Panel: Perspectivas de corto plazo del Sector Eléctrico en Colombia- Transmisión de electricidad

Transcripción

1 Panel: Perspectivas de corto plazo del Sector Eléctrico en Colombia- Transmisión de electricidad PLAN NACIONAL DE DESARROLLO INFRAESTRUCTURA Y SECTOR MINERO- ENERGÉTICO de Mayo de 2015

2 Contenido 1. Quiénes somos? 2. Crecimiento de la demanda y la oferta de electricidad en Colombia 3. El rol de la actividad de Transmisión en la atención de la demanda de electricidad. 4. Amenazas para la actividad de Transmisión en Colombia 5. Reflexiones y comentarios finales

3 1. Quiénes somos? Enfoque en Monopolios Naturales Crecimiento en Compañías Controladas Marco Regulatorio Fuerte Acceso amplio a Mercado Financiero 3

4 2. Crecimiento de la demanda de electricidad Variación Porcentual Anual del PIB Calculada a Pesos Constantes Fuentes: XM - Informe Anual del Mercado 2014 y Banco de la Republica La demanda de energía eléctrica ha venido creciendo en los últimos 10 años a una tasas promedio anual del 3,1%. Para atender dicho crecimiento se requiere la expansión en la infraestructura de las diferentes actividades G T - D

5 2. Proyecciones de crecimiento de la demanda de electricidad del SIN Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica GWh Histórico Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto Fuente: UPME - Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica y Potencia Máxima en Colombia Revisión Marzo de 2015

6 2. Crecimiento de la oferta de electricidad en el SIN MW Capacidad Efectiva Neta de Generación del SIN Principales Proyectos de Generación que entraron en Operación Año Planta Capacidad (MW) 2011 Porce III Flores Amoyá la Esperanza Dario Valencia Samper U Hidrosogamoso Dario Valencia Samper U Dario Valencia Samper U Popal El Salto II Laguneta 18.0 Capacidad total instalada generación 2014: MW Demanda máxima de potencia año 2014: 9551MW Margen de reserva: 62% Fuente: XM - Informe Operación del SIN y Administración del Mercado - Años 2011 a 2014

7 2. Proyección de la capacidad instalada de generación en el SIN En operación Participación Actual por tipo de recurso Proyección de capacidad instalada con proyectos del cargo por confiabilidad y demanda de potencia Participación con expansión plantas OEF y proyectos por definir Fuente: UPME, Plan de Expansión

8 3. El rol de la actividad de transmisión en la atención de la demanda de electricidad Para asegurar la atención de la demanda de electricidad bajo los criterios de calidad, confiabilidad y seguridad previstos en la regulación del sector, es importante considerar los siguientes aspectos relacionados con la actividad de transmisión: Desempeño eficiente de la infraestructura de transmisión en operación y cumplimiento de los criterios de calidad previstos en la regulación. Modernización e innovación tecnológica en los sistemas de transmisión en operación, para maximizar el uso de la infraestructura existente, incorporando e integrando nuevas tecnologías: Expansión oportuna de la infraestructura del Sistema de Transmisión Nacional

9 3.1 Desempeño eficiente de la infraestructura de Transmisión Se cuenta con índices de desempeño de clase mundial Aporte a una tarifa competitiva de electricidad al usuario final: Reducción del 19% entre 2008 y 2014 El valor de T ha pasado de 25,75 $/kwh en 2008 a 21,63 $/kwh (en $ constantes dic-14). Representa tan solo el 6% de la tarifa de energía eléctrica al usuario final. Disponibilidad activos del STN: 99.96% (periodo ) Interconexiones Europa ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) Disponibilidad promedio anual en líneas de interconexión europea 99.49%.

