líneas de transmisión compartidas- oportunidades y...

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Líneas de transmisión compartidas-oportunidades y dificultades-

el caso Aysén

5 Agosto 2008

Rodrigo Moreno & *, Hugh Rudnick +, Christos Vasilakos*,

Sebastian Mocarquer &, Jorge Moreno &

& Systep Ingeniería y Diseños Chile, *Imperial College London, + Pontificia Universidad Católica de Chile

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Tabla de contenidos

�Motivación

�Conceptos básicos de mercados eléctricos, transmisión y acceso

�Las líneas adicionales y su regulación en Chile

�Descripción de la problemática y de la base de una potencial solución

�El caso Aysén

�Cambios regulatorios y conclusiones

Potencial Aysén 10.000 MW-Hidroaysén 2.750 MW

-Energía Austral 1.154 MW-AES Gener

Los desafíos de la transmisión adicional

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Línea de transmisión DC de 2000 km.

� Tribunal de Defensa de la Libre Competencia� Analiza la línea de transmisión de Hidroaysén en cuanto podría

implicar restricciones a la competencia

� Endesa argumenta que es técnicamente inviable construir una línea de transmisión que vaya a tener holguras de capacidad que pudiesen ser licitadas. Transelec argumenta que líneas DC no son escalables (ampliables incrementalmente)

� La Fiscalía Nacional Económica identifica la línea como una barrera de entrada relevante, un efecto disuasivo a la entrada de nuevos competidores en la XIª Región, pues constituiría un activo esencial (una facilidad o infraestructura sin la que los competidores no pueden proveer servicios a sus clientes). La CNE también la califica como activo esencial.


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� Tribunal de Defensa de la Libre Competencia� Considera indispensable establecer la factibilidad de que

terceros puedan competir ingresando con proyectos de generación hidroeléctrica en la zona austral y que operen en la base del sistema.

� Reconoce que diseño “exclusorio” de la línea de transmisión por parte de Hidroaysén podría implicar un riesgo, al constituirse en un obstáculo para otras centrales en Aysén

� Estima que la construcción de la línea siempre será más eficiente, desde el punto de vista de la asignación de recursos, si en forma previa a definir su diseño y construcción se evalúa la capacidad socialmente óptima de la misma, permitiendo la posibilidad que la línea sea ampliada o diseñada en forma escalable, en función de quienes estén dispuestos a financiar estas opciones.


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� Tribunal de Defensa de la Libre Competencia� Existen condiciones particulares a la explotación del potencial

hidroeléctrico que hace que líneas que normalmente se considerarían adicionales y, por tanto, parte de un proyecto específico de generación, puedan tener características propias de una instalación esencial.

� Instruye procedimiento para garantizar acceso abierto a terceros(procedimiento que garantice, en la medida de lo posible, un efectivo acceso abierto a terceros, y no restrinja el acceso de éstos al mercado, debiendo definirse previamente su dimensionamiento óptimo).

� Procedimiento inaplicable (da plazo de seis meses)- wishfulthinking


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El potencial renovable del norte

potencial solar

potencial eólico

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Desarrollo de la transmisión adicional

� Chile y su loca geografía� La geografía de Chile limita la proliferación de grandes

corredores de transmisión

� Necesidad de compartir líneas de transmisión, particularmente adicionales� ¿Están los incentivos para compartirlas?

� ¿Es adecuada la regulación de la transmisión adicional, particularmente cuando puede constituirse como instalación esencial?

� Las líneas de transmisión podrían ampliarse� ¿Hay restricciones tecnológicas en ello?

� ¿Están los incentivos para considerarlas?

