Electricidad. Sistemas Eléctricos Interconectados LA...

Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999

1

Transporte deElectricidad.

Sistemas EléctricosInterconectados

LA EXPERIENCIACOLOMBIANA

CREG - ALURE

Santiago de Chile, Noviembre de 1999


2

CREG - ALURE TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

CONTENIDO

• Características del Sector Eléctrico Colombiano• Principios básicos - Redes de transporte• La actividad de transmisión en el período 1995 - 1999• La actividad de transmisión a partir del año 2000• Experiencias


CONTENIDO

• Características del Sector Eléctrico Colombiano• Principios básicos - Redes de transporte• La actividad de transmisión en el Período 1995 - 1999• La actividad de transmisión a partir del año 2000• Experiencias


3


• La demanda pico en 1998 fue 7,506 MW(44,024 GWh)

• El 53.8% de la demanda está localizada enlas cuatro ciudades más grandes

• El 20% de la demanda es no regulada

• La demanda es 44% residencial, 34%industrial, y 22% comercial, pública y otros

• En 1998, las pérdidas fueron el 23.0% de lademanda de energía total

- 13.0% pérdidas técnicas

- 10.0% pérdidas no-técnicas

• El 50 % de la distribución es de privados

Alta concentración en zonas urbanasAlta concentración en zonas urbanas

Resto del país:46.2%

Bogotá25%

Medellín14.2%

Cali8.1%

Barranquilla6.5%

Ecuador

Venezuela

Líneas de 230 kV de ISALíneas de 500 kV de ISAOtros

Composición de la demanda deelectricidad en Colombia


Sources:• Energy Statistics Yearbook, 1995. United Nations• Sistema de Información Económica-Energética, OLADE, March 1997 version

Consumo per cápita(MWh/persona-año)

27.0

7.9

3.4

1.6

1.3

2.0

2.0

9.7

12.7

17.0

6.0

2.3

Norw ay

Canada

United States

Australia

Japan

United Kingdom

Venezuela

World Average

Argentina

Brazil

Mexico

Colombia

0 .0

0 .5

1 .0

1 .5

2 .0

19

97

19

99

20

01

20

03

20

05

20

07

20

09

Crecimiento esperadodel consumo per cápitaen Colombia

1.5 MWh/persona-año

Pronóstico de demanda deelectricidad en Colombia(TWh)

42.543.4

45.1

47.0

48.9

50.8

52.7

55.3

58.1

61.0

64.0

67.1

43.944.2

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

1999–2005

Crecimiento anual3.68%

2005–2010

Crecimiento anual4.95%

Crecimiento esperado de la demanda deelectricidad

4.25% por año desde 1999 al 2010


4


LIBERALIZACI ÓN DE LA DEMANDA

APARTIR DE: 1-Ene-95 1-Feb-97 1-Ene-98 1-Ene-00

DEMANDA MAXIMA (MW) > 2 >= 1 >= 0.5 >= 0.1

DEMANDA (MWH/MES) 1050 535 >= 270 >= 55

RESOLUCIÓN CREG Ley 143 Art. 11 024/96 199/97 131/98

CLIENTE NO REGULADO (GRAN CONSUMIDOR)


Participación de la generación:

Generación de energía por tipo

Capacidad de generación : 12,057 MWDic-98

Importaciones1.8%

221 MW

Privada59%

7105 MW

Pública39.2%

4,731 MW

Carbón6.1%

732 MW Hidráulica67.7%

8,163 MWGas26.2%

3,162 MW

Composición de la generación enColombia

CALI

POPAYAN

BOGOTA

BARRANQUILLA

CARTAGENA

CUCUTA

PASTO

MEDELLIN

32%

29%

15%

2%5%

17%

En 1998:

Capacidad Efectiva: 12,057 MW

GENERACIÓNGENERACIÓNTÉRMICATÉRMICA

GENERACIÓNGENERACIÓNHIDRÁULICAHIDRÁULICA


5


ISAISA76.11%76.11%

EPM5.47%

EPSA2.11%

TRANSELCA7.55%

ESSA1.84%

Otros1.43%

EEB5.49%

CORELCA0.37% EMPRESA TIPO PROP.

TRANSELCA TRANSELCA (1)(1)

EEPPMEEPPM

EPSAEPSA

ESSA ESSA (3)(3)

EEBEEB

ISAISA Mixta 76.11%

7.55%

5.49%

5.47%

2.11%

1.84%

CORELCACORELCA 0.37%

DISTASADISTASA 0.31%

CHBCHB 0.23%

CHEC CHEC (2)(2) 0.24%

EBSA EBSA (3)(3) 0.15%

CENS CENS (3)(3) 0.15%

MixtaMixtaPúblicaPrivadaMixtaPúblicaPrivadaPrivadaPública

Pública

Pública

Res. CREG 126(Diciembre23/1998)

(1) ISA posee el 65% de TRANSELCA.(2) En proceso de compra(3) En proceso de negociación

RED DE TRANSMISIÓN:MULTIPROPIEDAD

LINEASLINEAS

230 kV 500 kV

230 kV 500 kV


VENEZUELA

SOCHAGOTA

CERROMATOSO

CHINÚ

SANMATEO

CAÑOLIMÓN

FUNDACIÓN

SABANALARGA

JAGUAS

OCAÑA

TERMOFLORES

COPEY

URABÁ

PRIMAVERA

SIERRA

IBAGUÉ

BETANIA

VIRGINIA

LA MESA

LOS PALOS

TORCA

NOROESTE

NORTENORTE

NOR OCCIDENTENOR OCCIDENTE

CENTROCENTRO

IPIALESTULCÁN

ECUADOR

SANBERNARDINO

COMUNEROS

N. B/QUILLA

CHIVOR

GUAVIO

CARTAGENA

TULUÁ

JAMONDINO

SANFELIPE

PURNIO

PÁEZ

JUANCHITOSAN MARCOS

TASAJERO

GUATIGUARÁ

SAN CARLOS

SUR OCCIDENTESUR OCCIDENTE

Red de ISARed de ISA agoago /99/99

Líneas 230 kV (km) 6,674

Líneas 500 kV (km) 1,068

Subestaciones 230 kV 32

Subestaciones 500 kV 4

Transformación500/230 kV (MVA)

3,060

Compensación (Mvar) 1,577

%%

68.2%

100%

41.6%

100%

100%

95%

Red actual de ISA Red de TRANSELCA

Otros Agentes Subestaciones

DESCRIPCIÓNDE LA RED

LEG

EN

DA

LEG

EN

DA

Líneas 220 kV (km) 1,425 14.5%

10

79

13%

5%

Subestaciones 220 kV

Compensación (Mvar)

Red de TranselcaRed de Transelca agoago /99/99 %%

Líneas 230 kV (km) 1,694 17.3%

35 45.4%Subestaciones 220 kV

OtrosOtros agoago /99/99 %%


6

ESTRUCTURA DEL MERCADOSector Eléctrico Colombiano

• Monopolio del Servicio• Competencia a partir de 1999 en la expansión del STN• Libre acceso a las redes y cargos regulados

• Competencia• Precios libremente acordados• Competencia en las ofertas de corto plazo

Los comercializadores trasladansus costos a los clientes

OPERACIÓNCentro Nacional de Despacho

Mercado de Energía Mayorista

• Regulados• No regulados (>0.5MW ó 270MWh - mes)

COMERCIALIZACIÓNCOMERCIALIZACIÓN• Compra y venta de energía• Competencia (gradual)• Margen de Comercialización aprobado por la CREG

para el mercado regulado

DISTRIBUCIÓNDISTRIBUCIÓN• Monopolio del Servicio• Libre acceso a las redes• Cargos regulados

TRANSMISIÓNTRANSMISIÓN

GENERACIÓNGENERACIÓN

CLIENTESCLIENTES


El número de agentes activos del mercado ha aumentado desde1995 a la fecha:

• Generadores: 17 a 40

• Comercializadores y Distribuidores: 34 a 85

• Transportadores: 10 a 12

ESTRUCTURA DEL MERCADOSector Eléctrico Colombiano


7


CONTENIDO



LA ACTIVIDAD DE LA TRANSMISI ÓN:CONCEPTOS

TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICATRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA


8



Elemento fundamental en el Mercado de EnergíaEléctrica que garantiza la competencia en lageneración y asegura la viabilidad del mercado enun marco de eficiencia

Su función es permitir que laenergía fluya desde la generaciónhacia la demanda, mediante unservicio eficiente que asegure lacalidad, confiabilidad, seguridad yeconomía en el suministro


QUÉ SE ESPERADE LA TRANSMISI ÓN?

