Eric Ahumada VP Desarrollo Negocios

Transcripción

1 Eric Ahumada VP Desarrollo Negocios 2 de julio de 2013

2 Agenda 1 Transelec 2 Escenario energético del SIC 3 Dificultades para construir nuevas líneas de transmisión 4 Aumento de capacidad de transmisión de la red existente 5 Desafíos futuros: reutilización eficiente de franjas 6 Conclusiones 2

3 1. Transelec Status Mayor empresa de transmisión eléctrica de Chile Km líneas y 54 subestaciones SING: km y 4 subestaciones SIC: km y 50 subestaciones MVA en capacidad de transformación 1002 km 100% 5983 km 51% 500kV 220kV Enorme esfuerzo de inversión en los últimos 12 años triplicando su base de activos Valor de Inversión (VI) en MM US$ km 86% 11% 154kV 66/110kV 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 2. Escenario energético del SIC Obras de transmisión D. Almagro C. Pinto Cardones Maitencillo P. Colorada P. Azúcar Las Palmas Los Vilos Nogales Quillota CER 2018 Obras nuevas en licitación y construcción no resuelven el problema de congestión en el norte del SIC en el período Polpaico C. Navia A Rapel Chena Alto Jahuel Lo Aguirre Ancoa Colbún Charrúa Temuco Cautín 2020? Ciruelos Valdivia Rahue P. Montt Pichirropulli CER Sistema Troncal Existente Obras Nuevas Troncales en Licitación o Construcción Proyectos en estudio sistema 500 kv 5

6 3. Dificultades para construir nuevas líneas de transmisión Todas las nuevas líneas troncales se han atrasado: LÍNEA DE TRANSMISIÓN LONGITUD kilómetros 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) Principales dificultades y 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 o Definición de la ruta de nuevas líneas de transmisión o Diseño con visión de largo plazo y sustentabilidad o Aprobación del estudio de impacto ambiental o Participación ciudadana en la validación de nuevas obras Proyecto de Ley de Concesiones Eléctricas y Servidumbres Proyecto de Ley de Carretera Eléctrica 6

7 3. Dificultades para construir nuevas líneas de transmisión Proyecto de Ley de Concesiones Eléctricas Actual Situación (120 días por Ley; en la práctica días = 35,5 meses) Admisibilidad SEC (30 d) Admisib. SEC Notificación (370 d) Oposiciones y Respuestas (60 d) Informe SEC y Decreto Concesión (180 d) Toma Razón, Publicación Y Escritura Pública (90 d) Con Proceso de Concesiones mejorado (495 días = 16,5 meses) Notificación (180 d) Oposiciones (15 d) (25 d) (20 d) Respuestas Informe SEC y Decreto Concesión (60 d) Tasación Comisión Hombres Nuevos (155 días) (45 d) Publicación Y Escritura Pública Toma Posesión (150 d) Tasación Comisión Hombres Nuevos (155 d) x 1 2 Toma Posesión (180 d) o Concesiones Provisionales o Abreviación general de plazos o División de proyectos en tramos o Agilización de Notificaciones o Oposiciones y observaciones o Varias Comisiones Tasadoras o Posesión Material Este proyecto podría reducir los actuales plazos de este proceso a la mitad, ayudando a la adaptación de la oferta y por esa vía reduciendo el precio de la energía a los usuarios finales 7

8 3. Dificultades para construir nuevas líneas 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 Estudio de Transmisión Troncal (ETT) 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 Definición de los trazados de nuevas líneas con anticipación a la licitación de su construcción y operación Estudio de Franja Troncal (EFT) 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 8

9 3. Dificultades para construir nuevas líneas de transmisión Efectos del Proyecto de Ley Carretera Eléctrica en Tarifas al Consumidor TARIFA BT-1 (Santiago, Mayo 2013) $/kwh % Energía 46,1 57,0% Distribución 16,4 20,3% Subtransmisión 5,3 6,5% Troncal 0,1 0,1% IVA 13,0 16,1% GENERACION Precio al Consumidor Final debería disminuir Actual Nuevo Tarifa BT1 80,9 100% Asignación costos peajes sistema troncal Demanda 0,6% (incluye 0,1% regulado) Generación 0,9% Total 1,5% TRONCAL SUBTRANSMISION DISTRIBUCION Efectos: Relevante reducción del precio de generación (por mayor competencia y menos congestiones) Leve aumento del costo troncal pagado por cliente final (red más robusta y más segura) 9

10 4. Aumento de capacidad de la red 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) Los Proyectos de Ley Concesiones y 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 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 10

11 4. Aumento de capacidad de la red 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) 11

12 4. Aumento de capacidad de la red de transmisión existente Ampliación de líneas críticas para reducir congestiones en el norte del SIC Demanda de proyectos mineros en el norte del SIC aumenta transferencias desde el centro del SIC Desacople de costos marginales del sistema Congestión del tramo dificulta la inyección de fuentes ERNC (importante capacidad instalada de 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) DESACOPLES DEBIDOS A CONGESTIÓN Cómo abordar este desafío? 12

13 4. Aumento de capacidad de la red 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 13

14 Desafío próximos 4. Aumento de capacidad de la red de transmisión existente Incorporación de ERNC Integración generación confiable intermitente de ERNC 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 Capacidad [MVA] 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 14

15 Desafío futuros 5. Desafíos futuros: reutilización eficiente de franjas Reconversión Reconversión de corredores de líneas HVAC HVAC en a HVDC Año 2019 Sistema 500kV Charrúa Ancoa Alto Jahuel con 4 circuitos HVAC Año 2030 Necesitaremos algo más? CHARRÚA 500kV ANCOA 500KV ALTO JAHUEL 500kV ~ 3500 MW ~ 3500 MW a b c La dificultad de construir líneas se incrementará con el tiempo en zonas densamente pobladas, como es la Zona Central del país (en especial la Región Metropolitana) Esto refuerza la necesidad de maximizar la transmisión de energía por un mismo corredor Dos líneas 500 kv de simple circuito, con corredores individuales Nueva línea 500 kv doble circuito en estructura común 15

16 Desafío futuros 5. Desafíos futuros: reutilización eficiente de franjas Reconversión de líneas HVAC a HVDC Reconversión de corredores HVAC en HVDC (2) Sistema AC 3x500 kv Charrúa Ancoa Alto Jahuel Año 2030 Sistema DC ±500 kvdc Charrúa Alto Jahuel Polo(+) Polo(-) CHARRÚA 500kV Estación AC/DC ~ MW ALTO JAHUEL 500kV Estación DC/AC Retorno metálico ANCOA 500kV ~ 2500 MW ~ 2500 MW El arreglo de un circuito por una estructura y sus 3 fases puede ser convertido a 2 polos DC más un retorno metálico en estructura común El mismo corredor que en HVAC podía transportar MW, podría duplicar su capacidad reconvirtiendo sólo un circuito y manteniendo el criterio N-1 Podría requerir sólo las estaciones convertidoras en los extremos (CAPEX ~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) 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 de Concesiones y Servidumbres debe ser tramitado en forma urgente dado el crecimiento de la red de transmisión (por ej.: nuevas líneas 500 kv hacia la Tercera Región y desde la Octava Región, adjudicadas y en construcción) 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 18