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Tabla de contenidos

�Motivación




�El caso Aysén


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Conceptos Básicos de Mercados

� El desarrollo de un mercado competitivo, con los incentivos adecuados, ha identificado:� Competencia en generación (y comercialización)

� Regulación de imperfecciones que presenten los distintos segmentos del mercado (particularmente mercados monopólicos en transmisión y distribución)

� Romper la integración vertical en la cadena fue/es uno de los principales objetivos de la desregulación hacia mercados competitivos

Mercado Eléctrico

Gencos

Transco

Discos

$

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Conceptos Básicos de Mercados

� Sin embargo, el diseño de cualquier esquema de mercado debe necesariamente orientar el accionar de los privados a la solución de mínimo costo total de suministro, en ausencia de riesgo (óptimo global e integral de mercado)

G

D

G T

D

Incorrecto diseño de mercado

Correcto diseño de mercado Diseño centralizado

GT T

D

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Conceptos Básicos en Transmisión

El sistema de transmisión como base de la competencia:

� Interconectar puntos de demanda y oferta que se encuentran en distintos lugares físicos (dada la distribución de los recursos)

� Aprovechar la producción de energía de grandes bloques de energía lejos de los centros de consumo

� Permitir la competencia en generación dando acceso abierto e indiscriminado a todos los participantes y así converger a un sistema de mínimo costo social

� Interconectar generación en localidades remotas para competir con generación local � La transmisión introduce competencia con la generación local al

integrar energía mas barata.

G G

Exceso de generación barata para la demanda

Capacidad instalada y demanda equilibradas

Transmisor compite con generación local inyectando energía barata

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Conceptos Básicos en Transmisión

� El sistema de transmisión nace con el fin de minimizar costos de abastecimiento (i.e. maximizar el beneficio del sistema):

� El transmisor podría tomar ventaja de las diferencias de precio entre los distintos mercados, y decidir su inversión y operación acorde

� No obstante, como es un negocio monopólico, es regulado en su accionar en las redes comunes

G G

G

G G

G

Costo de Generación Costo de Generación + Transmisión≥

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Tabla de contenidos

�Motivación




�El caso Aysén


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Regulación de la Transmisión en Chile

� En Chile el sistema de transmisión es dividido en tres segmentos:� Transmisión troncal� Subtransmisión� Transmisión adicional

� Son de acceso abierto sólo los sistemas de transmisión troncal y subtransmisión

� Transmisión adicional tiene acceso limitado debido a que surge de requerimientos específicos y nace por decisión autónoma de un generador ó como resultado de libre negociación con un prestador de servicios de transmisión

San Fernando 154

P. Montt 220

P. Cortes 154

D. Almagro 220C. Pinto 220

Cardones 220Maitencillo 220

P. de Azucar 220

Los Vilos 220

Quillota 220Polpaico 220

C°Navia 220

Chena 220

A. Jahuel 220A. Jahuel 154

Rancagua 154

Ancoa 500

Itahue 154

Charrúa 220

Temuco 220

Valdivia 220

B. Blanco 220

A. Jahuel 500

Charrúa 500

Subtransmisión

San Fernando 154

P. Montt 220

P. Cortes 154

D. Almagro 220C. Pinto 220

Cardones 220Maitencillo 220

P. de Azucar 220

Los Vilos 220

Quillota 220Polpaico 220

C°Navia 220

Chena 220

A. Jahuel 220A. Jahuel 154

Rancagua 154

Ancoa 500

Itahue 154

Charrúa 220

Temuco 220

Valdivia 220

B. Blanco 220

A. Jahuel 500

Charrúa 500

Adicional

Troncal

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� Ley No. 19.940 / Art. 71-5 2004

� En los sistemas adicionales sólo estarán sometidas al régimen de accesoabierto aquellas líneas que hagan uso de las servidumbres a que se refiere el artículo 50 y las que usen bienes nacionales de uso público, como calles y vías públicas, en su trazado. El transporte por estos sistemas se regirá porcontratos privados entre partes y conforme a lo dispuesto en las disposiciones legales pertinentes

� Los propietarios de las instalaciones de los sistemas adicionales sometidas al régimen de acceso abierto conforme a este artículo no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica de transmisión determinada por el CDEC, independientemente de la capacidad contratada

� El concepto de acceso en la ley chilena para las líneas adicionales considera como criterio

