La transmisión y su impacto en el costo de suministro eléctrico - Eric Ahumada - VP Desarrollo Negocios - CIGRE
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La transmisión y su impacto en el costo de
suministro eléctrico
Eric Ahumada - VP Desarrollo Negocios
11 de noviembre de 2013
Agenda
1 Transelec
2 Escenario energético del SIC
3 Desafíos para el sistema de transmisión
4 Optimización del uso del sistema de transmisión existente
5 Impacto de la transmisión en los precios de suministro
6 Conclusiones
2
1. Transelec
Situación al 31.10.2013
500kV
• Mayor empresa de transmisión eléctrica de Chile 1002
km
• 9.270 Km líneas y 55 subestaciones 100%
SING: 1.234 km y 4 subestaciones
220kV
SIC: 8.036 km y 51 subestaciones
5983
• 14.539 MVA en capacidad de transformación
km 51%
154kV
Enorme esfuerzo Valor de 3.181
de inversión en los Inversión (VI) 1208
km
en MM US$
últimos 12 años
triplicando su base 86%
929
de activos 66/110kV
11%
1077
km
2000 2012
Valores en millones de US$ al 31-dic de cada año
Fuente: Memoria 2012 - Transelec
3
2. Escenario energético del SIC
Confiabilidad del Sistema Troncal
Sin Seguridad y Congestionado
Período de Transición Mediano Plazo
Congestionado
Sin Seguridad de Servicio Hoy 2014 – 2017 2018
Confiable
Cardones
Maitencillo
P. Azúcar
Las Palmas
Quillota
Polpaico
A.Jahuel
154 kV 500 kV
Ancoa-Itahue
Charrúa
Temuco
P.Montt
4
2. Escenario energético del SIC
Desarrollo del Sistema Troncal 2014-2020
D. Almagro
C. Pinto
2018 145
CER
Cardones
135
Maitencillo
Obras nuevas en licitación y construcción
P. Colorada 125 no resuelven el problema de congestión en
P. Azúcar el norte del SIC en el período 2014-2017
115
Las Palmas
2018
Los Vilos 105 2014
Nogales
95 2016
Quillota
2018
Polpaico 85
A Rapel 2020
C. Navia
75
Chena Lo
Aguirre 65
Alto Jahuel
Cardones 220
Quillota 220
Alto Jahuel 220
Alto Jahuel 500
Charrua 220
Charrua 500
Polpaico 220
Polpaico 500
Maitencillo 220
Cerro Navia 220
Ancoa 220
Ancoa 500
Nogales 220
Puerto Montt 220
Las Palmas 220
Valdivia 220
Diego de Almagro 220
Pan de Azucar 220
Los Vilos 220
Temuco 220
2014
Ancoa
Colbún
2018
Charrúa
Temuco
Cautín 2021?
Ciruelos
2018 Sistema Troncal Existente
Valdivia
Obras Nuevas Troncales en Construcción
Rahue Pichirropulli Proyectos en estudio sistema 500 kV
P. Montt CER
Transformaciones 500/220 kV en Licitación
5
3. Desafíos para el sistema de transmisión
Trazado, propietarios y comunidades
Dificultades crecientes para construir nuevas líneas de transmisión:
LÍNEA DE TRANSMISIÓN LONGITUD PROPIETARIO PLAZO ORIGINAL PLAZO REAL
kilómetros meses meses
Charrúa-Cautín 220 kV 200 Transchile 37 56
El Rodeo-Chena 220 kV 20 Transelec 31 49
Nogales-Polpaico 220 kV 90 Transelec 24 42
Ancoa-Alto Jahuel 500 kV 260 Elecnor 39 51 (en construcción)
Nuevas líneas centro-norte 150 a 750 ISA, Elecnor, Eletrans 60 ?
Nuevas líneas zona sur 85 Eletrans 66 ???
