Cigre Transelec Desarrollo Sistema Troncal · 2017. 3. 23. · 4,3 4,1 12 JUL. 2010 Línea 2x220kV...

1Seminario CIGRE Chile1 de septiembre de 2009

DESARROLLO SUSTENTABLE DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL

Juan Carlos AranedaGerente Desarrollo del Sistema Eléctrico

2

Contenido

• Introducción

• Proceso de expansión del sistema troncal

• Experiencias 2004-2008

• ¿Cómo mejorar el proceso?

• Desarrollo sustentable del sistema

• Conclusiones

3

Introducción

3

Expansión del sistema de transmisión antes de marzo de 2004 en base a acuerdos bilaterales

Consecuencias:Instalaciones de transmisión sin rentaNo había incentivos para invertir en transmisiónDeterioro en la seguridad y calidad de servicio del sistema

4

Introducción

4

Después de la Ley Corta I (Ley 19.940 del 13 de marzo de 2004):

Procedimiento para determinar los peajesProcedimientos para realizar la expansión del sistema de transmisiónReactivación de inversiones en transmisiónMejoramiento en la seguridad y calidad de servicio del sistema

55

La Ley 19.940 de 2004 determinó que:

– Cada cuatro años la CNE determina el plan de expansión troncal referencial considerando la proyección de demanda y escenarios de inversión en generación, en base al Estudio de Transmisión Troncal (ETT).

– Anualmente, el CDEC revisa el plan de expansión considerando el desarrollo efectivo de la generación y la demanda y considerando las obras propuestas por los agentes.

– El CDEC propone a la CNE un plan revisado, quien define el plan de expansión para los doce meses siguientes, considerando la intervención del Panel de Expertos en el caso de discrepancias.

– El Ministerio de Economía fija las expansiones para los siguientes doce meses por decreto.

Proceso de expansión del sistema troncal

6

Experiencias 2004-2008

6

Procesos de expansión del sistema troncal:

Obras de construcción inmediata (2004-2006)

Obras del Primer ETT:

– Revisión anual 2007

– Revisión anual 2008

– Revisión anual 2009 (en desarrollo)

7

Obras de construcción inmediata2004-2006

Diego de Almagro 220kV

Carrera Pinto 220kV

Cardones 220kV

Maitencillo 220kV

Pan de Azúcar 220kV

Los Vilos 220kV

Quillota 220kV

Polpaico 220kV

Cerro Navia 220kV

Chena 220kV

Alto Jahuel 220kV

Ancoa 500kV

500kV

Charrúa 220kV500kV

Temuco 220kV

Valdivia 220kV

Puerto Montt 220kV

Rapel 220kV

500kV220kV

Obras de transmisiónCER

154 kV

P Cortés 154kV

Itahue 154kV

OBRAS NUEVASVI decreto MMUS$

VATT MMUS$Duración meses

Puesta en servicio

TR Nuevo tramo de línea El Rodeo – Chena 1x220 kV 10,5 1,1 31 En ejecución

TREquipo de Compensación Estática de Reactivos CER en S/E Puerto Montt

7,3 1,2 18 JUL. 2007

TNCH Línea de Transmisión Charrúa – Cautín 2x220 kV 58,9 6,5 37 En ejecución

AMPLIACIONESVI decreto MMUS$

VI definitivo MMUS$

Duración meses

Puesta en servicio

TREnergización en 500 kV del tramo Alto Jahuel ‐Polpaico

36,5 40,5 33 SEP. 2008

TRAmpliación de líneas 154 kV Itahue ‐ San Fernando

9,6 10,4 19 SEP. 2007

TRSeccionamiento de líneas 220 kV Temuco ‐Ciruelos y Temuco – P. Montt en S/E Cautín