10 3.2 Modernización e innovación tecnológica en los sistemas de transmisión en operación. Dado el interés en contar con nuevas tecnologías que contribuyan a la mejora en la confiabilidad en la operación de los sistemas de transmisión y a las barreras y restricciones para la consecución de nuevos corredores para redes de transmisión, el sector ha venido impulsado la maximización del uso de la infraestructura existente, incorporando e integrando nuevas tecnologías: Aprovechamiento de corredores existentes, estructuras multi-circuitos y líneas subterráneas Sistemas de control que integren el funcionamiento de los equipos FACTS con las Phasor Measurement Units Sistemas Dinámicos de Parametrización de Líneas, Unified Power Flow Controllers Al 2015 el SIN contará con MVAr dinámicos de compensación reactiva (SVCs+STATCOM) y XM ya adelanta un plan piloto de instalación de PMUs en varias subestación estratégicas Mediante los sensores de temperatura telemedidos de los SDPL y los UPFC, idealmente integrados, es posible hacer un mayor y mejor uso de la capacidad de las líneas y modificar los flujos de potencia entre diferentes circuitos FACTS: Sistemas Flexibles de Transmisión AC UPFC: Unified Power Flow Controllers

11 3.2 Modernización e innovación tecnológica en los sistemas de transmisión en operación. Igualmente los agentes de la actividad de transmisión en Colombia, han venido impulsando de forma proactiva la modernización y/o repotenciación de su infraestructura, a través de las siguientes acciones: Actualización de los centros de supervisión y control de maniobras para disponer de mejores herramientas para el control y supervisión de la operación en tiempo real del sistema; Modernización de los sistemas de control, protección, medida y comunicaciones en las subestaciones del STN para mejorar la confiabilidad en la operación de las mismas (. Relés digitales multifuncionales de última tecnología, cambio sistemas de control convencional por control digital; incorporación de unidades de medida fasorial (PMU); cambio de tecnología PLC por fibra óptica. Cambios de configuración en subestaciones existentes para mejoras de confiabilidad.. Construcción de variantes a líneas de transmisión para minimizar riesgos de indisponibilidad frente a fenómenos de inestabilidad geotécnica o remoción en masa de laderas

12 3.3 Expansión oportuna de la infraestructura del Sistema de Transmisión Nacional Para garantizar la atención de la demanda de electricidad bajo criterios de confiabilidad, seguridad y eficiencia económica, la Upme realiza la planeación de la expansión del STN, con el propósito de identificar los nuevos proyectos de expansión y seleccionar los inversionistas que aseguren su ejecución, para: La incorporación de nuevas centrales de generación al SIN. Ejecutar los refuerzos en el STN que permitan la reducción o eliminación de restricciones en el SIN Ejecutar obras que mejoran la confiabilidad del sistema( Soporte de voltaje, Incrementan los límites y trasferencias entre áreas) No podrá seguir desarrollándose la expansión si no se cuenta con una optimización en la planeación de la generación en conjunto con la transmisión.

13 3.3 Convocatorias Públicas Upme Procesos que adelanta la UPME para seleccionar los inversionistas que desarrollen los estudios, ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de los proyectos incluidos en los Planes de Expansión del Sistema de Transmisión Nacional. Las ofertas incluyen la presentación de garantías de seriedad y cumplimiento para asegurar la entrada en operación de los proyectos en la fecha oficial aprobada por el Ministerio de Minas y Energía,. Una vez seleccionado el inversionista por parte de la UPME, la CREG emite Resolución oficializando el Ingreso ANUAL Esperado del Inversionista durante los primeros 25 años de operación del Proyecto. Cuando se presentan demoras en la ejecución de los proyectos por causas no imputables al inversionista y se demuestra su debida diligencia, se procede a ampliar la fecha oficial de puesta en servicio.