� Las servidumbres que utiliza el trazado de la línea y

� La capacidad de la línea

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� No obstante, el concepto de acceso debiera ser definido principalmente en función del impacto en el nivel de la competencia del mercado

� Precisamente se define el concepto de acceso abierto en mercados eléctricos con el fin de obtener un mercado altamente competitivo y no discriminatorio, i.e. sin barreras de entrada a la transmisión

� Así, los sistemas adicionales no debieran interferir en el nivel de competencia del mercado, materia que de hecho enfatiza el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia

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Desafíos Regulatorios Futuros

� El crecimiento y expansión del sistema de transmisión esta en manos de iniciativas individuales como por ejemplo:

• Centrales de Aysén• Centrales solares o eólicas en el norte del país• Generación mini-hidraúlica en el sur

� Si bien las líneas “pioneras” pueden ser clasificadas como adicionales y de acceso cerrado, estas controlarán las inyecciones desde zonas neurálgicas de producción, como son la zona patagónica (50% potencial hidráulico nacional) y la energía solar del norte del país, entre otras

� Así, el desafío es crear los mecanismos regulatorios que permitan compartir las líneas adicionales entre los distintos actores indistintamente, creando los respectivos marcos tarifarios que den los incentivos correctos a cada uno de los actores involucrados

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� Es importante considerar las restricciones que presenta el problema técnico de ampliar las líneas al momento de la interconexión de nuevos actores� Dificultades técnicas de ampliación

� Interrupción del servicio o disminución transitoria de la capacidad de transporte por ampliación

� También es importante manejar las congestiones de la línea en el intervalo de tiempo que existe entre la puesta en marcha de la central y la puesta en marcha de la ampliación de la línea o congestiones debido a los trabajos de ampliación

� Un esquema de pagos que compense a los generadores perjudicados debido al corte de parte de su producción por congestiones de la línea debe ser definido con tal de incentivar la mínima cantidad de estas situaciones

Desafíos Técnicos Futuros

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Tabla de contenidos

�Motivación




�El caso Aysén


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Descripción de la Problemática

� La negociación independiente de interconexión de N centrales en una nueva área de producción inexplorada anteriormente, potencialmente puede producir que se creen N líneas independiente, produciendo:� Aumento del costo del sistema � Desincentivo a la inversión de proyectos medianos y pequeños (sólo

los proyectos mas grandes pueden actuar independientes)� Concentración de la propiedad en pocos grandes productores, los

cuales son capaces de realizar grandes inversiones mediante la construcción de mega centrales o muchas centrales pequeñas

� Sobre renta no socialmente conveniente por transmisión, por necesidad de retorno sobre varias inversiones adicionales

� Una política de acceso abierto para líneas adicionales claves que pudiesen afectar el nivel de competencia del mercado evitaría sobre costos en el sistema de transmisión y elevaría el nivel de competencia del mercado, especialmente para los pequeños actores

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� Incentivos al prestador de servicio de transmisión por realizar A (si los tres proyectos son rentables con línea propia)

� Menores costos en B por economías de escala� Mejor factor de uso de la línea (factor de carga de la línea en

caso B mayor o igual que el mejor factor de carga del caso A)

G

G

G

G

G

G

F [MW]

t

F [MW]

t

F [MW]

t

F [MW]

t

Caso A

Caso B

Menores costos por MWh

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� Temporalidad de las inversiones y riesgo: si las inversiones están desfasadas en tiempo y sin seguridad de su realización� En un esquema de acceso abierto el transmisor debe enfrentar la

construcción de la primera fase de la línea bajo la incertidumbre de las siguientes fases

� En un esquema adecuadamente diseñado, estas señales las recibe el transmisor, el cual a su vez debiera tomar una decisión similar a la de mínimo costo (mientras menor el riesgo, menor la diferencia de la solución del transmisor y la de mínimo costo)

� En un esquema como el actual chileno de acceso limitado, el transmisor tiene incentivos a realizar mayores inversiones con el fin de obtener rentas mayores. La negociación produce construcciones de líneas de mínimo costo con cada una de las partes, pero no existe un incentivo económico por parte del transmisor a realizar un esfuerzo coordinado

t

? ? ?

