Importancia y Regulación de la Transmisión
Transmisión y su Importancia en la Red de Transporte:La red de transporte de energía eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico constituida por los elementos necesarios para llevar hasta los puntos de consumo y a través de grandes distancias la energía eléctrica generada en las centrales eléctricas.
Relación Tensión-Corriente en la Transmisión:Para un determinado nivel de potencia a transmitir, al elevar la tensión se reduce la corriente que circulará, reduciéndose las pérdidas por efecto joule. Líneas: es básicamente el medio físico mediante el cual se realiza la transmisión de la energía eléctrica a grandes distancias.Torres: Existen una gran variedad de torres las más importantes y más usadas son las torres de amarre, la cual debe ser mucho más fuertes para soportar las grandes tracciones generadas por los elementos antes mencionados, usadas generalmente cuando es necesario dar un giro con un ángulo determinado para cruzar carreteras, evitar obstáculos, así como también cuando es necesario elevar la línea para subir un cerro o pasar por debajo/encima de una línea existente.
Regulación de la Transmisión: Una regulación eficiente de la transmisión requiere que la tarificación provea señales de precio adecuadas para que los usuarios de la transmisión (consumidores mayoristas como distribuidoras, clientes libres, y empresas generadoras) hagan un uso eficiente de la capacidad existente y tomen decisiones correctas en torno a la localización de consumos e inversiones en generación.
En el mercado eléctrico se identifican las actividades de generación, transmisión y distribución, las cuales son desarrolladas por empresas privadas. La autoridad cumple el rol de regulador y fiscalizador, buscando establecer criterios que favorezcan una expansión económicamente eficiente del sistema eléctrico. El sector eléctrico en Chile está regido por la ley general de servicios eléctricos.
La red de transporte es el punto de encuentro entre la producción y el consumo, entre la oferta y la demanda, el desarrollo de las adecuadas inversiones de red y el correcto y equitativo reparto de los costos de este servicio son elementos esenciales para garantizar la viabilidad de un mercado de energía eléctrica competitivo. La creciente interconexión de varios países, y el impulso que se está dando en varios ámbitos geográficos a la creación de mercados regionales, abre también nuevos retos a la regulación de las redes eléctricas.
Leyes Reguladores en Chile
Ley corta 1: Promulgada en marzo de 2004, la ley 19940 también llamada Ley Corta I, reguló el mercado de la transmisión, definiéndole un carácter de servicio público. Su objetivo fue asegurar el suministro eléctrico y mejorar la interconexión entre el Sistema Interconectado Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC). Con esta ley se sinceraron y distribuyeron algunos costos al hacer que el pago del peaje por transmisión eléctrica, que antes tenían que pagar en un 100% las generadoras tras negociar con las transmisoras, pudiera definirse de manera más clara y se repartiera con los consumidores.
Los precios de energía para los usuarios subieron un poco, porque se necesitaba incentivar inversiones para solventar la escasez energética, cuando las políticas estatales tradicionales fueron insuficientes frente a la crisis del gas argentino del año 2004.
Ley Corta 2: Promulgada en mayo de 2005, la ley Nº 20.018, conocida como Ley Corta II, tiene por objeto incentivar la inversión en generación, definiendo un sistema de licitaciones competitivas que aseguren un precio por un tiempo determinado. Esta normativa obligó a las empresas de distribución eléctrica a comprar bloques de potencia para asegurar el suministro eléctrico
La ley Corta II define que las distribuidoras deberán licitar su suministro. Para dar seguridad a las inversiones, éstas pueden ser de largo plazo (no más de 15 años), y podrán coordinarse en una licitación conjunta varios actores a la vez.
Hidrología, Estacionalidad de la Demanda y Precio de Nudo
Hidrología: Se define como la ciencia que estudia la disponibilidad y la distribución del agua. En la actualidad la Hidrología tiene un papel muy importante en el Planeamiento del uso de los Recursos Hidráulicos, y ha llegado a convertirse en parte fundamental de los proyectos de ingeniería que tienen como fin la generación eléctrica. La integración de la Hidrología con la Ingeniería ha conducido al uso imprescindible del computador en el procesamiento de información existente y en la simulación de ocurrencia de eventos futuros.
Objetivos de los estudios Hidrológicos: 1.- Proyecto de suministro de agua. 2.- Proyecto de suministro de energía hidráulica. 3.- Diseño de obras viales. 4.- Proyecto de navegación marítima y fluvial.