14 3.3 Expansión de la infraestructura de Transmisión en Colombia Bosque 220 kv Sogamoso 500/230 kv TRF Bacatá 450 MVA 500/115 kv Bello Guayabal Ancón 230 kv San Antonio 230 kv Conexión Ituango 500 kv Virginia Esperanza 500 kv Reactores 230 kv Alférez 230 kv TRF Copey MVA 500/115 kv Chinú Montería Urabá 220 kv Palenque 230 kv Refuerzo Caribe 500 kv 2do Cto Copey Fundación 220 kv En Servicio Adjudicado / En Construcción SVC Tunal 230 kv Chivor II - Norte 230 kv Refuerzo Reforma 230 kv STATCOM Bacatá 500 kv Quimbo 230 kv Armenia 230 kv 2do Cto Cartagena Bolívar 220 kv Río Córdoba 220 kv Nueva Esperanza 500/230 kv Suria 230 kv Tuluní 230 kv Refuerzo Suroccidente 500 kv Sogamoso Norte Nva Esp 500 kv Refuerzo La Enea 230 kv Cuestecitas 500 kv El año corresponde a la actual fecha oficial de puesta en operación. Pendiente Adjudicar A Cargo de EEB La Loma 500 kv Valledupar 220 kv Caracolí 220 kv Además se desarrollan otros proyectos que corresponden a conexión de usuarios Cartago 230 kv Fuentes: Informe de Operación Anual del Mercado 2014 XM Resoluciones Entrada en Operación Proyectos MME Planes de Expansión UPME

15 3.4 Expansión de Transmisión a Cargo de EEB Plan de Expansión Convocatoria Proyecto Estado * Valor calculado a partir de Resolución de ingresos CREG Fuente: Actas de Asignación de Convocatorias UPME VPN Adjudicado (MMUSD /14) UPME Reactores 230 kv En Servicio UPME Armenia 230 kv En Construcción UPME Quimbo 230 kv En Construcción UPME Alférez 230 kv En Servicio UPME Chivor II - Norte 230 kv En Construcción UPME UPME UPME Segundo Circuito Bolívar- Cartagena 220 kv 1er Refuerzo Área Oriental (Sogamoso - Norte - Nueva Esperanza 500 kv). Refuerzo Suroccidental 500 kv: Subestación Alférez 500 kv y Líneas de Transmisión asociadas En Construcción En Construcción Publicación de Resolución CREG de IAE mayo/ UPME Río Córdoba 220 kv En Construcción UPME La Loma 500 kv Pendiente Publicación Resolución CREG IAE UPME STR 07- Pendiente Publicación Río Córdoba STR 2014 Resolución CREG IAE Por Ampliación SVC Tunal 230 kv En Servicio * Total

16 3.5 La problemática de la expansión de la Transmisión de electricidad La obtención de licencias ambientales para los proyectos es cada vez mas compleja, dadas las mayores restricciones ambientales existentes a lo largo y ancho del país ( Áreas protegidas, Parques Nacionales, Distritos de Manejo Integrado, presencia de comunidades étnicas, oposición de las comunidades, etc.) La nueva normatividad ambiental ( Manual de Compensación por pérdida de biodiversidad) genera grandes incertidumbres al momento de viabilizar posibles corredores para las líneas de transmisión. La oposición sistemática de las comunidades a los proyectos de infraestructura en sus regiones y/o las altas expectativas de las mismas frente a la solución de necesidades básicas insatisfechas. Los plazos de ejecución de los proyectos no consultan adecuadamente los tiempos cada vez mayores involucrados en la gestión social, ambiental y de servidumbres.

17 3.5 La problemática de la expansión de la Transmisión de electricidad. La asignación de la totalidad de los riegos de ejecución de los proyectos a los inversionistas, plantea serias dudas en el cumplimiento de las inversiones. La oposición cada vez mas frecuente de las autoridades regionales al paso de las redes por sus regiones y la consolidación como terceros intervinientes en los procesos de licenciamiento ambiental. Las demoras en la realización de Consultas Previas con comunidades étnicas.

