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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
2
1 Transelec
2 Escenario energético del SIC
3 Desafíos para el sistema de transmisión
4 Optimización del uso del sistema de transmisión existente
Impacto de la transmisión en los precios de suministro
6 Conclusiones
5
1. TranselecSituación al 31.10.2013
3
• Mayor empresa de transmisión eléctrica de Chile
• 9.270 Km líneas y 55 subestaciones
SING: 1.234 km y 4 subestaciones
SIC: 8.036 km y 51 subestaciones
• 14.539 MVA en capacidad de transformación
2000 2012
929
3.181Valor de
Inversión (VI)en MM US$
Valores en millones de US$ al 31-dic de cada año
Fuente: Memoria 2012 - Transelec
Enorme esfuerzo
de inversión en los
últimos 12 años
triplicando su base
de activos
51%
86%
500kV
220kV
154kV
66/110kV
1002
km
5983
km
1208
km
1077
km
100%
11%
2. Escenario energético del SICConfiabilidad del Sistema Troncal
4
154 kV
Hoy
Cardones
Maitencillo
P. Azúcar
Quillota
A.Jahuel
Polpaico
Ancoa-Itahue
Charrúa
Temuco
P.Montt
500 kV
Las Palmas
20182014 – 2017
Período de Transición Mediano PlazoSin Seguridad y Congestionado
Congestionado
Sin Seguridad de Servicio
Confiable
65
75
85
95
105
115
125
135
145
Die
go d
e A
lmag
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20
Car
do
nes
22
0
Mai
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22
0
Pan
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Azu
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22
0
Las
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mas
22
0
Los
Vilo
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20
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20
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22
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50
0
Ch
arru
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20
Ch
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00
Tem
uco
22
0
Val
div
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20
Pu
erto
Mo
ntt
22
0
2014
2016
2018
2020
2. Escenario energético del SICDesarrollo del Sistema Troncal 2014-2020
5
Rahue
D. Almagro
C. Pinto
Cardones
Maitencillo
P. Colorada
P. Azúcar
Las Palmas
Los Vilos
Nogales
Quillota
Polpaico
Alto Jahuel
C. Navia
Chena
Temuco
Valdivia
Cautín
Charrúa
P. Montt
Ciruelos
CER
CER
Pichirropulli
Lo
Aguirre
Ancoa
Colbún
A Rapel
Proyectos en estudio sistema 500 kV
Obras Nuevas Troncales en Construcción
Sistema Troncal Existente
Obras nuevas en licitación y construcción
no resuelven el problema de congestión en
el norte del SIC en el período 2014-2017
2018
2021?
2014
2018
2018
2018
Transformaciones 500/220 kV en Licitación
3. Desafíos para el sistema de transmisión
Trazado, propietarios y comunidades
6
Dificultades crecientes para construir nuevas líneas de transmisión:
Desafíos:
o Plazos de tramitación de concesiones eléctricas exceden los 120
días señalados en la Ley (real: 2 a 3 años)
o Larga tramitación de proyectos genera especulación de
intermediarios en la negociación de servidumbres
o Definición de la ruta de nuevas líneas de transmisión
o Diseño con visión de largo plazo y sustentabilidad
o Aprobación del estudio de impacto ambiental
o Participación ciudadana en la validación de nuevas obras
LÍNEA DE TRANSMISIÓN LONGITUD
kilómetros
PROPIETARIO PLAZO ORIGINAL
meses
PLAZO REAL
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 ???