Desafíos:
o Plazos de tramitación de concesiones eléctricas exceden los 120 Modificación Ley de
días señalados en la Ley (real: 2 a 3 años) Concesiones
o Larga tramitación de proyectos genera especulación de Eléctricas
intermediarios en la negociación de servidumbres (publicada DO 14.10.2013)
o Definición de la ruta de nuevas líneas de transmisión
o Diseño con visión de largo plazo y sustentabilidad Proyecto de Ley de
o Aprobación del estudio de impacto ambiental Carretera Eléctrica
(en el Congreso)
o Participación ciudadana en la validación de nuevas obras
6
3. Desafíos para el sistema de transmisión
Proyecto de Ley Carretera Eléctrica Pública
Es un concepto jurídico, no
físico, que le debería permitir
al Estado tener un rol activo en: • Denominar algunas expansiones troncales
Estudio de
como “instalaciones de utilidad pública”
• Planificación de nuevas Transmisión
• Conexión a zonas de generación o consumos
líneas con holguras Troncal
(ETT) • Periodo de planificación aumentará de 10 a 20
• Definición de los trazados años como mínimo
de nuevas líneas con
anticipación a la licitación
de su construcción y • Estado definirá nuevas líneas para aplicar
Estudio de
concepto Carretera Eléctrica
operación Franja
• Determinará la mejor alternativa de trazado
• Fomento de polos de Troncal
(EFT) • EFT lo realizará un Consultor elegido a través
generación ERNC de una licitación internacional
Aún falta incorporar aspectos de la Evaluación Ambiental Estratégica con respecto a:
• Evaluación ambiental de los nuevos trazados
• Participación ciudadana para validar los nuevos trazados
7
3. Desafíos para el sistema de transmisión
Conexión de Polos de Generación ERNC
• Distintas fechas de puesta en servicio
• Si cada proyecto construyera una
línea, aumenta el costo de inversión y
el impacto medioambiental (muchas
líneas por la misma ruta)
• Diseño con holguras iniciales
• Línea 220 kV adecuada para conectar
más de 100 MW
8
4. Optimización del uso del sistema de transmisión existente
Principales desafíos
La urgente necesidad de anticipar soluciones a las congestiones: el escenario de
suministro 2014–2018 será atendido con la red existente por lo que es urgente anticipar
soluciones a las congestiones proyectadas (costos de operación y costos marginales altos)
La Ley de Concesiones y el Proyecto de Ley Carretera Eléctrica Pública no solucionan
este problema en el Mediano Plazo: sí ayudarán en el desarrollo de nuevas líneas
El aumento de capacidad de la red de transmisión existente es una solución sustentable y
económicamente eficiente, que puede ayudar a reducir los altos costos de generación en
algunas zonas y la conexión de nuevas centrales (convencionales y ERNC).
Incorporación de Nuevas tecnologías FACTS
Aumento de capacidad de líneas y equipos existentes
Integración confiable para ERNC
Los aumentos de capacidad deben cumplir con los estándares establecidos en la Norma Técnica
de Seguridad y Calidad de Servicio (NTS&CS) para asegurar un suministro confiable
9
4. Optimización del uso del sistema de transmisión existente
Nuevas tecnologías: SVC Plus Diego de Almagro – Upgrade CCSS Ancoa
Uso de FACTS para levantar restricción por Aumento de transmisión levantando restricción de
estabilidad de tensiones capacidad de compensación reactiva serie
ANCOA 500
PAPOSO
DIEGO DE Límite térmico compensación
ALMAGRO serie (CCSS) de 1350 MW
SVC
CARRERA PINTO PLUS Límite térmico línea de
