Desafíos Regulatorios en Transmisión Eléctrica Eric Ahumada VP Desarrollo de Negocios 26 Julio 2012
Agenda 1 Crecimiento del Sistema de Transmisión 2 Desafíos Regulatorios a) Reducir los plazos y las incertidumbres en el desarrollo de obras b) Desarrollar la red con visión de largo plazo y holguras c) Mejorar la confiabilidad d) Interconectar SIC y SING 3 Reflexiones Finales 2
1. Crecimiento del Sistema de Transmisión Transelec Status 31.12.2011 Mayor empresa de transmisión eléctrica de Chile 8.525 Km líneas y 54 subestaciones SING: 959 km y 4 subestaciones SIC: 7.566 km y 50 subestaciones 12.824 MVA en capacidad de transformación Enorme esfuerzo de inversión en los últimos 11 años triplicando su base de activos Valor de Inversión (VI) 929 2.789 2000 2011 Valores en millones de US$ al 31-dic de cada año Fuente: Memoria 2011 - Transelec 3
1. Crecimiento del Sistema de Transmisión Transelec Principales obras en construcción 2011-2013 Troncales Línea 2x220 kv S/E Nogales S/E Polpaico Equipos Control de Flujos en S/E Cerro Navia 2do Autotransformador 500/220 kv en S/E Polpaico Banco Autotransformador 500/220 kv en S/E Charrúa (en servicio) (en servicio) (en servicio) Adicionales S/E Neptuno y Linea 2x220 kv (Metro) SVC Plus en S/E Diego de Almagro (permite incrementar transferencia máxima en corredor 220kV) Línea 2x220 kv S/E Maitencillo Caserones (Lumina Copper Chile) Durante 2011 pusimos en servicio Proyectos 14 MUSD 188 Tenemos en construcción Proyectos 29 MUSD 440 4
1. Crecimiento del Sistema de Transmisión Sistema Troncal: un mercado en creciente competencia La expansión del sistema troncal se ha vuelto un mercado crecientemente competitivo con la entrada de nuevos actores internacionales y nacionales 885 TRANSELEC: MUSD 90. SAESA-Chilquinta: MUSD83. Valores en millones de USD TransChile 132 150 TRANSELEC 197 ELECNOR 132 63 53 Decreto 231 Decreto 232 Decreto 231 Decreto 232 Decreto 259 Decreto 316 Decreto 357 Decreto 642 Decreto 243 Decreto 143 Decreto 115 Decreto 116 Decreto 82 Obras Nuevas (Licitaciones realizadas por CNE/CDECs) Ampliaciones (Licitaciones realizadas por el dueño de la instalación troncal respectiva) 5
1. Crecimiento del Sistema de Transmisión Nuevas Líneas para Centrales (Convencionales y ERNCs) y Mineras Nuevas centrales hidro y térmicas Nuevas centrales ERNC en diferentes zonas geográficas: 76 proyectos aprobados ambientalmente (sin construir) con 3791 MW 46 en calificación con 4343 MW Nuevos proyectos mineros, en especial entre la II y IV Región Se requieren más de 60 nuevas líneas transversales Reporte CER, Julio 12
2. Desafíos Regulatorios 2 Desafíos Regulatorios 2.1 Reducir los plazos y las incertidumbres en el desarrollo de obras 2.2 Desarrollar la red con visión de largo plazo y holguras 2.3 Mejorar la confiabilidad 2.4 Interconectar SIC y SING 7
2.1 Reducir plazos e incertidumbres en desarrollo de obras Diagnóstico Concesiones y Servidumbres Pertenencias Mineras Medio Ambiente y Comunidades Desconexiones (CDECs) Tramitación de concesiones: 120 días por Ley (real: 2 a 3 años) Especulación de intermediarios (generando un traspaso de riqueza en desmedro del cliente final) Proyecto de Ley en Congreso va en la dirección correcta Detención de obras con fines especulativos Ciertos permisos se gestionan con concesión otorgada Sin clara limitación de stakeholders al aplicar Convenio 169 La solicitud de desconexiones a los CDECs por lo general es otorgada para fecha posteriores a las solicitadas La reducción de plazos y minimización de las incertidumbres estimula la competencia y la llegada de nuevos actores al sistema 8