Toma de decisión

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� Existen diseños regulatorios adecuados que podrían permitir enfrentar este problema, como la teoría de precios de nodos/congestión (LMPs*) y los mercados de acceso de corto y largo plazo, los cuales permiten la conexión de nueva generación incluso en escenarios de falta de capacidad en la línea

� Si bien es utilizada exitosamente en mercados norteamericanos (PJM), ha sido reiteradamente cuestionada por los mercados europeos

� No obstante, frente a la problemática de la alta penetración de energías renovables en el Reino Unido, la teoría de LMPs estásiendo fuertemente considerada por los grupos de estudio de gobierno y empresas, con el fin de solucionar el problema de inversión futura, incertidumbre y responsabilidades de los agentes

*Locational Marginal Prices = LMPs

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El caso del Reino Unido (UK)

� Hoy hay una cola de espera del orden de 24 GW eólicos para ser conectados en el sistema eléctrico del UK, pero la filosofía “invest, then connect” del esquema regulatorio actual esta frenando la entrada de estas nuevas plantas, las cuales se encuentran principalmente en Escocia (16 GW)

� Entre otras cosas, se considera necesario un refuerzo de la interconexión Escocia-Inglaterra desde 2,5 GW hasta cerca de 8 GW al 2020

� Interrogantes: ¿Quiénes pagan la ampliación? ¿Solamente los renovables? ¿Cómo determinar el tren de inversiones óptimo?

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Desafíos Regulatorios en UK

� Se requiere de respuestas inmediatas pues:� La nueva generación está en espera� La tasa de entrada de renovables tiene objetivos altos a cumplir para 2020

� Solución potencial: se está diseñando un mercado de acceso de corto plazo para aprovechar las disponibilidades de las líneas actuales. A la vez un mercado de largo plazo que permita contratar capacidad y asícubrir expansiones del sistema a bajo riesgo

� Todo esto dentro de un marco denominado “connect and manage”que permite conectar centrales en el momento, sin la finalización de las obras en transmisión y así manejar las congestiones que se producirían

� Existen varios grupos trabajando en esta problemática, los cuales están considerando la teoría de LMP como base para el futuro diseño

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Un posible camino de solución vía LMPs

� Ejemplo de interacción de mercados de transporte de CP y LP

� G1 (el generador pionero) firma un contrato con la transmisora con tal de asegurar una cierta capacidad de transporte con anticipación

� G2 se conectaría (sin seguridad) en el futuro, por lo cual podría:� Contratar con la transmisora una capacidad de transporte firme� No contratar nada e ir al mercado de corto plazo de acceso y pagar el

precio spot de la disponibilidad de la línea hora a hora / balance de acceso (diferencias de precios spot de cada nodo), arriesgándose a:

• Falta de disponibilidad en capacidad• Altos precios de acceso

� El transmisor conoce estas posibilidades y debe tomar una decisión de inversión que minimice el costo total (si bien no es obvia la respuesta, esta es responsabilidad del transmisor + regulación / correctos incentivos)

� Capital seguro por contrato con G1 para partir invirtiendo

G1 sistemainterconectado

G2Línea adicional

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� Ejemplo de interacción de mercados de transporte de CP y LP

� Entre otros, el transmisor tendrá que decidir si hacer una conexión ampliable (o no) dado que:� Potencial futura generación podría ser interconectada (G2, potencial

G3, G4….)� Si futura generación es conectada, será mas rentable para el transmisor

planificar línea ampliable (dado que tendrá mayores ingresos):• Ingresos están en función de la transferencia de energía (dado

mercado de corto plazo) • Por lo tanto, una ampliación de menor costo es la mejor opción

� Si futura generación finalmente no es conectada, la mejor opción sería haber instalado un link no ampliable y por ende más económico (en este escenario)

� Dilema: ¿que decisión tomar? (esquema actual: siempre sobre invertir)� Es posible demostrar que el esquema LMP presenta los incentivos

adecuados (Hogan)

Un camino de solución vía LMPs

G1 sistemainterconectado

G2Línea adicional

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Desafíos en Chile:� Buscar esquemas alternativos (o modificaciones) que permitan

compartir líneas adicionales en un marco competitivo y de correctos incentivos

� Posibilidad adaptar el mecanismo LMP al esquema chileno

Ventajas� En Chile ya tenemos implementado un mercado con precios en

cada nodo y vasta experiencia en ello� LMP es un modelo teóricamente demostrado y actualmente usado

en la práctica, siendo considerado cada vez por mas países� Podría plantearse como solución de un segmento del sistema.

