión existente Principales desafíos La urgente necesidad de anticipar soluciones a las congestiones: el escenario de suministro será atendido con la red existente por lo que es urgente anticipar soluciones a las congestiones proyectadas (costos de operación y costos marginales altos) La Ley de Concesiones y el Proyecto de Ley Carretera Eléctrica Pública no solucionan este problema en el Mediano Plazo: sí ayudarán en el desarrollo de nuevas líneas El aumento de capacidad de la red de transmisión existente es una solución sustentable y económicamente eficiente, que puede ayudar a reducir los altos costos de generación en algunas zonas y la conexión de nuevas centrales (convencionales y ERNC). Incorporación de Nuevas tecnologías FACTS Aumento de capacidad de líneas y equipos existentes Integración confiable para ERNC Los aumentos de capacidad deben cumplir con los estándares establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTS&CS) para asegurar un suministro confiable 9

10 4. Optimización del uso del sistema de transmisión existente Nuevas tecnologías: SVC Plus Diego de Almagro Upgrade CCSS Ancoa Uso de FACTS para levantar restricción por estabilidad de tensiones Aumento de transmisión levantando restricción de capacidad de compensación reactiva serie ANCOA 500 DIEGO DE ALMAGRO CARRERA PINTO SVC PLUS PAPOSO ΔQ = 140 MVAr ΔP = 80 MW Límite térmico compensación serie (CCSS) de 1350 MW Límite térmico línea de transmisión de 1800 MW CARDONES CHARRÚA 500 LÍMITE POR ESTABILIDAD: 340 MW LÍMITE ESTABILIDAD + EDAC: 381 MW NUEVO LÍMITE CON SVC PLUS: 420 MW ANCOA 500 ΔQ = 90 MVAr MAITENCILLO Instalación de equipo SVC Plus permite aumentar transferencias hasta 420 MW Si se aumenta la capacidad de tercer circuito de la línea a 290 MVA, junto a la instalación del SVC de Cardones, se podría aumentar el límite de transmisión hasta 500 MW CHARRÚA 500 Upgrade de capacidad CCSS y TTCC a 1800 MW ΔQ = 65 MVAr Línea apta para transmitir 1800 MW (ΔP=450 MW) 10

11 COSTOS MARGINALES EN US$/MWh 4. Optimización del uso del sistema de transmisión existente Ampliación de líneas críticas para reducir congestiones en el norte del SIC COSTOS MARGINALES EN US$/MWh Demanda de proyectos mineros en el norte del SIC aumentará transferencias desde el centro Desacople de costos marginales del sistema Congestión de tramos dificulta la inyección de fuentes ERNC (importante capacidad instalada de centrales eólicas) Es necesario aumentar la capacidad de transmisión de la línea 220 kv Nogales Pan de Azúcar manteniendo los estándares de seguridad y calidad de servicio (criterio N-1) Cómo abordar este desafío? DESACOPLES DEBIDOS A CONGESTIÓN ACTUAL AMPLIACIÓN P. AZÚCAR - NOGALES ACTUAL AMPLIACIÓN P. AZÚCAR - NOGALES

12 4. Optimización del uso del sistema de transmisión existente Soluciones para ampliar capacidad de líneas críticas del SIC Intervención de torres con línea energizada Uso de conductor de baja flecha Aumenta casi 2,5 veces la capacidad de la línea sin mayores modificaciones estructurales Conlleva aumento de pérdidas Si se usa esta solución en Nogales Pan de Azúcar, se requiere compensación FACTS en Pan de Azúcar de ±200 MVAr Ambas soluciones (por separado o en conjunto) pueden ser utilizadas en otros tramos críticos como: Maitencillo Cardones, Pan de Azúcar Maitencillo o Lo Aguirre Cerro Navia También se deben verificar la Capacidad Térmica de Elementos Serie y estudiar la Necesidad de Compensación de Reactivos 12

13 4. Optimización del uso del sistema de transmisión existente Integración confiable de ERNC Capacidad [MVA] PAN DE AZÚCAR LÍMITE N-1: 224 MVA Monitoreo de la temperatura de operación de la línea permite despacharla por sobre su capacidad nominal DYNAMIC LINE RATING 450 TALINAY 94 MW ARRAYÁN 100 MW CAPACIDAD EÓLICAS (2014): 355 MW Correlación entre viento y enfriamiento de la línea Se logran aumentos menores, por lo que se adecúa más a líneas adicionales I 2 R Horas (UTC) CANELA I - II 78 MW MTE. REDONDO 38 MW ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA Permite mitigar la intermitencia de inyección eólica TOTORAL 45 MW Control de las transferencias: permite operación N-1 y evitar vertimiento eólico LAS PALMAS Desde el centro del SIC BESS Control de tensiones en forma local, dado que el BESS puede operar en los cuatro cuadrantes P-Q 13