è Que viabilice elmercado deenergía eléctrica

§ Tener ingresos que hagan viable la actividad§ Asegurar la estabilidad del negocio en el tiempo

§ Definir señales claras sobre responsabilidades,derechos y deberes del transportador

è Que optimice lared en el corto,mediano y largoplazo

§ Promover e incentivar las decisiones que asegurenel mínimo costo de la prestación del servicio entoda la cadena productiva

§ Disponer de señales para garantizar laoptimización de la red y el mínimo costo delsistema

QUE SE REQUIERE


9


QUÉ SE ESPERADE LA TRANSMISI ÓN?

è Que realice unadecuado manejoy operación de lared

§ Establecer jerarquías y responsabilidades en laoperación y maniobra de los equipos

§ Establecer criterios y estándares para la prestacióndel servicio

§ Definir señales de corto y largo plazo (incentivos ypenalizaciones) que permitan efectuar gestión,acorde con los ingresos, criterios y condicionesreales del sistema y del país

QUE SE REQUIERE


DEFINICIÓN ROL DEL TRANSPORTADOR

TRANSPORTADOR ACTIVO• Asume todos los costos asociados al Servicio de

Transmisión• Decide inversiones para reducir / eliminar restricciones• Comercializa energía para cubrir los riesgos de los

sobrecostos operativos

TRANSPORTADOR PASIVO• Asume sólo los costos de inversión y operación de la

Red de Transmisión• No asume los sobrecostos que se derivan de las

Restricciones de Transmisión


10



Tres servicios B ÁSICOS:

Integración eléctrica degeneradores, grandesconsumidores, sistemas detransmisión regional y dedistribución local a la Redde Transmisión Nacional

Transporte de energía ypotencia a través de la Redde Transmisión Nacional.Mejoramiento continuo enla confiabilidad, calidad yseguridad del suministro deenergía eléctrica

CONEXIÓNCONEXIÓN TRANSMISIÓNTRANSMISIÓN

Asistencia a SistemasRegionales en casos deemergencia o contingencia.Menores requerimientosconjuntos de capacidadinstalada, reserva rodantey reserva para regulaciónde frecuencia.

INTERCONEXIÓNINTERCONEXIÓN


REDES DE TRANSPORTE

SDL

STRGC

STR SDL

~G

STR

SDL

STR SDL

SISTEMA DETRANSMISIÓN NACIONAL

G: GeneradorGC: Gran ConsumidorSDL: Sistema de Distribución LocalSTR: Sistema de Transmisión Regional


11


SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL -STN

• Es el sistema interconectado de transmisión deenergía eléctrica compuesto por el conjunto delíneas, con sus correspondientes módulos deconexión, que operan a tensiones iguales osuperiores a 220 kV

• Las Interconexiones Internacionales se catalogancomo Activos de Conexión y en consecuencia nohacen parte del Sistema de Transmisión Nacional

US$ 2,000 millonesCosto Total del STN


• Sistema de Distribución Local - SDL: Redes queoperan a tensiones menores de 230 kV y tienencobertura municipal o local.

SISTEMAS DETRANSMISIÓN REGIONAL Y

DISTRIBUCIÓN LOCAL

• Sistema de Transmisión Regional - STR: Redesque operan a tensiones menores de 230 kV ytienen cobertura regional.

Costo Total del STN

• Activos de Conexión: Activos que se requieren paraque un generador, un usuario u otro transportador,se conecten físicamente al STN, a un STR o a unSDL.


12


LEY DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS - LEY 142

Establece el régimen de los Servicios Públicos Domiciliarios, entre ellos elServicio de Energía Eléctrica.

LEY ELÉCTRICA - LEY 143

Establece el régimen de las actividades de generación, interconexión,transmisión, distribución y comercialización de electricidad.

ARTÍCULO 39

Los cargos por acceso y uso:

• Deben cubrir en condiciones óptimas de gestión los costos de inversiónde las redes, incluido el costo de oportunidad de capital, deadministración, operación y mantenimiento en condiciones adecuadas decalidad y confiabilidad.

• Deben considerar criterios de viabilidad financiera.

REGLAMENTACI ÓN BÁSICAEN LA TRANSMISI ÓN


LEY ELÉCTRICA - LEY 143ARTÍCULO 40

Las tarifas por acceso y uso de las redes deben incluir:• Cargo de conexión: cubre los costos de la conexión del usuario a la red de

interconexión.• Cargo fijo: asociado a los servicios de interconexión.

• Cargo variable: asociado a los servicios de transporte por la red deinterconexión.

ARTÍCULO 41

La Comisión de Regulación de Energía y Gas definirá la metodología delcálculo y aprobará las tarifas por el acceso y uso de las redes del sistemainterconectado nacional y el procedimiento para hacer efectivo su pago.



13


CONTENIDO

• Características del Sector Eléctrico Colombiano• Principios básicos - Redes de transporte• La actividad de transmisión en el Período 1995 - 1999

§ Remuneración STN§ Manejo y Costo de las Restricciones

§ Acceso y Conexión al STN

§ Remuneración STR´s SDL´s• La actividad de transmisión a partir del año 2000• Experiencias


CONTENIDO






14


REMUNERACIÓN DE LA TRANSMISI ÓN1995-1999

Ingreso por uso del STN:

• Ingreso regulado con base en el requerimiento financieropara la actividad global de transmisión

• Retorno del 9% sobre el valor del activo fijo en servicio y el2% por los gastos AOM

• La CREG fija para cada año el porcentaje de participaciónde cada empresa de transmisión en los Ingresos de la Red

Ingreso por conexión:

• Remuneran la inversión y el AOM de los activos

• Metodología regulada: anualidad calculada con tasa dedescuento del 10% a 25 años y un AOM del 2%

REQUERIMIENTO FINANCIEROCON BASE EN RED MÍNIMA


INGRESO REGULADO STN

• Requerimiento financiero de la actividad global detransmisión nacional.

• Proyección financiera con base en inversiones del Plan deExpansión de Referencia, inversiones en reposición ygastos AOM.

• Criterios:§ Rentabilidad del 9% antes de intereses sobre activos

fijos en servicio§ Nivel de Autofinanciación del 40%

• Crecimiento constante X partiendo de un valor inicial Po.