Estudio del ciclo Hidrológico:
Hidrología Física: Meteorología, Climatología, Transferencias de energía, Hidráulica de cuencas, Agronomía
Investigación de sistema hidrológico: 1.- Hidrología paramétrica: Análisis de regresión, Síntesis general de sistema, Análisis lineal y no lineal. 2.- Hidrología probabilística: Análisis de frecuencia, Análisis espectral, Análisis de incertidumbres, Teoría de decisiones.
Variabilidad Hidrológica: Este afecta directamente con alta participación de energía hidroeléctrica en particular en zonas donde pueden existir fuertes diferencias estacionales y anuales en los caudales afluentes y los embalses. En estas plantas, en épocas hidrológicas húmedas o normales, presentan bajos costos marginales.
Por el contrario donde se enfrentan condiciones climáticas secas que disminuyen el nivel de los caudales, aumentan los costos de generación y los sistemas eléctricos deben recurrir a plantas con costos marginales mayores lo cual aumenta el precio de la electricidad. Cuando existen predicciones de los caudales y cuando los embalses bajarán, se produce una fuerte baja en los incentivos para las inversiones en plantas de generación hidráulica, produciéndose inversiones en generación con otro tipo de tecnologías los cuales pueden aumentar la capacidad del sistema y poder cubrir la demanda.
Estacionalidad de la Demanda: En estadística, se dice que la demanda de un determinado producto muestra estacionalidad cuando la serie de tiempo subyacente atraviesa una variación cíclica predecible, dependiendo de la época del año. La estacionalidad es uno de los patrones estadísticos más utilizados para mejorar la precisión de los pronósticos de demanda.
Precio de Nudo: Los precios de nudo se fijan semestralmente en los meses de abril y octubre. Esta es efectuada por la CNE. A través de un informe técnico comunica sus resultados al ministerio de Energía, el cual procede su fijación mediante un decreto publicado en el diario oficial.
Está constituido por dos componentes: 1.- Precio básico de la energía: promedio en el tiempo de los costos marginales de energía, operando a mínimo costo de operación, durante el periodo de estudio.
2.- Precio básico de potencia de punta: costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada del sistema, considerando las generadoras mas económicas, determinadas para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico.
Importancia de la Regulación y Distribución:el marco regulatorio distingue:
1.- El segmento de generación, constituido por las centrales generadoras interconectadas al sistema eléctrico, respecto del cual se reconoce que puede operar en condiciones de libre competencia. 2.- distingue a los sistemas de transmisión, que incluyen los sistemas de voltajes mayores a 23 KV, que se subdivide en sistemas de transmisión troncal, sistemas de subtransmisión y sistemas de transmisión adicional..
3.- la Ley reconoce al segmento de distribución eléctrica, el cual tiene características de cobrar a clientes regulados y la calidad de servicio que debe prestar. La distribución sujeta a regulación de precios, la cual se analiza extensamente en el presente documento.
La Distribución Sujeta a Regulación de Precio: Se define como aquella actividad que realiza el transporte de potencia y energía eléctrica a niveles de voltaje de 23 KV o menos, y se encarga del suministro de energía a consumidores cuya potencia conectada es inferior o igual a los 2.000 KW (kilowatts) con excepción de aquellos clientes que contraten condiciones especiales de suministro o que, teniendo una potencia conectada superior a los 500 KW e inferior o igual a los 2.000 KW, hayan optado por suscribir un contrato libre.
Por otro lado, las empresas generadoras pueden vender energía a clientes de potencia conectada superior a 2.000 KW, o bien clientes que contraten condiciones especiales de suministro o que, teniendo una potencia conectada superior a los 500 KW e inferior o igual a los 2.000 KW, hayan optado por suscribir un contrato libre, algunos de los cuales se encuentran físicamente instalados en las zonas de concesión de una distribuidora y por lo cual deberán pagar un peaje de distribución, en caso de que usen la red de ladistribuidora.
El segmento de clientes regulados se compone principalmente de consumidores residenciales, comerciales, agrícolas, pequeños industriales y públicos, entre otros. Los clientes regulados se caracterizan porque cada empresa distribuidora actúa como monopolio natural en su área de concesión. Los clientes libres son principalmente empresas industriales. En este segmento, las empresas distribuidoras compiten con las empresas generadoras.
Modelo de Precios:
1.- Los precios libremente convenidos entre los proveedores y sus clientes industriales o mineros que califican como clientes libres conforme a su tamaño. 2.- Las tarifas o precios máximos regulados por la autoridad y fijados semestralmente por decreto del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.