transmisión de 1800 MW
ΔQ = 140 MVAr ΔP = 80 MW
CARDONES CHARRÚA 500
LÍMITE POR ESTABILIDAD: 340 MW
LÍMITE ESTABILIDAD + EDAC: 381 MW
NUEVO LÍMITE CON SVC PLUS: 420 MW
ANCOA 500 ΔQ = 90 MVAr
MAITENCILLO
Upgrade de capacidad CCSS
y TTCC a 1800 MW
• Instalación de equipo SVC Plus permite
aumentar transferencias hasta 420 MW ΔQ = 65 MVAr
• Si se aumenta la capacidad de tercer circuito
de la línea a 290 MVA, junto a la instalación CHARRÚA 500
del SVC de Cardones, se podría aumentar el
límite de transmisión hasta 500 MW Línea apta para transmitir 1800 MW (ΔP=450 MW)
10COSTOS MARGINALES EN US$/MWh
4. Optimización del uso del sistema de transmisión existente
2013 2015 2017
Ampliación de líneas críticas para reducir congestiones en el norte del SIC
COSTOS MARGINALES EN US$/MWh
2013 2015 2017
220
• Demanda de proyectos 160 160
210 205 194
mineros en el norte del SIC
aumentará transferencias desde
220
el centro 160 160
210 205 194
• Desacople de costos 139 139
197
145
199 174
marginales del sistema
• Congestión de tramos dificulta 197 199 174
145
la inyección de fuentes ERNC 139 139
(importante capacidad instalada
199 202
de centrales eólicas) 140 140 142 170
• Es necesario aumentar la
capacidad de transmisión de la 199
142
202
170
140 140
línea 220 kV Nogales – Pan de DESACOPLES DEBIDOS A CONGESTIÓN
Azúcar manteniendo los 95 94 92 96 93 96 ACTUAL
estándares de seguridad y
AMPLIACIÓN
calidad de servicio (criterio N-1) P. AZÚCAR - NOGALES
95 94 92 96 93 96 ACTUAL
95 94 92 95 93 95
¿Cómo abordar este desafío? AMPLIACIÓN
P. AZÚCAR - NOGALES
92 91 88 91 90 92
95 94 92 95 93 95
92 91 88 91 90 92
114. Optimización del uso del sistema de transmisión existente
Soluciones para ampliar capacidad de líneas críticas del SIC
Intervención de torres con línea energizada
Uso de conductor de baja flecha
• Aumenta casi 2,5 veces la capacidad de la línea
sin mayores modificaciones estructurales
• Conlleva aumento de pérdidas
• Si se usa esta solución en Nogales – Pan de
Azúcar, se requiere compensación FACTS en
Pan de Azúcar de ±200 MVAr
• Ambas soluciones (por separado o en conjunto) pueden ser utilizadas en otros tramos críticos
como: Maitencillo – Cardones, Pan de Azúcar – Maitencillo o Lo Aguirre – Cerro Navia
• También se deben verificar la Capacidad Térmica de Elementos Serie y estudiar la Necesidad
de Compensación de Reactivos
124. Optimización del uso del sistema de transmisión existente
Integración confiable de ERNC
PAN DE AZÚCAR
• Monitoreo de la temperatura
DYNAMIC LINE RATING
de operación de la línea
LÍMITE N-1: 224 MVA
permite despacharla por sobre
su capacidad nominal 450
Capacidad [MVA]
400
• Correlación entre viento y 350
TALINAY
94 MW
ARRAYÁN enfriamiento de la línea 300
100 MW 250
• Se logran aumentos menores, I2 ·
200
por lo que se adecúa más a
R 150
100
CAPACIDAD líneas adicionales
0 5 10 15
Horas (UTC)
20 25
EÓLICAS (2014):
355 MW
MTE. REDONDO
CANELA I - II
38 MW ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA • Permite mitigar la intermitencia
78 MW
de inyección eólica
• Control de las transferencias:
TOTORAL
45 MW permite operación N-1 y evitar
vertimiento eólico
LAS PALMAS
• Control de tensiones en forma
BESS
local, dado que el BESS puede
operar en los cuatro
cuadrantes P-Q
Desde el centro del SIC
134. Optimización del uso del sistema de transmisión existente
Reconversión de líneas HVAC a HVDC
Año 2019: Sistema 500kV Charrúa – Ancoa – Alto Jahuel con 4 circuitos HVAC
