Héctor Soto Miranda – Gerente Zona Bio Bio Julio de 2013
Agenda
1
Transelec
2
Escenario energético del SIC
3
Dificultades para construir nuevas líneas de transmisión
4
Aumento de capacidad de transmisión de la red existente
5
Desafíos futuros: reutilización eficiente de franjas
6
Realidad Regional
7
Conclusiones
2
Sistema elĂŠctrico
3
La carretera de la Electricidad
¾ Al igual que las carreteras, el sistema de transmisión es parte de la infraestructura básica que el país requiere para interconectar productores y consumidores, creando el mercado eléctrico ¾ Un sistema de transmisión confiable evita congestiones y proporciona la seguridad de servicio necesaria para resistir interrupciones en unidades generadoras o instalaciones de transmisión 4
1. Transelec Status 31.12.2012 500kV
• •
Mayor empresa de transmisión eléctrica de Chile
1002 km
9.270 Km líneas y 54 subestaciones SING: 1.234 km y 4 subestaciones SIC: 8.036 km y 50 subestaciones
• •
220kV
13.539 MVA en capacidad de transformación
5983 km
6 Gerencias Zonales 154kV
Enorme esfuerzo de inversión en los últimos 12 años triplicando su base de activos
Valor de Inversión (VI)
3.181 1208 km
en MM US$
929
66/110kV
11%
2000
2012
1077 km
Valores en millones de US$ al 31-dic de cada año Fuente: Memoria 2012 - Transelec
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2. Escenario energético del SIC Confiabilidad del Sistema Troncal Sin Seguridad y Congestionado
Período de Transición
Congestionado
2014 – 2017
Hoy
Sin Seguridad de Servicio
Mediano Plazo 2018
Confiable
Cardones Maitencillo P. Azúcar
Las Palmas Quillota Polpaico A.Jahuel 154 kV
500 kV
Ancoa-Itahue
Charrúa
Temuco
P.Montt 6
2. Escenario energético del SIC Obras de transmisión 2013-2019
Costos Marginales US$/MWh
Obras nuevas en licitación y construcción no resuelven el problema de congestión en el norte del SIC en el período 2013-2017
7
3. Dificultades para construir nuevas l铆neas de transmisi贸n
8
3. Dificultades para construir nuevas líneas de transmisión
Todas las líneas nuevas troncales se han atrasado: 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)
Principales dificultades y 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 o o o
Definición de la ruta de nuevas líneas de transmisión Diseño con visión de largo plazo y sustentabilidad Aprobación del estudio de impacto ambiental Participación ciudadana en la validación de nuevas obras
Proyecto de Ley de Concesiones Eléctricas y Servidumbres
Proyecto de Ley de Carretera Eléctrica
9
3. Dificultades para construir nuevas líneas de transmisión Proyecto de Ley de Concesiones Eléctricas
Oposiciones y Respuestas (60 d)
Admisibilidad SEC
Actual Situación (120 días por Ley; en la práctica 1.065 días = 35,5 meses) Notificación (370 d)
Informe SEC y Decreto Concesión (180 d)
Toma Razón, Publicación Y Escritura Pública (90 d)
Tasación Comisión Hombres Nuevos (155 d)
Toma Posesión (180 d)
(30 d)
Con Proceso de Concesiones mejorado (495 días = 16,5 meses)
(15 d)
(25 d)
o o o o
(45 d) Informe SEC y Decreto Concesión (60 d)
Publicación Y Escritura Pública
Respuestas
Notificación (180 d)
Oposiciones
Admisib. SEC
(20 d)
Toma Posesión (150 d)
x
1 2
Tasación Comisión Hombres Nuevos (155 días)
Concesiones Provisionales Abreviación general de plazos División de proyectos en tramos Agilización de Notificaciones
o Oposiciones y observaciones o Varias Comisiones Tasadoras o Posesión Material
Este proyecto podría reducir los actuales plazos de este proceso a la mitad, ayudando a la adaptación de la oferta y por esa vía reduciendo el precio de la energía a los usuarios finales 10
4. Aumento de capacidad de la red de transmisión existente Principales desafíos ¾ El escenario de suministro de mediano plazo 2014 – 2018 debe ser atendido con la red existente y es urgente anticipar soluciones a las congestiones que se visualizan, que implican mayores costos de operación y costos marginales altos ¾ Los Proyectos de Ley en tramitación parlamentaria ayudarán en el desarrollo de nuevas líneas, pero no resolverán la estrechez de suministro en el mediano plazo ¾ El aumento de capacidad de la red de transmisión existente es una solución sustentable y eficiente, que puede ayudar a reducir los altos costos de generación en algunas zonas y la conexión de nuevas centrales (convencionales y ERNC).