2.1 Reducir plazos e incertidumbres en desarrollo de obras Necesidad de Anticipar las Expansiones de Transmisión Proceso Actual Revisión Anual del Plan de Expansión Troncal 2012 2013........ 2018 JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND Revisión CDEC Plan de Expansión CNE Discrepancias Panel de Expertos Resolución Panel de Expertos Decreto Ministerio Energía Oct Dic Dic Feb Abr Licitación y adjudicación obras Líneas de Transmisión 60 meses Obras en Subestaciones (mayores) 30 meses Obras en Subestaciones (menores) 18 meses Central a Carbón: 36 meses 2015 Central Eólica: 18 meses 2014 CDECs deben llevar a cabo la función de Planificación de la Red y redefinir criterios de desarrollo efectivo en generación o demanda para recomendar obras troncales: Definir polos de desarrollo de generación y demanda en conjunto con agentes del mercado y CNE Tomar decisiones anticipadas de transmisión en base a escenarios posibles La transmisión debe orientar el desarrollo de la generación (y no al revés): Cambio de paradigma 9
2.1 Reducir plazos e incertidumbres en desarrollo de obras Concepto de Carretera Eléctrica - Visión de Transelec Compatible con el concepto de Sistema de Transmisión Troncal Líneas de interés público Parte del Plan de Expansión del Sistema troncal (Ley vigente) Instalaciones planificadas para un horizonte de largo plazo, con holguras y resguardando el criterio de seguridad N-1 en todos los elementos que son clave en la red Costos adicionales (diseño con holguras) de cargo de la demanda (quien se beneficia de las economías de escala y menores costos de largo plazo) El trazado de las líneas debiera ser determinado por el CDEC respectivo (nueva Dirección de Planificación y Estudios) Servidumbres y Permisos ambientales tramitadas por el Estado (costos transferidos a los adjudicados en las licitaciones para la construcción y la operación de las nuevas instalaciones) 10
2.1 La Carretera Eléctrica de Transmisión Visión de Transelec Nuevo Proceso de Expansión Troncal OCT AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7 Proyectos Iniciales: - Troncales del ETT - Interconexión SIC-SING Dirección de Peajes CDEC: - Revisión anual plan de expansión troncal CNE-Panel de Expertos - Plan expansión Dirección de Planificación CDECs - Estudio y Definición de trazados de los corredores Estado - Servidumbres y Permisos Ambientales Dirección de Peajes CDEC: - Licitación y adjudicación de obras Adjudicatario - Construcción Concepto de Carretera Eléctrica de Transmisión debería: Facilitar el desarrollo de obras de transmisión (reduce incertidumbres a inversionistas y costos especulativos por uso de terrenos) Acotar plazos a través de la anticipación (hoy plazos y costos son crecientes) Permitir al Estado desarrollar anticipadamente trazados, obtener servidumbres y aprobación ambiental, previa a licitación de construcción (traspaso de costos finales a tarifas Competencia en construcción de obras con riesgos acotados 11
2.2 Desarrollar la red con visión de largo plazo y holguras Arquitectura de la Red de Transmisión Futura Se requiere: Diseñar con holguras para nuevos entrantes (robustez) Crear nuevas subestaciones y enmallamientos de la red Disponer de corredores de servicio para acceso a grandes centros poblados Aprovechar la infraestructura existente con ampliaciones Lograr soluciones sustentables y armónicas con el entorno Introducir nuevas tecnologías FACTS y HVDC CHILE CHINA 12
TARIFA BT-1 CHILECTRA (Ago.2011) $ / kwh % Energía 59,7 60% VAD 17,9 18% Subtx 5,0 5% Troncal 1,0 1% IVA 15,9 16% Tarifa BT1 99,5 100% HOY Asignación de costos sistema troncal: En el AIC 80% G, 20% D Fuera AIC, depende sentido flujos: Hacia AIC, paga G Desde AIC, paga D En resumen: Demanda 1% Generación 2% Total: 3% 2.2 Desarrollar la red con visión de largo plazo y holguras GENERACION TRONCAL SUBTRANSMISION DISTRIBUCION Asignación de Costos de la Red Futura Precio al Cliente Final debería disminuir Actual Nuevo Proyección: Menor precio de generación por no pago de peajes, mayor competencia y menos congestiones Total costo troncal pagado por cliente final (red más robusta y más segura) La doctrina de mínimo costo de desarrollo de corto plazo ha incrementado los costos de largo plazo, los que se han hecho permanentes y están siendo pagados por todos los chilenos 13