CHARRÚA 500kV ANCOA 500KV ALTO JAHUEL 500kV a b c
~ 3500 MW ~ 3500 MW
Año 2030: Sistema AC 3x500 kV y Sistema DC ±500 kV
CHARRÚA 500kV ALTO JAHUEL 500kV
Estación AC/DC Estación DC/AC
~ 3.000 MW
Polo(+ Polo(-)
)
Retorno
metálico
~ 2500 MW ANCOA 500kV ~ 2500 MW
• La dificultad para construir líneas se incrementará con el tiempo, lo que refuerza la necesidad de
maximizar la transmisión de energía haciendo uso de corredores existentes 145. Impacto de la transmisión en los precios de suministro
Transmisión y Subtransmisión en Tarifas al Consumidor
Precio al Consumidor Final
TARIFA BT-1 (Santiago, Octubre 2013)
$/kWh % Actual
Energía 46,1 56% Con Sistema
Distribución 16,6 20% Transmisión
Subtransmisión 5,3 7% Robusto
Troncal 0,8 1%
IVA 13,1 16% GENERACION
Tarifa BT1 81,9 100%
TRONCAL
Asignación costos del Sistema Troncal (VATT)
SUBTRANSMISION
$/KWh %
Demanda 1,0 1,2%
Generación 1,7 2,2% DISTRIBUCION
Total 2,8 3,4%
Impacto de un sistema de transmisión robusto (de capacidad suficiente):
• Minimiza congestiones y facilita conexión de nuevos generadores
• Reduce el precio de generación (por mayor competencia y menos congestiones)
• Aumenta levemente el costo troncal pagado por cliente final (red más robusta y más segura)
155. Impacto de la transmisión en los precios de suministro
Polos de Desarrollo ERNC e impacto en Tarifas al Consumidor
Ejemplo: POLOS ERNC NÚMERO DE NUDO CAPACIDAD INVERSIÓN
POLO POZO ALMONTE CENTRALES CONEXIÓN MW LÍNEA
MMUS$
Pozo Almonte 10 Lagunas 562 60
SING
Calama 13 Encuentro 888 60
Cabo Leones 4 Maitencillo 800 55
Lebu 12 Esperanza 745 90
SIC
Osorno 15 Rahue 249 50
Chiloé 9 P. Montt 761 130
Efecto en la cuenta mensual de un consumidor
― Proyecto instalaciones Troncales por Extensión. residencial (200 kWh), suponiendo uso inicial de la
― Línea de Transmisión Troncal existente.
generación de sólo 25% de capacidad de línea
PROYECTO TIPO ESTADO MW
ALMONTE Eólica SEIA en calificación 75
POLOS INVERSIÓN COSTO % CUENTA
ATACAMA SOLAR Eólica SEIA aprobado 250
HUAYCA Eólica SEIA aprobado 8
ERNC MMUS$ MENSUAL MENSUAL
LA TIRANA SOLAR Eólica SEIA en calificación 30
PICA Eólica SEIA aprobado 90 SING 120 $ 82 0,3%
POZO ALMONTE SOLAR 1 Solar SEIA aprobado 9
POZO ALMONTE SOLAR 2 Solar SEIA aprobado 8 SIC 325 $ 62 0,3%
POZO ALMONTE SOLAR 3 Solar SEIA aprobado 17
SALAR DE HUASCO Solar SEIA aprobado 30
WARA III Solar SEIA en calificación 45
TOTAL 562 16
Fuente: Estimaciones Transelec6. Conclusiones
La Transmisión es el segmento de mayor rentabilidad social con beneficios para el
consumidor final dada la mayor competencia que produce en el sector generación
El Proyecto de Ley Carretera Eléctrica Pública permitiría un rol activo del Estado en la
planificación de nuevas líneas con visión de largo plazo y fomento a polos de generación y
demanda (por ej.: nueva línea 500 kV Charrúa – P. Montt en consideración de ser incluida
en Plan de Expansión Troncal)
El aumento de capacidad de la red de transmisión existente y la reutilización de las
franjas es una necesidad urgente, sustentable y eficiente, que puede ayudar a reducir los
altos costos de generación en algunas zonas y la conexión de nuevas centrales
Adicionalmente se necesita mejorar la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de
Servicio para asegurar Robustez y Operación Segura en todos los segmentos de
transmisión
17Muchas gracias
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