¿Un camino de solución para adicionales?

G1 SIC

G2Línea adicional

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Un camino de solución vía LMPs

Posibles problemas en la implementación ya identificados:� Volatilidad de los precios spot: los contratos pudiesen eliminar

parte del riesgo que esto implica� Valor de la transmisión (diferencia de costos marginales) muy altos

en algunos casos: los contratos podrían jugar un rol fundamental para obtener buenos precios para la generación y, de todas maneras, altas rentas para la transmisión. Posibilidad de escalar precios de corto plazo por variable contante en el tiempo o metodología price cap a definir ex-ante

� Congestiones indeseadas en líneas adicionales (regulación necesaria)

� Falta de coherencia con el resto de la tarificación de transmisión. El resto de la transmisión es centralmente planificada según estudios de transmisión troncal y subtransmisión, por lo cual en teoría los incentivos no son necesarios. La transmisión adicional necesita de incentivos extras debido a la naturaleza “bilateral” del negocio (a pesar que una mínima regulación es necesaria dada la naturaleza monopólica de la actividad). Si bien no hay coherencia, los objetivos son distintos. No obstante, se debe estudiar la materia en profundidad para ver si existen posibles problemas

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Tabla de contenidos

�Motivación




�El caso Aysén


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El Caso Aysén

� El potencial hidroeléctrico en Chile es aproximadamente de 20 GW donde aproximadamente 50% se encuentra en la región de Aysén

Proyecto Hidroaysén(sólo ocupa 1/3 del

potencial de la zona)

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El Caso Aysén

� La línea de interconexión del proyecto implica un gran desafío técnico y ambiental por tener una gran longitud (2000 km) y una tecnología nunca usada antes en el país, la transmisión en corriente continua (HVDC)

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El Caso Aysén

� Por tratarse de una línea privada y particular de un proyecto, debiera ser declarada adicional según la normativa chilena

� Pudiese ser declarada de acceso abierto según la naturaleza de la servidumbre utilizada en su trazado, no obstante la interconexión de nueva generación siempre estaría limitada a la capacidad de la línea (según especifica la Ley)

� Así, nuevos actores pueden gatillar la construcción de nuevas líneas lo cual podría ser conveniente para el prestador del servicio de transmisión, pero no para el resto de los actores. Sin embargo, el desarrollo de varios corredores de transmisión en paralelo podría cuestionarse socialmente.

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El Caso Aysén

� Es importante considerar que hoy en día, con la tecnología HVDC que se pretende usar en el proyecto Aysén, es posible transportar, con altos estándares de calidad, grandes bloques de energía mediante el uso de poca infraestructura de línea (no obstante se requieren dos subestaciones convertidoras de alto costo)

Capacidad 10 GW

Fuente: ABB

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El Caso Aysén

� Otra ventaja de la tecnología HVDC es que el link es ampliable en capacidad mediante� Ampliación de la línea (por ej. de un monopolo a un bipolo / ampliando

sección / subiendo voltaje)� Suma de convertidores en serie o paralelo a las subestaciones

� Por lo tanto, la línea y sus ampliaciones pueden ser planificadas con antelación (considerando los riesgos que implica)

Ampliación de la subestación

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El Caso Aysén

Ejemplos a nivel mundial de expansiones/ampliaciones de interconexiones HVDC:

• Konti-Skan, Suecia: upgrade de monopolo a bipolo• Cahora-Bassa, Sud Africa: upgrade de tiristores, para aumentar

voltaje• Talcher-Kolar, India: upgrade aumentando enfriamiento• Proyecto Noreste India:

Generación2009-10 2.600MW Lower Subansiri (2000 MW), Kameng (600 MW)2016-17 7.000 MW Middle Siang (1000 MW), Hotung (1000 MW), Kalai(1040 MW), Middle Subansiri (2500 MW), Tipaimukh U(1500 MW)

Transmisión DC en etapasEtapa 1 : 600 kV, 4500 MW Etapa 2: : 800 kV, 6000 MW

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Tabla de contenidos

�Motivación




�El caso Aysén


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Cambios Regulatorios y Conclusiones

� Los cambios legales de la transmisión del 2004 perfeccionaron el marco regulatorio, sin embargo surgen permanentes desafíos en la expansión de estas instalaciones

� El desarrollo de sistemas de transmisión adicionales desde los extremos del país plantea nuevos desafíos

� Es importante que la regulación continúe estimulando una expansión generación-transmisión a mínimo costo, no solo en obras individuales, sino que a nivel global

� La independencia de los negocios en el mercado eléctrico es crucial, por lo cual no es concebible tener líneas de transmisión claves para el desarrollo del mercado bajo el uso exclusivo (y cerrado) de ciertos generadores

� Las líneas adicionales deben considerar la posibilidad de acceso abierto e indiscriminado en determinadas situaciones y sin limite de capacidad

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� La interconexión HVDC de Aysén es un caso emblemático en donde claramente se necesita de una política de acceso abierto e indiscriminado a la línea adicional

� Otros casos pueden florecer con el incentivo a ERNC, los cuales expandirán el sistema de transmisión a localidades antes no presentes en la producción de energía

� El acceso abierto permitirá que nuevos actores ingresen al sistema (en especial pequeños generadores que no pueden realizar inversiones de transmisión individualmente)

� Es un desafío adecuar el marco regulatorio para el uso compartido de líneas adicionales para el caso particular chileno.

� Enfatizar el esquema de costos marginales por barra y consideración de condiciones de congestión puede ser un camino de tratamiento.

� Se podría aplicar en profundidad la teoría de LMP, demostrada formalmente como un buen marco regulatorio de acceso en ambientes competitivos, siendo implementada en EEUU y consideradas por otros países como el Reino Unido.

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Cambios específicos regulatorios que podrían considerarse:� Definir formalmente un mercado de acceso de largo plazo y de corto

plazo� Largo plazo basado en contratos punto a punto (especialmente

interesante para líneas adicionales debido a que por definición es un negocio de sólo dos puntos – de inyección y conexión al sistema)

� Corto plazo que permita la conexión de cualquier actor pagando un precio spot de acceso

� Contemplar compras y ventas de capacidad de transporte en el mercado de corto plazo con el fin de compensar a aquellos que teniendo un contrato no pueden transmitir debido a tener mayorescostos marginales de generación

� Basar el mercado spot de acceso en la diferencia de los costos marginales entre los extremos de la interconexión, incluyendo posibles modificaciones .

� Crear contratos de derechos de transmisión (FTR), referidos al valor de la inversión de nueva capacidad de transporte (o LMP de largo plazo)

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Síntesis

�Nuevas condiciones del mercado ponen a prueba, una vez más, nuestra regulación

�El TDLC identifica amenazas a la competencia en el ámbito de la transmisión, pero plantea soluciones no factibles para enfrentarlas

�Caminos alternativos:�Business as usual (dejemos que los actores

interactúen)�Ajustemos la regulación- camino propuesto a

analizar

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Líneas de transmisión compartidas-oportunidades y dificultades-

el caso Aysén

5 Agosto 2008

Rodrigo Moreno & *, Hugh Rudnick +, Christos Vasilakos*,

Sebastian Mocarquer &, Jorge Moreno &

& Systep Ingeniería y Diseños Chile, *Imperial College London, + Pontificia Universidad Católica de Chile

líneas de transmisión compartidas- oportunidades y...

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