15


INGRESO REGULADO STN

Período 1994 - 1998

2 5 0

2 7 0

2 9 0

3 1 0

3 3 0

3 5 0

1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1 2 0 0 2

In g re so Re q ue rido

In g re so Re g ulado

M US $

1 4 0

1 6 0

1 8 0

2 0 0

1 9 9 4 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8

In g re so R e q ue rido

In g re so R e g ulado

In g re so R e g ulado(n o ap li cado)

MUS $

Período 1997 - 2002(MUS$ jun/96)(MUS$ jun/94)


100

150

200

250

1995 1996 1997 1998 1999 2000

MUSD Diciembre 1997

Año

USD

1995

136.0

1996

150.8

1997

206.6

1998

231.0

1999

242.3

2000

185.8

INGRESO DE ISAPOR USO DEL STN


16


REMUNERACIÓNPOR USO DE LA RED

TRANSPORTADORES

50%GENERADORES

G1 G2 G3 Gn

COMERCIALIZADORES

C1 C2 C3 Cn

Ingreso Regulado Anual por concepto delUso del Sistema de Transmisión Nacional

50%El STN se remunera mediante la

aplicación de cargos zonales aGeneradores y Comercializadores

La mitad del ingreso proviene de losGeneradores y la otra mitad de los

Comercializadores

Mediante el ingreso regulado seremunera a todos los

transportadores del STN

El ingreso regulado es el valorrequerido para operar y mantener el

sistema de transmisión


PRINCIPIOS DE LA METODOLOGÍA DECARGOS POR USO DEL STN

• Consistencia con acuerdos comerciales• Consistencia con acuerdos comerciales

• Incentivos apropiados para G y C• Incentivos apropiados para G y C

• Cubrir costos• Cubrir costos

• Estabilidad• Estabilidad

• No discriminación• No discriminación

• Practicalidad, sencillez y transparencia• Practicalidad, sencillez y transparencia

• Incentivos adecuados para T• Incentivos adecuados para T


17


• Estimación de los costos que los Usuarios le imponena la red en períodos de máxima exigencia

• Calculados a partir de los costos de inversión,operación y mantenimiento de la red mínima necesariapara manejar los flujos máximos que se ocasionan entales períodos

• Los cargos se ajustan a los requerimientos financierospara la expansión, operación y mantenimiento del STN

• Dan señales económicas:§ Generadores: ubicación y tipo (H, T)

§ Comercializadores: manejo demanda

CRITERIOS DE LA METODOLOG ÍA DECARGOS POR USO DEL STN


INGRESOREGULADO

ANÁLISIS ESCENARIOSCONDICIONES EXTREMAS

FACTORES DEDISTRIBUCIÓN

COSTOSUNITARIOS

REDMÍNIMA

COSTOS NODALES

COSTOS NODALESDE DEMANDA

COSTOS NODALESDE GENERACIÓN

AJUSTES

COSTOS DE LÍNEAS

CARGOS POR ZONAS

METODOLOGÍA CARGOS POR USO DELSTN


18


INGRESOREGULADO

ANÁLISIS ESCENARIOSCONDICIONES EXTREMAS

FACTORES DEDISTRIBUCIÓN

COSTOSUNITARIOS

REDMÍNIMA

COSTOS NODALES

COSTOS NODALESDE DEMANDA

COSTOS NODALESDE GENERACIÓN

AJUSTES

COSTOS DE LÍNEAS

CARGOS POR ZONAS

METODOLOGÍA CARGOS POR USO DELSTN


COSTOS UNITARIOS DEL STN

230 kV• Línea circuito sencillo: 115.000 US$/km• Línea doble circuito: 179.000 US$/km• Módulo terminal de línea: 1’836.000 US$

500 kV• Línea: 310.000 US$/km• Bahía interruptor y medio: 3’099.000 US$

Anualización: 25 años y 10% anual, incluida la componente AOM (2% interior y 5% costa)Valores en USD jun/96.


19


CAPACIDAD DE TRANSPORTE

Capacidad de transporte de las líneas• Límite Térmico• Regulación de Tensión• Estabilidad

•• 230 kV230 kV •• 500 kV500 kV

L < 75 km75 km ≤ L ≤ 150 km

L > 150 km

LONGITUD

320 MW250 MW160 MW

CAPACIDAD

19941997

AÑO

820 MW720 MW

CAPACIDAD


CARGOS ACTUALES DEL STN Y ZONIFICACIÓN

1A

1B

3C

3A 3B

4B4A

4C

2C

2B2A

1234

4.55

4.40

3.96

9.42

Zona $/kWhDEMANDA

1A1B

2A2B2C

35,88455,494

95410,39821,461

Zona TérmicoGENERACIÓN ($/kW-año)

3,896

Hidro

3A3B3C

-13,497-9,63512,114

17629,71925,165

4A4B4C

-24,909 7,287-23,42710,470

Nota: Cargos en pesosde Junio de 1998

(Tasa de Cambio1363 $/USD)

Valor del Ingreso Regulado para 1999:

$ 448,893.7 millones de pesos de Junio de 1998


20


COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DESERVICIO (CU) - ZONA 1

0%

2%

4%

6%

8%

10%

A B C D E F G H

51%

6%

32%

9%

2%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Distribución

Comercialización

Otros

STN

Generación

113.6 110.7 128.4 118.6 127.1 134.5 115.2 129.3

5.6% 5.7% 4.9% 5.3% 5.0% 4.7% 5.5% 4.9%CU ($/CU ($/kWhkWh))STN (%)STN (%)

EMPRESA A

Porcentaje del cargo por STNsobre el Costo Unitario Total

CU Nivel I (menor a 1kV) - Costos a Octubre 1998 (1575 $/USD)



0%

2%

4%

6%

8%

10%

A B

36%

5%

47%

10%

2%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Distribución

Comercialización

STN

Generación

148.9 139.1

4.3% 4.6%CU ($/CU ($/kWhkWh))STN (%)STN (%)

EMPRESA B


CU Nivel I (menor a 1kV) - Costos a Octubre 1998Otros


21



0%

2%

4%

6%

8%

10%

A B C D E F G H

46%

4%

43%

4%

3%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Distribución

Comercialización

STN

Generación

164.2 114.5 143.3 142.0 148.8 103.5 117.1 148.2


EMPRESA B





0%

2%

4%

6%

8%

10%

A B C D E F G H

34%

8%

46%

10%

2%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Distribución

Comercialización

STN

Generación

116.3 164.1 174.2 144.8 178.3 173.4 154.7 136.8


EMPRESA D




22


CONTENIDO






TIPOS DE RESTRICCIONES

• Restricción Global:Generación requerida para darsoporte de tensión oestabilidad al STN.

• Restricción Regional:Generación requerida porrestricciones detransformación, soporteregional de tensión oestabilidad en STR´s o SDL´s.

GUAJIRA

SAN CARLOS

ALTOANCH-SALVAJINABETANIA

T. TASAJERO

T.CARTAGENA

GUACA - PARAISOCHIVOR-GUAVIO

TEBSA - FLORES 3

TASAJERAGUATAPÉ

El CND identifica y clasifica las restricciones


23


MANEJO Y COSTO DE LASRESTRICCIONES

Propios STN• Costos de

Construcción(o valoraciónde activos),Operación,Mantenimiento yAdministracióndel Sistema deTransmisión

• Costo de los redespachos y de laenergía no suministrada debido alas restricciones que impone eltransporte

Un sistema eficiente de recuperación de los Costos Variablespromueve la operación e inversión eficientes en Transmisión

Restricciones

Operación/Mantto

Inversión


MANEJO Y COSTO DE LARESTRICCIONES

Asignación de Costos

• Restricción Global: 50 % a generadores en proporción asu capacidad efectiva. 50 % a comercializadores enproporción a su demanda.

• Restricción Regional: 100 % al negocio de distribucióndonde está embebida la planta.


24


MANEJO Y COSTO DE LARESTRICCIONES

Responsabilidad del Transportador

Si la restricción es ocasionada por indisponibilidad delíneas del STN con duración mayor a 96 horas o deactivos de subestaciones pertenecientes al STN (activosde conexión al STN) con duración mayor a 240 horas, elcosto se asigna al transportador causante de larestricción.


COSTO DE LAS RESTRICCIONES

17,79315,288 16,110

5,005

4,834

2,512

1,894

2,042

1,620

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

Abr-99 May-99 Jun-99

Global Regional AGC

Millones de pesos

74%

9%

17%

Composición promediodel Costo:

Abril 1604 $ / USDMayo 1671 $ / USDJunio 1732 $ / USD


25


COSTO DE LAS RESTRICCIONES

90,241 91,163

24,418

22,634

79,163

20,046

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

Abr-99 May-99 Jun-99

Operación Ideal Restricciones

Millones de pesos

79%

21%

Costo promedio de lasRestricciones con respecto alvalor de la Operación Ideal:


CONTENIDO






26


• El transportador debe ofrecer punto de conexión a la red,capacidad de transporte y fechas de disponibilidad.

