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 subestacionesSING: 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

ro 2

20

Car

do

nes

22

0

Mai

ten

cillo

22

0

Pan

de

Azu

car

22

0

Las

Pal

mas

22

0

Los

Vilo

s 2

20

No

gale

s 2

20

Qu

illo

ta 2

20

Po

lpai

co 2

20

Po

lpai

co 5

00

Cer

ro N

avia

22

0

Alt

o J

ahu

el 2

20

Alt

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ahu

el 5

00

An

coa

22

0

An

coa

50

0

Ch

arru

a 2

20

Ch

arru

a 5

00

Tem

uco

22

0

Val

div

ia 2

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