18 3.5 Dificultades para el desarrollo de proyectos. Apoyo del Gobierno Nacional a través de: Mesa de alto Nivel Ajuste de algunas normas a través del Plan Nacional de Desarrollo Se incluyeron normas para organizar el Sistema Nacional de Proyectos de Interés Nacional y Estratégicos (PINEs). Licencias y permisos ambientales para PINEs: La ANLA tramitará de manera integral y exclusiva los permisos y licencias ambientales requeridos para la ejecución de PINEs. Se modificó el procedimiento para el otorgamiento de licencias ambientales definiendo plazos puntuales para evaluación de solicitudes y toma de decisiones. Servidumbres en PINEs: Se reglamentará el procedimiento para la imposición de servidumbres requeridas para el desarrollo de proyectos PINEs. Se requiere un continuo apoyo a los inversionistas por parte de la entidades del Estado

19 4. Amenazas para la actividad de transmisión en Colombia La CREG viene estudiando una nueva propuesta metodológica para la remuneración de la actividad de transmisión en el próximo período tarifario Resolución CREG 178 de 2014, que cambia de fondo la metodología existente desde el año 1996 de VNR a una de activo depreciado, que representaría un cambio estructural en la remuneración de la actividad y que pone en riesgo su viabilidad financiera y la expansión futura. Sobre el particular es preciso comentar: La metodología de VNR ha dado señales adecuadas para que los activos bajo los cuales se desarrolla la actividad tengan un desempeño superior. La señal económica del VNR ha permitido que los agentes hayan venido efectuando reposiciones y modernizaciones de equipos y elementos de la infraestructura del STN de su propiedad, con el fin, precisamente, de mantener los activos en condiciones óptimas para la prestación del servicio al usuario final. Las estadísticas muestran una muy alta disponibilidad de los activos de transmisión y un peso relativamente bajo de la componente T ( 6%) en la tarifa de electricidad al usuario final.

20 4. Amenazas para la actividad de transmisión en Colombia La Resolución 178 de la CREG genera gran incertidumbre respecto al futuro de la actividad de transmisión en Colombia. Con lo previsto en la Resolución, podría tenerse una reducción entre 30% y el 60% en el ingreso de la actividad en los próximos 20 años, afectando seriamente la sostenibilidad de la actividad de transmisión. La metodología CREG 178 tiene un efecto retroactivo que impacta en el valor de las empresas. No es claro el tratamiento que se dará a los proyectos de expansión, desarrollados mediante convocatorias, una vez terminado el periodo de pagos. El esquema de remuneración que adopte la CREG debe contribuir al cumplimiento de las exigencias de calidad del servicio, y asegurar la recuperación de los costos y gastos asociados, con el fin de asegurar la sostenibilidad de la actividad.

21 5. Reflexiones y comentarios finales Colombia ha tenido un sector eléctrico dinámico, que ha atendido la demanda de electricidad con criterios de calidad, confiabilidad y seguridad y que ha contado con las señales adecuadas para un desempeño eficiente y confiable de su infraestructura, para la incorporación de nuevas tecnologías y la expansión oportuna de sus sistemas, a pesar de las enormes dificultades que entraña la ejecución de nuevos proyectos. La regulación ha dado las señales que permiten tener empresas viables que respondan a las necesidades de inversión del sector; sin embargo, empiezan a presentarse riesgos e incertidumbres respecto al futuro de la expansión de los sistemas en algunas de las actividades del sector. Se presentan, en la actualidad, problemas con la expansión de los Sistemas de Transmisión Regional en las áreas de influencia de algunos operadores de red que desarrollan la actividad de distribución, originadas al parecer por la incertidumbre en la remuneración de la expansión de dichos sistemas, lo que ha originado que muchos de los proyectos de expansión deban salir a convocatoria por parte de la UPME.

22 5. Reflexiones y comentarios finales Igualmente se discute actualmente, la nueva metodología de remuneración de la actividad de Transmisión, la cual en concepto de los transmisores compromete seriamente la viabilidad financiera de las empresas de transmisión y la expansión y modernización fututa de los sistemas. Se requiere de un continuo acompañamiento y apoyo de parte de las entidades de gobierno a los inversionistas, para llevar a cabo la infraestructura eléctrica que requiere el desarrollo del País.

23 Gracias!