• Transportador y cliente se comprometen a través de unContrato de Conexión

• Libre Acceso depende de disponibilidad puntos de conexióny capacidad de transporte

• Acceso condicionado a viabilidad de las inversiones y fechade terminación obras.

• La CREG estableció procedimiento para la asignación depuntos de conexión y capacidad de transporte

• Orden de asignación según orden cronológico emisiónconcepto UPME

ACCESO Y CONEXIÓN AL STN


PROCEDIMIENTO DE CONEXIÓN

Estudio de factibilidad conexión

Solicitud conexión altransportador

Solicitud conexión altransportador

Concepto Transportador sobreviabilidad técnica y financiera

Aprobación por parte proyecto deconexión de la UPME del

Elaboración y firmaContrato de Conexión


27


Garantiza al Usuario§ Punto de conexión y capacidad de transmisión.

Usuario debe:§ Depositar US$ 1/kW → derecho de acceso

(reembolsable si se conecta)§ Dar garantía de cumplimiento: 30% costo proyecto de

conexión§ Pagar cargo de conexión

Transportador debe:§ Cumplir fecha contractual de entrega de punto de

conexión y capacidad de transporte§ Pagar indemnización por cada día de retraso

CONTRATO DE CONEXIÓN


0

10

20

30

1995 1996 1997 1998 1999 2000

MUSD Diciembre 1997

Año

USD

1995

8.14

1996

10.37

1997

13.05

1998

18.31

1999

20.43

2000

21.49

INGRESO DE ISA POR CONEXIÓN AL STN


28


CONTENIDO






REMUNERACIÓN STR´s Y SDL´sPrincipios

Remuneraciónadecuada a OR

Facilitar competencia

No discriminación

Libre acceso Los transportadores deberán permitir el acceso alas redes de su propiedad de quien lo solicite.

Nuevos usuarios no deben enfrentar cargossuperiores a los existentes.

Al separar la remuneración de la actividad dedistribución, los usuarios podrán negociar susuministro con cualquier comercializador del país.

Cubrir los costos del servicio, bajo parámetros deeficiencia.


29


ü Usuarios finales pagan un cargo único al comercializador que losatiende, independientemente del número de propietarios de las redes.

ü Incluyen los costos asociados con los sistemas eléctricos necesariospara llevar el suministro desde la conexión al STN hasta el punto deentrega al usuario.

ü Transporte de energía reactiva. En caso de que ésta sea mayor al50% de la energía activa (kWh) entregada a un usuario de losSTR/SDL, el exceso sobre este límite se considerará como energíaactiva para efectos de liquidar el cargo por uso del respectivosistema.

ü Período de regulación de 5 años.

PRINCIPIOS DEL ESQUEMA DE CARGOSPOR USO DE STR / SDL


• Cargos tipo “Estampilla”: El cargo a aplicar a los diferentes usuarios es el mismo,independientemente de la localización del usuario en la red, en el respectivo nivel detensión → Costos medios por energía.

• En el nivel I, empresas que demuestren que tienen CMg > CMe en igualescondiciones de eficiencia, la CREG reconocerá el CMg.

• Composición:

ü Capital, asociado con la depreciación y reposición de activos.

ü Costo de oportunidad de dicho capital.

ü Gastos de AOM de la infraestructura eléctrica.

ü Pagos que se deben realizar a terceros por concepto de conexiones al STN y/oSTR/SDL

ü Pagos por servicios de CRD que haya aprobado la Comisión.

METODOLOGÍA DE CARGOS POR USODE STR / SDL


30


SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL/ DISTRIBUCIÓN LOCAL

62 kV ≤ Nivel IV < 220 kV62 kV ≤ Nivel IV < 220 kV

30 kV ≤ Nivel III < 62 kV30 kV ≤ Nivel III < 62 kV

1 kV ≤ Nivel II < 30 kV1 kV ≤ Nivel II < 30 kV

Nivel I < 1 kVNivel I < 1 kV

~

~

~

DIV

DII

DI

DIII

Conexión al STNConexión al STN

Sistema de Transmisión Nacional ≥ 220 kVSistema de Transmisión Nacional ≥ 220 kV


Activos Eléctricos

ü Activos de Conexión, activos del nivel IV, activos del nivel III, activosdel nivel II, activos del nivel I(transformadores de distribución convoltaje secundario perteneciente al nivel I; redes secundarias aéreasy subterráneas valoradas por calibre de conductor y otros equiposasociados al nivel I (Pararrayos, cortacircuitos, etc.)).

ü Dentro de los activos de cada nivel de tensión, deben incluirse losequipos de medida asociados al respectivo nivel, así como los CLD.

ü Para los activos eléctricos que normalmente se encuentran fuera deservicio, pero que se tienen disponibles por confiabilidad del sistema,se reconocerán los gastos de AOM.

INVENTARIO DE ACTIVOS


31


Activos No Eléctricos

ü Edificios, Vehículos y Maquinaria, Muebles, y Equipos de Cómputo.

ü Para el primer período de vigencia, se aceptará para ellos un valormáximo equivalente a un 8% sobre el valor de los activos eléctricosasociados con cada nivel de tensión.

INVENTARIO DE ACTIVOS


ü Valoración a Costos de Reposición.

ü Costo de Capital: Costo Anual de cada activo, considerando su vidaútil y una tasa de descuento del 9% anual.

ü Costos de AOM: Se calculan como un porcentaje del valor dereposición a nuevo de los activos eléctricos:

§ Interior:

ü 2% en niveles IV y III, y 4% en niveles II y I.

§ Costa (Alta salinidad)

ü 2.5% en niveles IV y III, y 4.5% en niveles II y I.

VALORACI ÓN DE ACTIVOS


32


ü Modelo detallado, con flujos de energía correspondientes alúltimo año histórico, teniendo en cuenta:

§ Inyecciones reales en cada nivel de tensión.

§ Ventas reales en los niveles IV, III y II.

§ El modelaje de los flujos se completa asumiendo los siguientesporcentajes de pérdidas acumulados, referidos a la energíadisponible total: Nivel IV 1.5%, Nivel III 3.0%, Nivel II 5.0%, yNivel I 15.0%.

MODELAJE DE LA RED


ü Acumulados por nivel de tensión.

ü El costo acumulado hasta un nivel de tensión determinado está dadopor los costos propios de ese nivel, más los costos acumulados deotros niveles multiplicado por la relación entre los flujos que salenhacia el nivel en que se está acumulando el costo, y los flujos totalesque salen de esos niveles.

ü Cargos monomios: Costo acumulado hasta cada nivel de tensión,dividido por la energía útil del nivel respectivo.

ü Cargos monomios horarios: De acuerdo con curvas de carga típica decada nivel, en función de la potencia promedio de cada períodohorario.

CÁLCULO DE LOS CARGOS


33


• Disminución del 1% anual de las pérdidas en baja tensión, considerada a través deuna disminución real del 1% en el valor de los cargos.

• Durante los tres primeros años de vigencia de los cargos, el transportador liquidará loscargos al comercializador con base en la energía facturada por este último a losusuarios de ese sistema.

• A partir del cuarto año, si el transportador tiene instalados los equipos que permitanmedir la energía entregada en cada nivel de tensión, facturará los cargos con base enla energía medida, disminuida en los niveles de pérdidas permitidos en cada nivel.

• Si el transportador no instala los equipos de medición antes de terminar el tercer añode vigencia de los cargos, a partir del cuarto año será responsable por el exceso depérdidas entre las que se le reconozcan a los comercializadores usuarios de su red ylas que se presenten en el sistema, valoradas al precio de compra que salga de lafórmula tarifaria para los usuarios del mercado regulado de los respectivoscomercializadores.

TRATAMIENTO DE LAS P ÉRDIDAS


• Actualización mensual con la variación del índice de precios al productor total nacional -IPP.

• A partir del segundo año, se hará un ajuste que refleje los incrementos en productividad delas empresas y la disminución en las pérdidas permitidas:

Donde:

• Ct: Cargo por uso, en precios constantes de la fecha a la que están referidos los cargosaprobados por la Comisión, a cobrar durante el año t de vigencia de los cargos.