Modificación Ley de
Concesiones
Eléctricas(publicada DO 14.10.2013)
Proyecto de Ley de
Carretera Eléctrica(en el Congreso)
3. Desafíos para el sistema de transmisiónProyecto de Ley Carretera Eléctrica Pública
7
• Denominar algunas expansiones troncales
como “instalaciones de utilidad pública”
• Conexión a zonas de generación o consumos
• Periodo de planificación aumentará de 10 a 20
años como mínimo
Estudio de
Franja
Troncal
(EFT)
• Estado definirá nuevas líneas para aplicar
concepto Carretera Eléctrica
• Determinará la mejor alternativa de trazado
• EFT lo realizará un Consultor elegido a través
de una licitación internacional
Estudio de
Transmisión
Troncal
(ETT)
Es un concepto jurídico, no
físico, que le debería permitir
al Estado tener un rol activo en:
• Planificación de nuevas
líneas con holguras
• Definición de los trazados
de nuevas líneas con
anticipación a la licitación
de su construcción y
operación
• Fomento de polos de
generación ERNC
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
8
• 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
3. Desafíos para el sistema de transmisiónConexión de Polos de Generación ERNC
4. Optimización del uso del sistema de transmisión existentePrincipales desafíos
9
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
10
4. Optimización del uso del sistema de transmisión existenteNuevas tecnologías: SVC Plus Diego de Almagro – Upgrade CCSS Ancoa
CARDONES
CARRERA PINTO
DIEGO DE
ALMAGRO
PAPOSO
LÍMITE POR ESTABILIDAD: 340 MW
LÍMITE ESTABILIDAD + EDAC: 381 MW
SVC
PLUS
NUEVO LÍMITE CON SVC PLUS: 420 MW
MAITENCILLO
Uso de FACTS para levantar restricción por
estabilidad de tensiones
ΔQ = 140 MVAr ΔP = 80 MW
Aumento de transmisión levantando restricción de
capacidad de compensación reactiva serie
ANCOA 500
CHARRÚA 500
Límite térmico compensación
serie (CCSS) de 1350 MW
Límite térmico línea de
transmisión de 1800 MW
ANCOA 500
CHARRÚA 500
Upgrade de capacidad CCSS
y TTCC a 1800 MW
ΔQ = 65 MVAr
ΔQ = 90 MVAr
Línea apta para transmitir 1800 MW (ΔP=450 MW)
• Instalación de equipo SVC Plus permite
aumentar transferencias hasta 420 MW
• Si se aumenta la capacidad de tercer circuito
de la línea a 290 MVA, junto a la instalación
del SVC de Cardones, se podría aumentar el
límite de transmisión hasta 500 MW
11
93 9692 9695 94
202170199
142140 140
199 174197145139 139
205 194220 210160 160
2013 2015 2017
COSTOS MARGINALES EN US$/MWh
ACTUAL
AMPLIACIÓNP. AZÚCAR - NOGALES
90 9288 9192 91
93 9592 9595 94
DESACOPLES DEBIDOS A CONGESTIÓN
• Demanda de proyectos
mineros en el norte del SIC
aumentará transferencias desde
el centro
• Desacople de costos
marginales del sistema
• Congestión de tramos dificulta
la inyección de fuentes ERNC
(importante capacidad instalada
de centrales eólicas)
• Es necesario aumentar la
capacidad de transmisión de la
línea 220 kV Nogales – Pan de
Azúcar manteniendo los
estándares de seguridad y
calidad de servicio (criterio N-1)
4. Optimización del uso del sistema de transmisión existenteAmpliación de líneas críticas para reducir congestiones en el norte del SIC
¿Cómo abordar este desafío?
