Transmisión de Energía Eléctrica en Chile

…es parte de la infraestructura del país (líneas, torres, sub estaciones) que interconecta productores y consumidores de electricidad y permite la existencia de un mercado eléctrico

El sistema de transmisión

Subestaciónelevadora

Sistema convencional de generación, transmisión y distribución

Generación< 25 kV

Transmisión> 220 kV

Subestaciónreductora

Subtransmisión66-110 kV

Subestaciónde distribución

Alimentadores Consumidorresidencial

220 V

Sistema de transmisión

El ST es esencial para el mercado eléctrico Permite diversificar la matriz energética, localización de

generadoras y así bajar los costos de producción Facilita la competencia y por tanto baja los precios Provee seguridad al suministro de energía

Un país que crece requiere de más energía Para cumplir con su rol, el ST debe adaptarse ante el

crecimiento de la demanda y la oferta Deben realizarse las inversiones en los lugares y momentos

adecuados

Importancia de un sistema de transmisión (ST)

Un ST confiable debe poseer: Suficiencia (adecuado dimensionamiento para abastecer la

demanda) Seguridad de servicio (capacidad para soportar contingencias) Calidad de servicio (producto, suministro y atención)

Para ello, las decisiones de inversión en transmisión deben: Ser oportunas y eficientes Tener una visión de largo plazo Permitir un desarrollo sustentable

Características deseables de un ST

1982: DFL N°1 de 1982: Crea condiciones para privatización de la industria.Identifica un sector generación –transmisión (competencia) y un sector distribución (monopolio regulado).

1990: Ley N°18.990: modifica DFL N°1/82Introduce Art. 51°A al 51°G. Define Peajes Básicos y Peajes Adicionales. Peaje se fija por acuerdo entre las partes y en caso contrario por Arbitraje. Las obras en transmisión son de cargo del interesado.

1998: DS N°327 Reglamento de la LGSEReglamenta el cálculo de peajes. Crea las Direcciones de Operación y Peajes en los CDEC.

2004: Ley N°19.940 llamada Ley Corta IRegula la remuneración y desarrollo de los Sistemas de Transmisión Troncal y Subtransmisión. Crea el Panel de Expertos para resolver controversias.

Normativa en transmisión eléctricaPrincipales Hitos

Reconoce a la transmisión como un sector con un propósito específico

Fijó la remuneración del transmisor con criterio de eficiencia económica

Asignó los costos entre los usuarios empleando señales de localización

Viabilizó las inversiones

Clasifica las instalaciones de transmisión eléctrica en tres tipos de sistemas

La Ley Corta I (normativa vigente en ST)

Clasificación de los ST

La transmisión troncal y subtransmisión pasan a ser Servicio Público con fijación de tarifas.

Se establecen normas claras para la determinación de precios y el CDEC es el encargado de determinar los pagos entre empresas.

Se establece un mecanismo estructurado para determinar las Expansiones del Sistema Troncal.

Clasificación de los ST Troncal: instalaciones que sean económicamente eficientes y necesarias para

posibilitar el abastecimiento del 100% de la demanda, bajo diferentes escenarios de disponibilidad de generación (considerando exigencias de calidad y seguridad de servicio)

• Que muestren variabilidad en magnitud y dirección de los flujos de potencia para una misma configuración de demanda y distintos escenarios de generación

• Voltaje mayor o igual a 220 kV• Que el flujo no esté determinado por el consumo de un cliente o de un grupo pequeño de

consumidores, o a la producción de una central o grupo de reducido de centrales generadoras

Subtransmisión: instalaciones dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupo de consumidores finales libres o regulados, que se encuentren en zona de concesión de alguna empresa distribuidora (y no califiquen como troncal)

• Que el flujo no esté determinado por el consumo de un cliente o a la producción de una central o grupo de reducido de centrales generadoras

Adicional: Instalaciones destinadas esencial y principalmente a: i) suministro de energía eléctrica a usuarios no regulados; ii) permitir a los generadores la inyección de su producción

Planificación de la expansión del ST Troncal Cada cuatro años la CNE determina el plan de expansión troncal referencial

considerando la proyección de demanda y escenarios de inversión en generación, en base al ETT.

Anualmente, el CDEC revisa el plan de expansión considerando el desarrollo efectivo de la generación y la demanda y considerando las obras propuestas por los agentes.

El CDEC propone a la CNE un plan revisado, quien define el plan de expansión para los doce meses siguientes, considerando la intervención del Panel de Expertos en el caso de discrepancias.

Ministerio de Energía fija las expansiones para los siguientes doce meses por decreto.

Estudios Transmisión Troncal (ETT) Revisión CDEC y propuesta a CNE

Determinación Plan de Expansión (CNE)

Panel de Expertos en caso de discrepancia/resolución

de Panel de Expertos

Elaboración Decreto Expansión Troncal (CNE) / Promulgación (Min

Energía)

Licitación Obras de Expansión (CDEC) Adjudicación/Construcción

Planificación de la expansión del ST Troncal

Planificación centralizada cooperativa. Participación del Estado. Estudio expansión en base a escenarios

futuros.