2.3 Mejorar la Confiabilidad del Sistema Revisión de las recomendaciones a la NTSyCS: a) Criterio N-1 en líneas y transformadores, troncales y subtransmisión b) Criterios de diseños de barras de subestaciones y de conexión c) Estándares de operación segura por parte de los CDECs Mayor seguridad de servicio con Criterio N-1 14
SIC Alta componente hidráulica. Riesgo de falla y aumento de precios ante hidrologías secas 2.4 Interconectar SIC y SING Beneficios 560 MW 52% 4% 44% Plan CNE 2017 7073 MW SING Exclusivamente térmico Capacidad de gasoductos y terminal GNL Riesgo de falla ante indisponibilidad de plantas térmicas 8177 MW 140 MW 3% 0% 13 MW SIC y SING Interconectados Precios menores en ambos sistemas Matriz energética más balanceada Mejora huella de carbono en producción de Cu Menor riesgo ante sequías o eventos de la naturaleza Menor riesgo ante fallas de centrales 97% 700 MW 63% 3% 5110 MW 34% 5110 MW 7086 MW Los consumidores del SIC y SING percibirán los beneficios de aprovechar los recursos disponibles y la mejora de la confiabilidad 13287 MW Hidráulico Térmico Eólico 15
2.4 Interconectar SIC y SING Capacidad de la línea de interconexión Beneficios de mercado B1 (diferenciales de precios) justifican una capacidad C1 Otros beneficios B (seguridad de suministro, competencia, etc.) aumentan esa capacidad a C2 Valor anual MUS$ Ingreso tarifario B B1 Costo AVI+COMA C1 C2 Capacidad MW La interconexión debe ser diseñada con visión de largo plazo 16
2.4 Interconectar SIC y SING Línea DC vs. Línea AC Ventajas de usar Línea DC Potencia transportada es independiente de la distancia de los puntos de conexión Permite modular la potencia activa y mejora la estabilidad dinámica del sistema interconectado Menor franja de servidumbre para el mismo nivel de potencia (torres más simples y menor impacto visual) Menor inversión a igual nivel de potencia transportada y para distancias mayores a una distancia crítica Ventajas de usar Línea AC Subestaciones AC presentan un menor costo de inversión que las subestaciones DC Permite el seccionamiento en puntos intermedio de la línea (inyección de potencia o retiro de consumos) La CNE y los CDECs deben realizar los estudios técnicos (estabilidad entre otros) y económicos para definir si la mejor solución será DC o AC 17
4. Reflexiones Finales a) El país requiere más energía eléctrica (segura, económica y sustentable) para hacer posible su crecimiento económico y mejorar la calidad de vida de la población b) La transmisión es fundamental para proveer el transporte de la electricidad desde los centros de producción más económicos hacia los centros de consumo c) La transmisión es el segmento de la cadena de valor eléctrica de mayor rentabilidad social: impacta muy poco en la cuenta final y produce enorme beneficios en los otros segmentos d) Transelec aportará toda su experiencia para que el país pueda implementar la Estrategia Nacional de Energía (ENE), incluyendo: i. Aprobar el Proyecto de Ley de Concesiones y Servidumbres ii. Implementar el concepto de Carretera Eléctrica pública: con franjas transversales y longitudinales (gestión anticipada de servidumbres y evaluación ambiental) iii. Desarrollar redes con visión de largo plazo para integrar energía convencional (hidro y térmica), ERNC e Interconexiones, a través de un diseño robusto iv. Desarrollar redes más seguras (criterio N-1), de mayor calidad e inteligentes e) Transelec será un actor activo y propositivo en la construcción del debate legislativo que surja de las iniciativas necesarias para dar forma a la ENE 18
4. Reflexiones Finales Desafíos Regulatorios - Resumen de Soluciones DESAFIOS a) Reducir los plazos y las incertidumbres en el desarrollo de obras b) Desarrollar la red con visión de largo plazo y holguras c) Mejorar la confiabilidad d) Interconectar SIC y SING MECANISMOS Proyecto Ley Concesiones Proyecto Carretera Eléctrica Reglamento CDECs Ley Asignación Pagos G-D Reglamento NTSyCS Todos los anteriores 19
Muchas Gracias