93 9692 9695 94
202170199
142140 140
199 174197145139 139
205 194220 210160 160
2013 2015 2017
COSTOS MARGINALES EN US$/MWh
ACTUAL
AMPLIACIÓNP. AZÚCAR - NOGALES
90 9288 9192 91
93 9592 9595 94
12
Intervención de torres con línea energizada
• 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
4. Optimización del uso del sistema de transmisión existenteSoluciones para ampliar capacidad de líneas críticas del SIC
Uso de conductor de baja flecha
13
ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA
PAN DE AZÚCAR
TALINAY
94 MWARRAYÁN
100 MW
LAS PALMAS
MTE. REDONDO
38 MWCANELA I - II
78 MW
TOTORAL
45 MW
Desde el centro del SIC
LÍMITE N-1: 224 MVA
CAPACIDAD
EÓLICAS (2014):
355 MW
BESS
4. Optimización del uso del sistema de transmisión existenteIntegración confiable de ERNC
• Permite mitigar la intermitencia
de inyección eólica
• Control de las transferencias:
permite operación N-1 y evitar
vertimiento eólico
• Control de tensiones en forma
local, dado que el BESS puede
operar en los cuatro
cuadrantes P-Q
0 5 10 15 20 25100
150
200
250
300
350
400
450
Horas (UTC)
Capacid
ad [M
VA
]
I2·
R
• Monitoreo de la temperatura
de operación de la línea
permite despacharla por sobre
su capacidad nominal
• Correlación entre viento y
enfriamiento de la línea
• Se logran aumentos menores,
por lo que se adecúa más a
líneas adicionales
DYNAMIC LINE RATING
14
CHARRÚA 500kV ANCOA 500KV ALTO JAHUEL 500kV
~ 3500 MW
b ca
~ 3500 MW
Año 2019: Sistema 500kV Charrúa – Ancoa – Alto Jahuel con 4 circuitos HVAC
• 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
4. Optimización del uso del sistema de transmisión existenteReconversión de líneas HVAC a HVDC
Año 2030: Sistema AC 3x500 kV y Sistema DC ±500 kV
ANCOA 500kV~ 2500 MW ~ 2500 MW
~ 3.000 MWEstación AC/DC Estación DC/AC
CHARRÚA 500kV ALTO JAHUEL 500kV
Polo(+
)Polo(-)
Retorno
metálico
15
TARIFA BT-1 (Santiago, Octubre 2013)
Con Sistema
Transmisión
Robusto
Actual
GENERACION
TRONCAL
SUBTRANSMISION
DISTRIBUCION
Precio al Consumidor Final
$/kWh %
Energía 46,1 56%
Distribución 16,6 20%
Subtransmisión 5,3 7%
Troncal 0,8 1%
IVA 13,1 16%
Tarifa BT1 81,9 100%
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)
Asignación costos del Sistema Troncal (VATT)
$/KWh %
Demanda 1,0 1,2%
Generación 1,7 2,2%
Total 2,8 3,4%
5. Impacto de la transmisión en los precios de suministroTransmisión y Subtransmisión en Tarifas al Consumidor
16
POLOS
ERNC
INVERSIÓN
MMUS$
COSTO
MENSUAL
% CUENTA
MENSUAL
SING 120 $ 82 0,3%
SIC 325 $ 62 0,3%
Efecto en la cuenta mensual de un consumidor
residencial (200 kWh), suponiendo uso inicial de la
generación de sólo 25% de capacidad de línea
POLOS ERNC NÚMERO DE
CENTRALES
NUDO
CONEXIÓN
CAPACIDAD
MW
INVERSIÓN
LÍNEA
MMUS$
SINGPozo Almonte 10 Lagunas 562 60
Calama 13 Encuentro 888 60
SIC
Cabo Leones 4 Maitencillo 800 55
Lebu 12 Esperanza 745 90
Osorno 15 Rahue 249 50
Chiloé 9 P. Montt 761 130
Fuente: Estimaciones Transelec
― Proyecto instalaciones Troncales por Extensión.
― Línea de Transmisión Troncal existente.
PROYECTO TIPO ESTADO MW
ALMONTE Eólica SEIA en calificación 75
ATACAMA SOLAR Eólica SEIA aprobado 250
HUAYCA Eólica SEIA aprobado 8
LA TIRANA SOLAR Eólica SEIA en calificación 30
PICA Eólica SEIA aprobado 90
POZO ALMONTE SOLAR 1 Solar SEIA aprobado 9
POZO ALMONTE SOLAR 2 Solar SEIA aprobado 8
POZO ALMONTE SOLAR 3 Solar SEIA aprobado 17
SALAR DE HUASCO Solar SEIA aprobado 30
WARA III Solar SEIA en calificación 45
TOTAL 562
Ejemplo:
POLO POZO ALMONTE
5. Impacto de la transmisión en los precios de suministroPolos de Desarrollo ERNC e impacto en Tarifas al Consumidor
6. Conclusiones
17
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
Muchas gracias