• Ct-1: Cargo por uso, en precios constantes de la fecha a la que están referidos los cargosaprobados por la Comisión, correspondiente al año anterior.

• ∆IPSE: Variación porcentual anual del Índice de Productividad del Sector Eléctrico. Parael primer período de regulación, esta variación se asumirá como del 1% anual.

• ∆PR: Variación en las pérdidas reconocidas. Para el primer período regulatoriocorresponde al 1% anual.

ACTUALIZACI ÓN DE LOS CARGOS

)1(1 PRIPSECCtt ∆−∆−= −


34


CONTENIDO



CONTENIDO

• Características del Sector Eléctrico Colombiano• Principios básicos - Redes de transporte• La actividad de transmisión en el Período 1995 - 1999• La actividad de transmisión a partir del año 2000

§ Remuneración del STN§ Modificaciones al Servicio de Conexión§ Competencia en la Expansión de la Transmisión§ Calidad del Servicio STN (Propuesta)§ Restricciones en el STN (Propuesta)§ Pérdidas (Propuesta)

• Experiencias


35


CONTENIDO



• Experiencias


• La CREG establece el ingreso regulado:

• Anualidad a perpetuidad calculada así:

- Plazo: 25 años, con una tasa del 9% anual

- Valor Actual: Costo de Reposición de activos en servicioincrementado en un 5%, para reconocer otrosactivos operativos (no eléctricos)

• AOM:

• Para las inversiones nuevas, la CREG establece un mecanismo delicitación, en el cual el licitante fija el ingreso durante 25 años

2002 2.50% 3.00%

2000

2001

3.00%

2.75%

3.50%

3.25%

zona no salina zona salinaAño

REMUNERACIÓN DE LATRANSMISIÓN

A PARTIR DEL A ÑO 2000RED EXISTENTE EN

OPERACIÓN


36


CAEA: Costo Anual Equivalente del activo bruto eléctrico valorado acosto de reposición con costos unitarios, incrementado este activo enun porcentaje %ANE (5%) reconocido por concepto de activo noeléctrico. Se obtiene de la anualización del Costo de Reposición a 25años y una tasa de descuento del 9% en pesos constantes.

IA CAEA CAET CRE AOM= + + ×[ ] [ ] %

INGRESO ANUAL PARA ACTIVOSEXISTENTES


VCTu.c: Valor Catastral del Terreno de la Unidad Constructivacorrespondiente.

ATUCu.c: Área Típica de la Unidad Constructiva correspondiente. LasÁreas Típicas serán definidas por la CREG en resolución aparte.

%R = 8.5%. Corresponde al valor anual reconocido por concepto deTerrenos. Incluye el costo de adecuación del mismo.

∑ ××=cu

cucu VCTATUCRCAET.

..%



37


Costo de Reposición del Activo Bruto Eléctrico:

CUu.c: Costo Unitario de cada Unidad Constructiva.

Los CU se calcularán en dólares (US$) por UC, se expresarán una vezcalculados en pesos ($) constantes por UC y serán adoptados medianteresolución por la CREG. Revisión cada cinco (5) años, a partir de su primeraadopción oficial.El IA aplicable en un año dado, se expresará en pesos constantes del 31 dediciembre del año inmediatamente anterior y su valor en términos reales sólose ajustará cuando se produzcan cambios en los “Costos Unitarios” vigentes.Actualización mensual con IPP.

[ ]CRE UC CU= ×∑



UNIDADES CONSTRUCTIVAS DEL STN

ÄUnidad Constructiva (UC): Conjunto de elementos queconforman una unidad típica de un sistema eléctrico,orientada a la conexión de otros elementos de la red(Bahías de Línea, Bahías de Transformador, Bahías yMódulos de Compensación, etc), o al transporte (km delínea), o a la transformación de energía eléctrica.

ÄCosto Unitario por Unidad Constructiva (CU): ValorUnitario en el mercado de una Unidad Constructiva($/Unidad Constructiva)

(Resolución CREG 004 de 1999)


38


BahíasÄB. de LíneaÄB. de TransformadorÄB. de CompensaciónMódulo ComúnÄTipo 1: S/E con 6 o menos bahíasÄTipo 2: S/E con 7 o más bahíasBahías ComunesÄB. de TransferenciaÄB. de AcopleÄB. de Seccionamiento

UNIDADES CONSTRUCTIVAS ENSUBESTACIONES

Su valor dependede laCONFIGURACIÓNde la subestación


UNIDADES CONSTRUCTIVAS EN SUBESTACIONES

SUBESTACIÓN LA ESMERALDA

LA ENEAANCÓNSUR 1

LA MESA CHEC 1 CHEC 2

ACTIVOS DE CONEXIÓN

I

II

I

I

II

I

I

I

I

I

I

I

I

I

I

I

I

I I

I I

I

I I

I

I

I

I

I I

I

I

I

I I

I

I I

I

I

I I

I I I

I

I

I

I

I I

I

II

I

I

II

CARTAGO

ACOPLADOR

SAN CARLOS 1

SANCARLOS 2

SECCIONAMIENTO

YUMBO 2LAHERMOSA 1

SANMARCOS

ACOPLADOR

90 MVAAF-1

90 MVAAF-2

ANCÓNSUR 2

I

I

I

I

I

I I

I

I

I

I I

II

I

II

I

YUMBO 3LA

HERMOSA 2

DOS RAMAS DE CONEXIÓN14 BAHÍAS O CAMPOS


39


EQUIPOS DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS ENSUBESTACIONES

Equipo de patioInterruptorSeccionadorSeccionador con cuchillaTransformador de corrienteTransformador de tensiónPararrayos 230kVTrampa de onda de 230kVPLP + telecomunicacionesAislador posteAcero Estructural (Ton)Gabinete medidaGabinete protecciónSCC controlador por campoSistema Registro FallasEquipo conexión ATCables de un módulo


UNIDADES CONSTRUCTIVAS ENSUBESTACIONES

Equipos Módulo Común

Sistema gestion registradoresSistema gestion proteccionesSCC equipo comúnGabinete de Proteccion de barrasTransformador de TensiónPlanta telefónicaSistema de respaldo Telecomun.Kg de aceroServicios auxiliares tipo 1.1Servicios auxiliares tipo 1.2Total FOB equipos comunes


40


FACTORES DE INSTALACI ÓN DE UNIDADESCONSTRUCTIVAS EN SUBESTACIONES

Factor de instalaciónTransporte marítimoSeguro marítimoBodegajeArancelTransporte terrestreSeguro terrestreIva equipos [16% (CIF+ARANCEL)]Montaje, pruebas y puesta en servicioRepuestosObras civilesIngeniería (diseño)InterventoríaAdmón de la ejecución (Asesoría)Costos Financieros


UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y COSTOSUNITARIOS EN SUBESTACIONES 230 kV

C ON FIG U R A C IÓN230KV

M ódulo Com únTipo 1

M ódulo Com únTipo 2

Bahía deLínea

Bahía de Transform ador

Barra Sencilla 2 ,196 ,789 2 ,521 ,768 966 ,3 65 716 ,2 26 Barra Ppal y transferencia 2 ,416 ,718 2 ,741 ,698 1 ,053 ,840 803 ,7 01 Barra Doble 2 ,416 ,718 2 ,758 ,211 1 ,057 ,732 802 ,3 37 Barra Doble + Transferencia 2 ,623 ,636 2 ,948 ,615 1 ,103 ,312 853 ,1 73 Barra Doble + Bypass 2 ,623 ,636 2 ,948 ,615 1 ,142 ,432 892 ,2 93 Interruptor y M edio 2 ,391 ,066 2 ,716 ,045 1 ,189 ,986 939 ,8 47 Anillo 2 ,196 ,789 2 ,521 ,768 1 ,051 ,895 796 ,4 99 Encapsulada Barra Doble 2 ,980 ,580 3 ,305 ,559 1 ,938 ,935

USD Diciembre de 1997


41


UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y COSTOSUNITARIOS EN SUBESTACIONES 500 kV