10,9 11,4 23 ABR. 2007

TRSeccionamiento de la línea 220 kV Temuco ‐Puerto Montt en S/E Valdivia

4,0 4,5 19 DIC. 2006

TRSeccionamiento de línea 154 kV Itahue ‐ Alto Jahuel en S/E Punta de Cortés

2,8 2,8 8 ENE. 2006

TR Ampliación de Barras 220 kV en la S/E Charrúa 13,8 15,6 30 ABR. 2008

8

Obras del primer ETTRevisión anual 2007


Carrera Pinto 220kV

Cardones 220kV

Maitencillo 220kV


Los Vilos 220kV

Quillota 220kV

Polpaico 220kV

Cerro Navia 220kV

Chena 220kV

Alto Jahuel 220kV

Ancoa 500kV

500kV

Charrúa 220kV500kV

Temuco 220kV

Valdivia 220kV

Puerto Montt 220kV

Rapel 220kV

CER

P Cortés 154kV

Itahue 154kV

Nogales 220kV

ENE. 20123624,621,9Seccionamiento línea 1x500kV Ancoa – Polpaico y línea 2x500kV entrada Alto Jahuel

TR

JUL. 2010183,54,1Tendido segundo circuito línea 2x220kV Alto Jahuel – Chena y paño S/E Chena 220kV

TR

ABR. 20123831,029,3Equipos de control de flujo en S/E Cerro NaviaTR

ENE. 200926S/I8,2Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV, 3° circuitoCTNC

JUL. 2010183,53,1Línea Maitencillo ‐ Cardones 1x220 kV: Barra de Transferencia en Cardones

TR

JUL. 2010124,14,3Línea 2x220kV Chena – Cerro Navia: Reemplazo de conductor

TR

MAR. 201118En licitación22,0Obras 154kV: S/E P.Cortés, cambio conduct. Tinguiririca‐P.Cortés y línea P.Cortés‐Tuniche

TR

OBRAS NUEVASVI decreto MMUS$

VATT MMUS$Duración meses

Puesta en servicio

TR Línea Nogales – Polpaico 2x220 kV 46,6 5,3 24 ABR. 2010

AMPLIACIONESVI decreto MMUS$

VI definitivo MMUS$

Duración meses

Puesta en servicio

TR S/E Quillota 220 kV: Reemplazo de interruptor 0,4 0,4 8 DIC. 2008

TR S/E Seccionadora Nogales 220 kV 9,3 10,7 19 OCT. 2009

TRS/E Polpaico 220 kV: Instalación Segundo Autotransformador 750 MVA

22,5 25,6 33 FEB. 2011

TRLínea Alto Jahuel ‐ Chena 2x220 kV: Reemplazo de conductor, circuitos 1 y 2

6,8 7,6 26 JUL. 2010

9

Obras del primer ETTRevisión anual 2008


Carrera Pinto 220kV

Cardones 220kV

Maitencillo 220kV


Los Vilos 220kV

Quillota 220kV

Polpaico 220kV

Cerro Navia 220kV

Chena 220kV

Alto Jahuel 220kV

Ancoa 500kV

500kV

Charrúa 220kV500kV

Temuco 220kV

Valdivia 220kV

Puerto Montt 220kV

Rapel 220kV

CER

P Cortés 154kV

Itahue 154kV

Nogales 220kVPuesta en servicio

Duración meses

VI definitivo MMUS$

VI decreto MMUS$

AMPLIACIONES

3,9

4,4

4,6

184,2

VI decreto MMUS$

Depende del inicio del proyecto

18Pendiente carta

MetroNormalización de S/E Chena por conexión de Neptuno

TR

OCT. 201013En licitaciónBanco de condensadores 50 MVAr en S/E Alto Jahuel y Cerro Navia

TR

Depende del inicio del proyecto

20Pendiente carta

SAESASeccionamiento en Barro BlancoTR

NN

OBRAS NUEVAS VATT MMUS$Duración meses

Puesta en servicio

Línea 2x500kV Ancoa – Jahuel, tendido un circuito

En licitación 39 MAY. 2013

500kV220kV

Obras de transmisión

154 kV

Punta Colorada 220kV

Las Palmas 220kV

10

Problemas relacionados con las obras nuevas

Ninguno de los proyectos de líneas nuevas se encuentra aún en servicio:

Dificultades:– Concesión eléctrica para obtención de servidumbres otorgada en plazo largo

• Línea 1x220kV El Rodeo – Chena: 29 mesesSolicitud de concesión → 26/09/2006, Publicación en el Diario Oficial → 27/02/2009

– Negociaciones de servidumbres voluntarias complejas y de alto costo– Modificaciones al proyecto presentado al SEIA: se requiere nivel de ingeniería

de detalle y mayores exigencia de comunidades

10

201020092008200720062005

2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem2° sem1° sem

Línea 220 kV El Rodeo-Chena

Línea 220 kV Charrúa-Cautín

Línea 220 kV Nogales-Polpaico

Plazo: 37 mesesReal: +51 meses

Plazo: 31 mesesReal: +40 meses

Plazo: 24 mesesReal: ? meses

11

Problemas relacionados con las ampliaciones

– Valor de Inversión insuficiente– Plazos de construcción insuficientes– Mercado de construcción con pocos oferentes

Como resultado una gran proporción de los proyectos de ampliación se han declarado desiertos, implicando mayores costos de operación al sistema

• Número de proyectos desiertos:Construcción inmediata: 3 de 6 (50%)Revisión 2007: 17 de 22 (77%)

– Aumento del precio de terrenos alrededor de subestaciones con ampliaciones decretadas

11

12

¿Cómo mejorar el proceso?

– La Ley Corta I introdujo cambios importantes y positivos para la transmisión.

– No obstante existen algunos aspectos de la ley que son perfectibles:

• Proceso excesivamente prolongado• Escenarios de expansión del parque

generador apartados de la realidad• Mejorar la definición de los proyectos• Tomar decisiones de expansión con visión

de largo plazo• Sustentabilidad de las soluciones de

expansión

12

13

ONDJASAMJEFM

2013EFM

2014

Obras en Subestaciones (mayores)

Expansión del Troncal2009 2010 2011 2012

JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND

Revisión CDEC-SIC Oct

Plan de Expansión CNE Dic

Discrepancias Panel de Expertos Dic

Resolución Panel de Expertos Feb

Decreto Minecon Abr

Licitación y adjudicación obras

Líneas de Transmisión

Obras en Subestaciones (menores)

42 meses

Extensión del proceso anual afecta el desarrollo de proyectos de transmisión y generación

Cronograma de revisión anual del plan de expansión troncal

30 meses

18 meses

Central a Carbón: 36 meses

Central Eólica: 18 meses

Central Biomasa: 30 meses

Central Mini Hidro: 24 meses

• Durante el proceso de revisión anual surgen nuevos proyectos de generación o demanda que no alcanzan a incorporarse al estudio

• Aparecen soluciones de transmisión troncal fuera del proceso

14

Planes de expansión de la generación alejados de la realidad

• Como escenario de generación, la revisión anual CDEC asume el plan de obras del informe CNE de precios de nudo vigente al inicio del proceso.

• Sólo se consideran aquellas centrales que se encuentran en construcción efectiva más el plan indicativo CNE.

• No se incluyen escenarios alternativos de generación ni de proyección de demanda.

• Empresas generadoras no informan su cartera de proyectos para ser considerada en el desarrollo del estudio.

14

15

Plan de obras de generación CNE (abril 2009)

TG DieselCentral CogeneraciónCentral CarbónCentral GNL/GNCentral HidroeleectricaCentral Eólica

Los CDEC deben concensuar el plan de obras con los agentes del mercado

Proyecto en construcción

Proyecto recomendado

X

X

X

16

Mejorar la definición de los proyectos

• Deben considerarse las capacidades y limitaciones del sistema existente.

• Utilizar criterios de planificación y no de operación en los estudios de expansión (dejar márgenes para compensar incertidumbres).