Nuevas tecnologías FACTS
Aumento de capacidad de líneas y equipos existentes
Integración confiable para ERNC
¾ Los aumentos de capacidad deben cumplir con los estándares establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, para asegurar un suministro confiable
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4. Aumento de capacidad de la red de transmisión existente Soluciones para ampliar capacidad de líneas críticas del SIC 9 Aumento de capacidad mediante intervención de torres, utilizando técnicas de trabajo con línea energizada
9 Uso de conductor de baja flecha permite aumentar casi 2,5 veces la capacidad de la línea, sin mayores modificaciones estructurales 9 Conlleva aumento de pérdidas 9 Si se usa esta solución en Nogales – Pan de Azúcar, se requiere compensación FACTS en Pan de Azúcar de ±200 MVAr
¾ 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 ¾ No basta sólo con aumentar la capacidad de las líneas: se deben verificar capacidad térmica de elementos serie y estudiar necesidad de compensación de reactivos 12
6. Realidad Regional
Zona Bio Bio: Centrales Alto Bio Bio
Temuco
Charrúa
Ancoa 500 kV
Laja
Concep.
Lagunillas
Bocamina
S.Vicente CAP
Hualpén Petropower
Coronel
6. Realidad Regional Ampliaciones Sistema de Transmisión Zona Bio Bio Sistema Transmisión Zona Bio Bío
Ampliaciones en servicio año 2012 y en desarrollo Zona Bio Bio N°
SS/EE Alto Bio Bio
Charrúa
Zona SUR
Proyecto
VI MMUSD
1
Línea Hualpén - Lagunillas Bocamina
10.0
2
S/E Lagunillas (220 y 154 kV)
44.7
3
SE Charrúa, Paño Lagunillas
2.2
4
Línea 2x220 kV Charrúa Lagunillas (Tendido 1° circuito)
45.8
5 (*)
S/E Charrúa Ampliación Patio 500 KV + Banco Autotransformador 500/220 KV, 750 MVA
35.4
3
Ancoa 500 kV
4 Laja
Concep.
2
Lagunillas Bocamina
S.Vicente CAP Cem. Bio Bio
Coronel
Hualpén 1
500 kV 220 kV 154 kV 66 kV
(*) En desarrollo.
7. 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 de Concesiones y Servidumbres debe ser tramitado en forma urgente dado el crecimiento de la red de transmisión (por ej.: nuevas líneas 500 kV hacia la Tercera Región y desde la Octava Región) 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 Los proyectos de transmisión de la zona del Bio Bio, ejecutados y en proyecto suman alrededor de 140 millones de dólares, los cuales vienen a reforzar y aumentar la seguridad de servicio. La Zona del Bio Bio mejoró de manera importantemente su seguridad de servicio a partir de la nuevas línea Charrúa – Lagunillas y Hualpén – Lagunillas. El nivel de seguridad en el SIC mejorará al incorporar, el año 2013, el tercer banco de transformación 220/500 kV en la S/E Charrúa
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Transelec, Uniendo a Chile con EnergĂa. Muchas Gracias
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