14 4. Optimización del uso del sistema de transmisión existente Reconversión de líneas HVAC a HVDC Año 2019: Sistema 500kV Charrúa Ancoa Alto Jahuel con 4 circuitos HVAC CHARRÚA 500kV ANCOA 500KV ALTO JAHUEL 500kV a b c ~ 3500 MW ~ 3500 MW Año 2030: Sistema AC 3x500 kv y Sistema DC ±500 kv CHARRÚA 500kV ALTO JAHUEL 500kV Estación AC/DC ~ MW Estación DC/AC Polo(+ ) Polo(-) Retorno metálico ANCOA 500kV ~ 2500 MW ~ 2500 MW La dificultad para construir líneas se incrementará con el tiempo, lo que refuerza la necesidad de maximizar la transmisión de energía haciendo uso de corredores existentes 14

15 5. Impacto de la transmisión en los precios de suministro Transmisión y Subtransmisión en Tarifas al Consumidor TARIFA BT-1 (Santiago, Octubre 2013) Precio al Consumidor Final $/kwh % Energía 46,1 56% Distribución 16,6 20% Subtransmisión 5,3 7% Troncal 0,8 1% IVA 13,1 16% GENERACION Actual Con Sistema Transmisión Robusto Tarifa BT1 81,9 100% Asignación costos del Sistema Troncal (VATT) $/KWh % Demanda 1,0 1,2% Generación 1,7 2,2% TRONCAL SUBTRANSMISION DISTRIBUCION Total 2,8 3,4% Impacto de un sistema de transmisión robusto (de capacidad suficiente): Minimiza congestiones y facilita conexión de nuevos generadores Reduce el precio de generación (por mayor competencia y menos congestiones) Aumenta levemente el costo troncal pagado por cliente final (red más robusta y más segura) 15

16 5. Impacto de la transmisión en los precios de suministro Polos de Desarrollo ERNC e impacto en Tarifas al Consumidor Ejemplo: POLO POZO ALMONTE SING SIC POLOS ERNC NÚMERO DE CENTRALES NUDO CONEXIÓN CAPACIDAD MW INVERSIÓN LÍNEA MMUS$ Pozo Almonte 10 Lagunas Calama 13 Encuentro Cabo Leones 4 Maitencillo Lebu 12 Esperanza Osorno 15 Rahue Chiloé 9 P. Montt Proyecto instalaciones Troncales por Extensión. Línea de Transmisión Troncal existente. PROYECTO TIPO ESTADO MW ALMONTE Eólica SEIA en calificación 75 ATACAMA SOLAR Eólica SEIA aprobado 250 HUAYCA Eólica SEIA aprobado 8 LA TIRANA SOLAR Eólica SEIA en calificación 30 PICA Eólica SEIA aprobado 90 POZO ALMONTE SOLAR 1 Solar SEIA aprobado 9 POZO ALMONTE SOLAR 2 Solar SEIA aprobado 8 POZO ALMONTE SOLAR 3 Solar SEIA aprobado 17 SALAR DE HUASCO Solar SEIA aprobado 30 WARA III Solar SEIA en calificación 45 TOTAL 562 Efecto en la cuenta mensual de un consumidor residencial (200 kwh), suponiendo uso inicial de la generación de sólo 25% de capacidad de línea POLOS ERNC INVERSIÓN MMUS$ COSTO MENSUAL % CUENTA MENSUAL SING 120 $ 82 0,3% SIC 325 $ 62 0,3% Fuente: Estimaciones Transelec 16

17 6. Conclusiones La Transmisión es el segmento de mayor rentabilidad social con beneficios para el consumidor final dada la mayor competencia que produce en el sector generación El Proyecto de Ley Carretera Eléctrica Pública permitiría un rol activo del Estado en la planificación de nuevas líneas con visión de largo plazo y fomento a polos de generación y demanda (por ej.: nueva línea 500 kv Charrúa P. Montt en consideración de ser incluida en Plan de Expansión Troncal) El aumento de capacidad de la red de transmisión existente y la reutilización de las franjas es una necesidad urgente, sustentable y eficiente, que puede ayudar a reducir los altos costos de generación en algunas zonas y la conexión de nuevas centrales Adicionalmente se necesita mejorar la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para asegurar Robustez y Operación Segura en todos los segmentos de transmisión 17

18 Muchas gracias