• La constructibilidad de los proyectos debe ser analizada por firmas especializadas en construcción de obras de transmisión eléctrica.

• La evaluación de alternativas debe considerar los costos de las restricciones operacionales durante la construcción y en la puesta en servicio.

16

17

Decisiones de inversión con visión de largo plazo para lograr un desarrollo sustentable

• Aunque los proyectos deben evaluarse para un horizonte de 10 años, se toma como inicio del proyecto la fecha de comienzo de los estudios y no la fecha de puesta en servicio.

• Una estrategia de desarrollo basada en proyectos de capacidad limitada conduciría a la construcción de nuevas líneas en paralelo en vez de aprovechar los corredores para líneas con capacidad de ampliación.

• Se traduce en soluciones no eficientes, con un desarrollo de largo plazo subóptimo.

17

2 3 41 5 6 7 8 9 10

Estudio Ejecución Horizonte efectivo de evaluación

18

Visión con visión de largo plazo versus corto plazo

18

SIC 2020

Alternativas de crecimiento de las líneas de transmisión:1) Desarrollo con visión de corto plazo

Resultado del actual esquema de desarrolloPrecios de servidumbre irán en aumento.Escasez de terrenos alrededor de los centros urbanos.Incremento en la oposición ambiental

2) Desarrollo con visión de largo plazoRepotenciar líneas existentes mientras exista posibilidad de hacerlo. Se requiere el reconocimiento de todos los costos de las ampliaciones.Construir nuevas líneas de transmisión ampliablesAdicionar equipos de compensación reactiva para optimizar uso del sistema y la calidad de suministro

19

CP

LP

Inversiones y peajes

19

El modelo tarifario vigente incentiva el desarrollo de corto plazo del sistema de transmisión

VI (LP) < VI(CP), peroPeaje (CP) < Peaje (LP)