CONFIGURACIÓN500KV

Módulo ComúnTipo 1

Módulo ComúnTipo 2

Bahía deLínea

Bahía de Transformador

Doble Barra más Transferencia 3,108,383 3 ,221,183 2 ,341,821 1 ,932,084 Interruptor y Medio 3,108,383 3 ,221,183 2 ,901,706 2 ,422,629



Bahías Comunes

UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y COSTOSUNITARIOS EN SUBESTACIONES

BAHÍAS COM UNES 230KV COSTO UNITARIOBahía de Transferencia 426,974 Bahía de Acople 607,515 Bahía de Seccionamiento 621,920 Bahía de Acople Encapsulada 1,012,611 Barra de seccionamiento Encap. 207,054

BAHÍAS COM UNES 230KV COSTO UNITARIOBahía de Acople 1,575,178



42


EQUIPOS UNIDAD CONSTRUCTIVA

UNIDADES CONSTRUCTIVAS EN L ÍNEAS

Eq ui p o

E structu ras (T one ladas de acero por K m )C adenas de a is ladores suspens iónC adenas de a is ladores re tenciónC onducto r (T oneladas de conducto r po r Km )A ccesorios para conducto r y cab le de guardaC ab le de G uarda


Líneas

Äkm de línea 1C 230kVÄkm de línea 2C 230kVÄkm de línea 1C 500kVÄkm de línea 2C (2x1) 230kV


Se hace unadiscriminación según laaltura sobre el nivel delmar.

Nivel 1: 0 - 500 m

Nivel 2: 500 - 2000 m

Nivel 3: más de 2000m


43


FACTOR DE INSTALACI ÓN


Transporte marítimoSeguro marítimoBodegajeArancelTransporte terrestreSeguro terrestreIva equipos [16% (CIF+ARANCEL)]Montaje, pruebas y puesta en servicioRepuestosObras civilesIngeniería (diseño)InterventoríaAdmón de la ejecución (Asesoría)Costos Financieros


UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y COSTOSUNITARIOS EN LÍNEAS

Nivel 1 Nivel 2 Nivel 30 - 500 m * 500 - 2000 m m ás de 2000 m

Línea 230 kV 1 Circuito 99 ,2 40 10 8 ,495 11 9 ,635

Línea 230 kV 2 Circuito 15 3 ,920 17 1 ,009 19 0 ,972

Línea 500 kV 1 Circuito (4x1) 21 3 ,639 24 7 ,913 0

Línea 230 kV 2 Circuito (2x1) 18 6 ,190 21 2 ,284 22 6 ,133

Nota:* A ltu ra so bre e l n ive l de l m a r



44


Nueva Metodología de Cargos por Uso -Definiciones

• Cargo por Uso Monomio. Cargo monomio por unidadde energía, expresado en $/kWh, que remunera elIngreso Regulado del STN.

• Cargos por Uso Monomios Horarios. Cargos por Usopor unidad de energía, expresados en $/kWh ydiferenciados por Período de Carga.


• Cargos por Uso Monomios Horarios pagados por loscomercializadores del SIN.

• Aplicarán sobre la demanda registrada por cadacomercializador del SIN en sus fronteras comerciales, encada uno de los Períodos de Carga, referida a 220 kV.

• Deben garantizar el Ingreso Regulado para latransmisión.

Criterios de los cargos por uso


45


CONTENIDO



• Experiencias


Modificaciones en el Servicio deConexión al STN

• Conexión Profunda. Unidades Constructivasadicionales a las que conforman un Activo de Conexión yrequeridas para responder favorablemente a unasolicitud de conexión de un usuario al STN, sin que laejecución de la obra correspondiente haya sido previstadentro del Plan de Expansión de Referencia.

• Conexión Superficial. Unidades Constructivas queconforman un Activo de Conexión.


46


• Conexiones Superficiales: regulación vigente sobre esta materia.

• Conexiones Profundas: vigencia a partir del 1o. de Enero del año2001. Considerarán los siguientes aspectos:

• Asignación de pagos por concepto de la Conexión Profundaentre el usuario entrante y los comercializadores del SIN.

• Definición del esquema de pago aplicable al usuarioentrante, por concepto del costo de la Conexión Profundaque le sea asignado.

• Mecanismo de incorporación de los pagos por concepto deConexión Profunda que efectúe el usuario entrante, comoparte del Ingreso Regulado de los Transmisores Nacionales.

Modificaciones en el Servicio deConexión al STN


CONTENIDO



• Experiencias


47


• El Ministerio de Minas elabora Pliegos de Condiciones para la ejecución de losproyectos del Plan de Referencia

• Se abre una Convocatoria Pública para que los transmisores nacionalesexistentes, así como los potenciales (nacionales o internacionales) compitan porla construcción, administración, operación y mantenimiento de las obras.

COMPETENCIA EN LA TRANSMISI ÓN

PLAN DE EXPANSI ÓN DE REFERENCIA

• Flexible en el mediano y largo plazo;• adaptado a los cambios que determinen las

condiciones técnicas, económicas, financieras yambientales;

• cumple con los requerimientos de calidad,confiabilidad y seguridad.

• El Plan es aprobado por el Ministerio de Minas yEnergía

Introducción de ELEMENTOS DE EFICIENCIA


COMPETENCIA EN LA TRANSMISI ÓN

• Empresas con objeto socialexclusivo en Transmisión Nacional

• No debe existir vinculacióneconómica entre proponentes

CONVOCATORIA ANUAL:CONVOCATORIA ANUAL:Ministerio de Minas y EnergíaMinisterio de Minas y Energía

OFERTASOFERTAS

Asigna propuesta con menor valorpresente del Ingreso Anual Equivalente

VARIAS OFERTASVARIAS OFERTAS

Se asigna a ISA (CREG aprueba)

UNA SOLA OFERTAUNA SOLA OFERTA


48


CONTENIDO



• Experiencias


CALIDAD EN EL STNConceptos Básicos

n La calidad del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica yConexión se medirá con base en la disponibilidad del equipode transporte y conexión.

n El incumplimiento de las normas y obligaciones relacionadascon la calidad del servicio estará sujeto a compensaciones.

n Las compensaciones por indisponibilidad seránproporcionales al ingreso que recibe el propietario por elactivo correspondiente.

n El ingreso que recibe el propietario por un activo se calculacomo el producto entre la relación de la disponibilidad real delactivo y la disponibilidad meta por el ingreso mensualregulado.


49


DISPONIBILIDAD EN EL STNPropuesta de Nueva Regulación

n Los índices de disponibilidad no se afectan en los siguientescasos:

- Indisponibilidades programadas debidas a trabajos deexpansión de la red

- Indisponibilidades programadas debidas a razonesoperativas por requerimientos de calidad o confiabilidad

- Indisponibilidades forzadas por eventos de fuerza mayor ocasos fortuitos

n El valor de las compensaciones que se causen porindisponibilidad programada o forzada considerarán lossiguientes aspectos:

- El número de salidas de servicio- La duración de la indisponibilidad en minutos


Estándares de Calidad para Líneas de Transmisión (Res. 034/99)

Líneas de Transmisión año 2000 Índice anual dedisponibilidad (%)

Horas anuales deindisponibilidad

Circuito 500 kV 99.02 86

Cto. 220 o 230 kV; longitud > 150 km 99.47 46

Cto. 220 o 230 kV; longitud < 150 km 99.61 34

DISPONIBILIDAD L ÍNEAS DETRANSMISIÓN

Líneas de Transmisión año 2001 Índice anual dedisponibilidad (%)

Horas anuales deindisponibilidad

Circuito 500 kV 99.20 70

Cto. 220 o 230 kV; longitud > 150 km 99.59 36

Cto. 220 o 230 kV; longitud < 150 km 99.70 26


50


0.96

0.97

0.98

0.99

1.00

19

97

19

98

19

99

Disponibilidadlíneas a 230 kV

(longitud < 150 km)