Proceso privado de construcción, en condiciones competitivas.

Remuneración del ST Troncal El ST Troncal está compuesto por Tramos. Cada tramo (compuesto a su vez por

líneas , S/E y otros elementos) estará caracterizado por un valor de inversión (VI), cuya anualidad (al 10% y considerando la vida útil de los componentes del tramo) es la Anualidad del Valor de Inversión (AVI)

Cada tramo a su vez, tiene asociado un Costo de Operación y Mantenimiento anual (COMA), referido a los costos de explotación de las instalaciones.

Se define entonces el Valor Anual de la Transmisión por Tramo (VATT) como la suma del AVI y del COMA por cada tramo. El (los) propietario (s) del ST Troncal tiene derecho a recibir anualmente por cada tramo el 100% VATT del tramo

VATT 1

VATT 3

VATT 5

VATT 4

VATT n-1VATT 2 VATT nVATT (i-j) = AVI + COMA

Nodo (i) Nodo (j)

VATT del Tramo (i-j) VATT ST Troncal

VATT total

Remuneración del ST Troncal Para la remuneración del VATT por tramo, la legislación establece dos

mecanismos de recaudación: Uno tiene que ver con la operación del sistema (Ingresos Tarifarios – IT) y otro que se calcula como el complemento del primero (calculado en términos esperados) para obtener el VATT (Peaje)

Peaje (i-j) = VATT (i-j) - IT (i-j) esperado

IT (i-j) = Retiros (j) x Cmg (j) - Inyecciones (i) x Cmg (i)

CMg (i)US$/MWh

VATT (i-j) = AVI + COMAInyecciones (i)

MWh

Retiros (j)MWh

Nodo (i) Nodo (j)

CMg (j)US$/MWh

Remuneración del Tramo (i-j)

El concepto de IT corresponde a la renta que percibiría un sistema de transmisión bajo la teoría económica marginalista, que en su esencia maximiza el excedente total del sistema bajo el supuesto de mercado competitivo y adaptado

Remuneración del ST Troncal

La ley establece que el propietario del ST Troncal podrá recibir provisionalmente los IT reales que se originen en la operación real del sistema, existiendo un mecanismo anual de reliquidación para asegurar que los ingresos del transmisor sean sólo el 100% del VATT de sus instalaciones:

Si anualmente IT real > IT esperado => transmisora devuelve a usuarios IT real – IT esperado a prorrata de los usos esperados

Si anualmente IT real < IT esperado => se recalculan y reliquidan los Peajes que deben pagar los usuarios, de manera que se cubra la menor renta producto de que el IT esperado > IT real.

Los usuarios del sistema de transmisión (empresas eléctricas que inyectan energía y potencia al sistema eléctrico, y/o empresas eléctricas que efectúan retiros de energía y potencia desde el sistema eléctrico para comercializarla con clientes) son quienes deberán pagar los respectivos costos de transmisión, en la proporción que se determine conforme a la Ley

Remuneración del ST Troncal Para efectos de distribución de los costos totales del sistema troncal entre

usuarios que inyectan energía y usuarios que retiran energía, la legislación define Área de Influencia Común: Conjunto mínimo de instalaciones troncales entre dos nudos de dicho sistema, en la que concurren, simultáneamente, las siguientes características: Entre dichos nudos se totaliza al menos el 75% de la inyección total de energía del

sistema Entre dichos nudos se totaliza al menos un 75% de la demanda total del sistema, y La densidad de la utilización (cuociente entre el porcentaje de inyecciones dentro del

área de influencia común respecto de las inyecciones totales del sistema y el porcentaje del VI de las instalaciones del área de influencia común respecto del VI del total de instalaciones) sea máxima

Área de influencia común

Tramos del Troncal que no pertenecen al Área de influencia común

Tramos del Troncal que no pertenecen al Área de influencia común

Inyección de Energía >= 75% del total del sistema

Retiros de Energía >= 75% del total del sistema

Inyecciones financian el 80% del Peaje total de los tramos del área de influencia común, (a prorrata del uso esperado)

Retiros financian el 20% restante del Peaje total de los tramos del área de influencia común (a prorrata del uso esperado)

Remuneración del ST Troncal

En los tramos del sistema troncal que no pertenezcan al área de influencia común, el pago del Peaje total de cada tramo se asignará simulando el sentido del flujo de potencia en cada tramo para distintos escenarios de la operación:

En los tramos en que el sentido del flujo se dirija hacia el área de influencia común, el pago del Peaje total del tramo se asignará a los propietarios de las centrales ubicados aguas arriba de los flujos, a prorrata del uso que sus inyecciones. 

En los tramos en que el sentido del flujo no se dirija hacia el área de influencia común del sistema de transmisión troncal, el pago del Peaje total del tramo se asignará a las empresas que efectúen retiros aguas abajo del flujo, a prorrata del uso que sus retiros, para dicho escenario

Finalmente, las proporciones de uso de los distintos usuarios son calculadas y reliquidadas utilizando modelos de simulación considerando en una instancia preliminar, parámetros del sistema esperados, y en otra definitiva los parámetros del sistema reales que se presentaron.

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