t

t

t

INVERSIONES

CAPACIDAD

Línea 1xLínea 1x

Línea 2x

Conductor 2x

20

Desarrollo Sustentable en el Norte del SIC

20

Visión de Corto Plazo Visión de Largo Plazo

Nogales 220kV


Los Vilos

220kV


SE seccionadora

500kV

Nogales 500kV


Los Vilos

220kV

Nogales 220kV

Año 2013

Año 2015

Año 2019 Año 2013: Construcción energizada en 220kV

Después del año 2019:Energización en 500kV

Inversión Total → 350 MMUS$

Capacidad → 890 MW

Inversión/Capacidad → 390 US$/kW

Inversión Total → 410 MMUS$

Capacidad → 1400 MW

Inversión/Capacidad → 290 US$/kW

330 km

21

154 kV

Diagnóstico del sistema troncal del SIC

Hoy

Cardones

Maitencillo

P. Azúcar

Quillota

A.Jahuel

Polpaico

Ancoa-Itahue

Charrúa

Temuco

P.Montt

500 kV

2013Sin proyectos

Las Palmas

Confiabilidad y CongestiónCongestión

ConfiabilidadOK

22

Costos Marginales Esperados 2009‐2018

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

DAlm

agro

220

Card

ones

220

Mait

en22

0

Pazu

car2

20

Cane

la

L_Vil

os22

0 No

gales

220

Quillo

ta220

Po

lpaico

220

C_Na

via22

0 AJ

ahue

l_500

An

coa_

500

Charr

ua50

0 Te

muco

220

P_M

ontt2

20

US$/MWh

2010

Factores de penalización de energía 2010


Carrera Pinto 220kV

Cardones 220kV

Maitencillo 220kV



Las Palmas 220kV

Los Vilos 220kV

Nogales 220kV

Quillota 220kV

Polpaico 220kV

Cerro Navia 220kV

Chena 220kV

Alto Jahuel 220kV

Ancoa 500kV

500kV

Charrúa 220kV500kV

Temuco 220kV

Valdivia 220kV

Puerto Montt 220kV

Rapel 220kV

500kV220kVObras en construcción

23


0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

DAlm

agro

220

Card

ones

220

Mait

en22

0

Pazu

car2

20

Cane

la

L_Vil

os22

0 No

gales

220

Quillo

ta220

Po

lpaico

220

C_Na

via22

0 AJ

ahue

l_500

An

coa_

500

Charr

ua50

0 Te

muco

220

P_M

ontt2

20

US$/MWh

2010

2012

Factores de penalización de energía 2010‐2012


Carrera Pinto 220kV

Cardones 220kV

Maitencillo 220kV



Las Palmas 220kV

Los Vilos 220kV

Nogales 220kV

Quillota 220kV

Polpaico 220kV

Cerro Navia 220kV

Chena 220kV

Alto Jahuel 220kV

Ancoa 500kV

500kV

Charrúa 220kV500kV

Temuco 220kV

Valdivia 220kV

Puerto Montt 220kV

Rapel 220kV


24

Factores de penalización de energía 2010‐2015


Carrera Pinto 220kV

Cardones 220kV

Maitencillo 220kV



Las Palmas 220kV

Los Vilos 220kV

Nogales 220kV

Quillota 220kV

Polpaico 220kV

Cerro Navia 220kV

Chena 220kV

Alto Jahuel 220kV

Ancoa 500kV

500kV

Charrúa 220kV500kV

Temuco 220kV

Valdivia 220kV

Puerto Montt 220kV

Rapel 220kV



0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

DAlm

agro

220

Card

ones

220

Mait

en22

0

Pazu

car2

20

Cane

la

L_Vil

os22

0 No

gales

220

Quillo

ta220

Po

lpaico

220

C_Na

via22

0 AJ

ahue

l_500

An

coa_

500

Charr

ua50

0 Te

muco

220

P_M

ontt2

20

US$/MWh

2010

2012

2015

25

Año 6Año 5Año 4Año 3Año 2Año 1


Ingeniería de detalle

Concesiones y servidumbres

Ingeniería básica

Evaluación de impacto ambiental

Suministros

Construcción

Construcción de nuevas líneas de transmisión2005 (30 a 36 meses) → 2008 (39 meses)

Año 6Año 5Año 4Año 3Año 2Año 1


Ingeniería de detalle

Concesiones y servidumbres

Ingeniería básica

Evaluación de impacto ambiental

Suministros

Construcción

Evaluación CONAF

• Situación Actual: 42 a 48 meses

• Con Ley del Bosque Nativo (+70 meses)

120 días

210 días

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• El cargo único al consumidor final significa el 0,5% de la cuenta. O sea, un cliente residencial de Santiago con una cuenta de $10.000 mensual paga $50 por uso del troncal.

• Los consumidores pagan aproximadamente el 30% del sistema troncal.

• El otro 70% lo pagan las empresas generadoras (1,2%).

• En resumen, el costo del sistema troncal es apenas el 1,7% del costo de suministro eléctrico.

• Los costos derivados de congestiones y su impacto en la competencia, una menor seguridad de servicio y una baja en la calidad de suministro cuesta mucho más que 1,7%.

¿Cuánto cuesta el sistema troncal al usuario final?

27

Conclusiones

• La revisión anual del plan de expansión troncal requiere ajustar el plan de obras de generación en forma concensuada entre los agentes del mercado y el CDEC-SIC.

• El plan de expansión troncal de largo plazo (ETT) debe considerar varios escenarios de planes de obras de generación y criterios de sustentabilidad.

• Los plazos de construcción de nueva infraestructura son cada vez mayores debido a las nueva normativas ambientales, exigencias de comunidades, concesiones que toman largo tiempo y costo creciente de las servidumbres.

• Los proyectos de expansión troncal deben ser diseñados con criterios de largo plazo y desarrollo sustentable, dadas las exigencias ambientales.

28

Muchas gracias

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