0.96

0.97

0.98

0.99

1.00

19

97

19

98

19

99 0 .96

0 .97

0.98

0.99

1.00

199

7

199

8

199

9

0.997 0.996 0.992

DISPONIBILIDAD L ÍNEAS DETRANSMISIÓN DE ISA


(longitud > 150 km)



Estándares de Calidad para Subestaciones (Res. 034/99)

Unidades Constructivas del STNActivos de Conexión

Años 2000 y 2001

Índice dedisponibilidad (%)

Horas deindisponibilidad

en 2 añosAutotransformador del STN 99.50 88Otras Unidades Constructivas de S/E 99.70 52Activos de Conexión 99.50 88

DISPONIBILIDAD EQUIPOS DESUBESTACIÓN


51


DISPONIBILIDAD EQUIPOS DESUBESTACIÓN DE ISA

0.96

0.97

0.98

0.99

1.00

199

6-19

97

199

7-19

98

199

8-19

99

Transformación deconexión

0.96

0.97

0.98

0.99

1.00

19

96

-19

97

19

97

-19

98

19

98

-19

99

0.995 0.995

Autotransformación del STN


CONTENIDO



• Experiencias


52


RESTRICCIONES EN EL STNPropuesta de Regulación

GSrp Generación disponible proveniente del servicio deRegulación Primaria de Frecuencia

DETERMINACIÓN GENERACIONES DE SEGURIDADDETERMINACIÓN GENERACIONES DE SEGURIDAD ASIGNACIÓNASIGNACIÓN

GS0 Generación asociada con la infraestructura de Nivel IV de losSTR`s y/o SDL`s, o requerimientos de soporte de reactivosen estos sistemas

Operador económicode la redcorrespondiente

GS`0 Generación asociada con la infraestructura de los STR`s y/oSDL`s, o requerimientos de soporte de reactivos en estossistemas, con tensión inferior al Nivel IV

Agente solicitante

GSN-1 Cumplimiento al Criterio Determinístico (N-1) por áreaoperativa del sistema. Hasta donde sea posible, elracionamiento esperado debe ser cero.

Prorrata entre loscomercializadores delárea

GSi Cumplimiento al Criterio Probabilístico (VERPC<10-4) porárea operativa del sistema. Para cada elemento seestablece su impacto en términos de racionamiento en casode falla, así como la probabilidad de falla de dicho elemento

Operador económicodel activocorrespondiente (si laindisponibilidad delactivo supera en horasel estándar exigido)


RESTRICCIONES EN EL STNConceptos Básicos

Restricciones en activos de interconexióninternacional

Negocio de transporte de energíade la empresa operadoraeconómica de la interconexión

Consideraciones de soporte de reactivos oestabilidad del STN

Prorrata entre loscomercializadores del SIN

Exigencia adicional atribuible a una exportacióninternacional

Comercializador que estéexportando

DETERMINACIÓN ASIGNACIÓN

GENERACIONES DE SEGURIDADGENERACIONES DE SEGURIDAD

Requerimientos de regulación secundaria defrecuencia del SIN

Generadores efectivamentedespachados


53


RESTRICCIONESMetodología de evaluación

λ• Tramo 1.• Tramo 2.• Tramo 3.• Trafos

Si Σ Pi x Ri > 10-4, adiciona generaciónde seguridad è Disminuye el límite deintercambio (800 MW - 720 MW - xx MW)

• P=1-e-λ

• λ=NFA/8,760

Evento• P1 x R1• P2 x R2• P3 x R3• P4 x R4

λ1λ2λ3λ4

P

P1P2P3P4

R

R1R2R3R4

Σ Pi x Ri < 10-4

P x R

Racionamiento varía dependiendodel límite de intercambio

%%%%

100%

Peso

----

Total

Costo Sólo en loscasos en queel elementohaya excedidoel valor deindisponibilidadpermitido

Costo de la generaciónrequerida para garantizar elnuevo intercambio

1998 1999


CONTENIDO



• Experiencias


54


PÉRDIDAS EN EL STNConceptos Básicos

n Diferencia entre la sumatoria de las energías importadas yexportadas en el STN (en MWh), medidas en las fronterascomerciales.

n La UPME debe determinar las características técnicasmínimas que se deben cumplir en las convocatorias públicasen lo relacionado con el nivel de pérdidas en el STN.

n Las subestaciones con consumos de energía diferentes a losque se originan por las pérdidas naturales por uso de losequipos, deberán instalar equipos de medida para registrardichos consumosy contratar la compra de dicha energía deacuerdo con la normatividad vigente.


CONTENIDO



55


• A pesar del corto tiempo dado por las primeras resolucionesdel transporte (Resoluciones CREG 001-004 de noviembrede 1994), la implantación inicial del esquema comercial decargos por uso del STN fue exitosa. Salvo contadasexcepciones, rápidamente se construyó la cultura del nuevopago (remuneración de la transmisión en forma separada).

• La implantación de los cargos de conexión fue más lenta(negociación de contratos).

EXPERIENCIAS


• El ingreso regulado aprobado soportó el requerimiento deautofinanciación (40%) de la intensa inversión realizada en elSTN en el periodo 1995-1999 (aproximadamente 1,000MUSD).

• Los cargos negativos a generadores en empresas integradasverticalmente y con problemas de cartera vencida causaroncontroversia sobre el esquema comercial adoptado.

EXPERIENCIAS


56


• Los cargos han servido como referencia para la ubicación dealgunos nuevos proyectos de generación (Termovalle,Termocauca).

• Actualmente, los comercializadores trasladan la totalidad delos cargos por uso del STN a la demanda. Sin embargo, encondiciones de sobreoferta de energía, los generadores nopueden recuperar plenamente los costos en sus precios deenergía. Esta situación ha llevado al retiro del servicio devarias unidades, para un total de 419 MW de generacióntérmica y 250 MW de generación hidráulica.

EXPERIENCIAS


• La metodología actual de cargos por uso presenta comodeficiencias la inestabilidad en las señales, la noincorporación en su desarrollo del criterio de confiabilidad, ysu definición con base en una red mínima ficticia.

Con el fin de subsanar estas deficiencias, la CREG contratóestudios para desarrollar una metodología que incorporaraen forma explícita el criterio de confiabilidad utilizado para laexpansión y operación del sistema, y proveyera señalesequitativas y estables a los diferentes agentes comoresultado de la redefinición del modelo en términos de lacapacidad real del sistema.

EXPERIENCIAS


57


• La presión del mercado condujo a que a partir de enero 1ºdel 2001 los costos totales por uso del STN se trasladendirectamente a los comercializadores y por ende a lademanda mediante la adopción de un cargo estampillanacional y la eliminación de las zonas eléctricas.Se perderán así las señales de ubicación de la generaciónque proveen los actuales cargos por uso.

EXPERIENCIAS


• La actividad de transmisión es objeto de presiones por partede generadores y comercializadores, buscando que sereduzca su costo y se incrementen la calidad y laconfiabilidad.

• La reducción en los costos unitarios de las unidadesconstructivas de la red de transmisión representará unadisminución del 16% del Valor de Reposición a Nuevo de losactivos del Sistema de Transmisión Nacional.

EXPERIENCIAS


58


• Para la definición del Plan de Expansión de Referencia se haconstituido un Comité Asesor de Planeamiento de laTransmisión, compuesto por tres empresas de generación,tres empresas de comercialización y tres empresas detransmisión.Los G y C son los que deciden los nuevos proyectos.

• La participación en la competencia por la expansión de latransmisión en los dos primeros proyectos que salieron aconvocatoria pública ha sido muy baja (sólo un oferenteadicional a ISA, el cual por ley está obligado a participar).Las ofertas han sido superiores a los nuevos costos unitarios.

EXPERIENCIAS


• La liberalización de las telecomunicaciones ha significadouna gran oportunidad para diversificar el negocio hacia esesector. Los sistemas de microondas, fibras ópticas y canalessatelitales soportan la nueva empresa detelecomunicaciones, que ya está prestando servicios decarrier y de valor agregado.

• La decisión tomada en julio de 1999 de privatizar a ISAaceleró el proceso de separación de las actividades delOperador del Sistema (CND) y Operador del Mercado(MEM).

EXPERIENCIAS


59


• Desde sus comienzos, la regulación había previsto un rolactivo del transportador en la reducción/eliminación derestricciones; hoy se tiende a un rol pasivo, pero con algunasresponsabilidades de agente activo.

• Las nuevas exigencias de calidad (disponibilidad) yconfiabilidad (pago de restricciones) conduceninevitablemente a pagos por parte del transportador. Sufunción objetivo será entonces optimizar la gestión paraminimizar dichos pagos.

EXPERIENCIAS


• En la actualidad, sólo tres de las doce empresas propietariasdel STN tienen la transmisión de electricidad como únicoobjeto. Los conflictos de interés al interior de las empresasintegradas verticalmente han impedido la conformación de ungremio de transportadores.

EXPERIENCIAS


60


• A partir del año 2000 las interconexiones internacionalesserán remuneradas como activos de conexión por elimportador y/o exportador de energía que haga uso de ellas.

La viabilidad financiera y comercial de las interconexionesinternacionales dependerá de la armonía de los marcosregulatorios de los países, de tal forma que se asegure laposibilidad de realizar negocios de exportación/importaciónde energía y la recuperación de la inversión del proyecto deinterconexión.

EXPERIENCIAS


• En relación con el transporte de energía eléctrica se esperaque, una vez se emitan las Resoluciones definitivas quereglamentan la Calidad en el Sistema de TransmisiónNacional y la asignación de los sobrecostos operativosocasionados por Restricciones de transmisión, existirá unaregulación bastante madura, quedando sólo pendiente porregular el manejo comercial de la energía reactiva.

EXPERIENCIAS


61


• Prospectos del negocio de transmisión:Ø Recuperación económica a partir del año 2000Ø Reinicio conversaciones de pazØ Reactivación de la demanda de energíaØ Optimización procesos internos - reducción AOMØ Gestionar ajuste % AOMØ DiversificarØ Ganar nuevas convocatorias

• A partir de la escisión prevista para el año 2000, ISA tendráexclusivamente el rol de transportador y deberáespecializarse más en la gestión de la red. Adicionalmente,deberán definirse relaciones operativas con el nuevoOperador del Sistema.

EXPERIENCIAS


• El recaudo de los cargos por uso del STN se ha vistofavorecido sustancialmente por la Resolución CREG 116 de1998, la cual establece la limitación del suministro deelectricidad a comercializadores y/o distribuidores que seencuentren en mora en la cancelación de las cuentas porconcepto de uso del Sistema de Transmisión Nacional o porconexión. Actualmente el nivel de recaudo es del 95%.

EXPERIENCIAS


62


ANEXOReglamentación Básica

en la Transmisión


63



RESOLUCIONES CREG OBJETO

è 001 (Nov. 2 de 1994) • Se reglamenta el transporte de energía eléctrica por elSistema de Transmisión Nacional - STN.

• Se regula la liquidación y administración de las cuentasoriginadas por los cargos por uso del STN.

è 002 (Nov. 2 de 1994) • Se regula el acceso y uso del STN.

• Se establece la metodología de los cargos por uso yconexión y se define el procedimiento para su pago.

è 003 (Nov. 2 de 1994) • Se reglamenta el transporte de energía eléctrica por lossistemas de transmisión regional (STR) y distribución local.

è 004 (Nov. 2 de 1994) • Se regula el acceso y uso de los sistemas de distribuciónde energía eléctrica.

• Se establece la metodología y el régimen de cargos porconexión y uso de los sistemas de distribución y se defineel procedimiento para su pago.




è 059 (Dic. 27 de 1994) • Se aprueban los cargos máximos por uso del STN aaplicar en 1995.

è 012 (Mar. 23 de 1995) • Se aprueba el reglamento para la liquidación yadministración de las cuentas por Uso del STN.

• Se modifica parcialmente la Resolución CREG 001 del 2de noviembre de 1994.

è 025 (Jul. 13 de 1995) • Se establece el Código de Redes como parte delReglamento de Operación del Sistema InterconectadoNacional.

• Está conformado por los códigos de Planeamiento,Conexión, Operación y Medida.


64




è 066 (Dic. 21 de 1995) • Se actualizan los cargos por uso de los sistemas detransmisión de energía eléctrica, aplicables a losgeneradores y comercializadores para el año de 1996.

• Se actualizan los porcentajes de distribución de losingresos correspondientes entre los transportadores delSTN.

• Se modifica el procedimiento para la liquidación de loscargos por uso del STN.

è 030 (Mar. 27 de 1996) • Por la cual se complementan los procedimientos generalespara la asignación de puntos de conexión a los Sistema deTransmisión Nacional, Sistemas de Transmisión Regionalo Sistemas de Distribución Local.




è 058 (Jul. 30 de 1996) • Se aclara el procedimiento de aplicación de los cargos poruso del STN para generadores nuevos.

• A los generadores nuevos se les facturará con loscargos anuales aprobados, con base en la capacidadde transporte que le ha sido asignada, a partir de lafecha de puesta en servicio del proyecto de conexiónpactada en el contrato correspondiente.

• Si el proyecto de generación entra antes de lopactado, los cargos regirán a partir de la puesta enoperación del proyecto de generación.

• Para los comercializadores se aplicará el mismoprocedimiento en cuanto a fechas.


65




è 099 (Nov. 19 de 1996) • Se modifica el procedimiento de asignación del costo delas restricciones.

• Se define la responsabilidad de los transportadores en loscostos de las restricciones asociadas con mantenimientosde líneas y equipos de subestación.

è 008 (Ene. 29 de 1997) • Se ajustan aspectos metodológicos para el cálculo de loscargos por uso del STN.

• Se aprueban los cargos por uso del STN para el período1997 - 2001.

è 099 (Jun. 17 de 1997) • Se establece la metodología para el cálculo de los cargospor uso de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) ySistemas de Distribución Local (SDL).




è 155 (Sep. 11 de 1997) • Se aprueban los costos máximos de reposición a nuevoque se tendrán en cuenta para valorar los activos queforman parte de los STR y SDL.

• Se aprueban los límites máximos de los cargos por uso delos STR y SDL.

è 233 (Dic. 28 de 1997) • Se aprueban los cargos por uso del STN para 1998.

• Se actualiza la distribución del ingreso regulado entre lostransportadores del STN para 1998.

• Se establece el mecanismo para liquidar los cargoscorrespondientes a la demanda cubierta por plantasmenores y cogeneradores.


66




è 051 (Abr. 14 de 1998) • Se aprueban los principios generales y el procedimientopara definir el plan de expansión de referencia del STN.

• Se establece la metodología para determinar el ingresoregulado por concepto de uso del STN.

• Se viabiliza la competencia en la transmisión.

è 056 (May. 19 de 1998) • Se reglamenta el retiro y reincorporación de plantas y/ounidades de generación del mercado mayorista deelectricidad.

è 057 (May. 19 de 1998) • Se aprueban las disposiciones reglamentarias aplicables alas interconexiones internacionales.




è 070 (May. 28 de 1998) • Se establece el Reglamento de Distribución de EnergíaEléctrica, como parte del Reglamento de Operación delSIN.

è 126 (Dic. 23 de 1998) • Se aprueban los Cargos por Uso del Sistema deTransmisión Nacional aplicables durante el año 1999 y seactualiza la Distribución del Ingreso entre lostransportadores propietarios de activos del Sistema deTransmisión Nacional.

è 004 (Ene. 28 de 1999) • Se aclaran y/o modifican las disposiciones establecidas enla Resolución CREG-051 de 1998.

è 026 (Jun. 21 de 1999) • Se adopta la metodología para establecer los costosunitarios de las unidades constructivas del STN.

Electricidad. Sistemas Eléctricos Interconectados LA...

Documents

Transcript of Electricidad. Sistemas Eléctricos Interconectados LA...