Sistema de precio para clientes Regulados: Se considera como cliente regulado, a aquellos que se encuentren en las siguientes condiciones:
1.- Los suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 2 (MW), ubicados en zonas de concesión de servicio público de distribución o que se conecten mediante líneas de su propiedad o de terceros a las instalaciones de distribución de la respectiva concesionaria. 2.- Los suministros a usuarios finales de potencia conectada inferior o igual a 2 (MW), efectuados desde instalaciones de generación o transporte de una empresa eléctrica, en sistemas eléctricos de tamaño superior a 1,5 (MW), en capacidad instalada de generación.
Estructura de Precio: En los sistemas eléctricos cuyo tamaño es superior a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación se distinguirán dos niveles de precios sujetos a fijación: 1.- Precios a nivel de generación-transporte: Estos precios se denominarán «precios de nudo» y se definirán para todas las subestaciones de generación-transporte desde las cuales se efectúe el suministro. Los precios de nudo tendrán dos componentes: precio de la energía y precio de la potencia de punta. 2.- Precios a nivel de distribución. Un segundo nivel de precios regulados se aplica para llegar a los pequeños consumidores. A estos «precios de nudo» deben agregarse recargos asociados a los costos de transformación y distribución en las redes de menor tensión, de propiedad de las empresas distribuidoras. Estos «valores agregados» son calculados por CNE y fijados cada cuatro años conforme a un procedimiento legal.
El valor agregado de distribución (VAD), es el valor que sumado al precio de nudo (generación – transmisión), por el concepto de costos de distribución, determina el precio usuario final. Es un costo por kilowatt ($/kW), obtenido de la simulación de la operación de una Empresa Modelo Eficiente.
Precios de Distribución Eléctrica (VAD): La estructura de los precios a nivel de distribución considerará los precios de nudo establecidos en el punto de conexión con las instalaciones de distribución y del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal y el valor agregado por concepto de costos de distribución, adicionándolos a través de fórmulas que representen una combinación de dichos valores, de tal modo que el precio resultante de suministro corresponda al costo de la utilización por parte del usuario de los recursos a nivel producción-transporte y distribución empleados.
El valor agregado por concepto de costos de distribución se basará en empresas modelo y considerará:
1.- Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independiente de su consumo;
2.- Pérdidas medias de distribución en potencia y energía;
3.- Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada.
SUBTRANSMISION Y TARIFICACION
Proceso Regulatorio de Valorización de los Sistemas de Subtransmisión 2011-2014
Los sistemas de subtransmisión son definidos en el artículo N° 75 de la LGSE como aquellos destinados constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico respectivo, están dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales libres o regulados, territorialmente identificables, que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras.
Mapa de Subtransmisiones:Actualmente Chile posee 7 sistemas de subtransmisión: SING, SIC1, SIC2, SIC3, SIC-4, SIC 5 y SIC-6 según Res Ex Nº 579. SIC-1 Diego de Almagro – Quillota. SIC-2 Quillota – Batuco. SIC-3 Región Metropolitana. SIC-4 Paine – Charrúa. SIC-5 Charrúa – Temuco. SIC-6 Temuco – Quellón. SING Arica – Antofagasta.
Decreto Supremo N°134:Dada la alta cantidad de instalaciones que deben ser definidas como subtransmisión, la CNE en el año 2010 y mediante informe técnico determinó tales instalaciones, con sus respectivos propietarios, longitudes, barrar que conecta, etc. Toda esta información posteriormente se fundió en el Decreto Supremo N°134 del Ministerio de Energía. La valorización de las instalaciones que componen cada uno de los sistemas de subtransmisión, debe ser determinada mediante un consultor independiente, contratado por las empresas propietarias de tales sistemas, según lo indica el Articulo N°108 de la LGSE. Asimismo éste debe determinar la proyección de la demanda, el pago por uso de generadores, los costos de operación, mantenimiento y administración, el plan de expansión para los próximos 10 años y las fórmulas de indexación. Posteriormente la CNE debe revisar cada uno de los informes, corregirlos en caso de ser necesario, y luego publicar un informe técnico con los resultados finales para cada sistema de subtransmisión.
Ley N°19940: Valorización y pago de instalaciones subtransmisión.
Art.108 (Art. 71-36 Ley Nº 19.940) se valorizan Instalaciones económicamente adaptadas a la demanda proyectada para un período de cuatro a diez años, para cada instalación se calcula: Pérdidas de subtransmisión en potencia y energía. Costos estándares de inversión, mantención, operación y Administración.
Art. 109 (Art. 71-37 Ley Nº 19.940) ¿Quiénes deben pagar ? Generadoras que inyectan directamente en un sistema de subtransmisión: Pago anual por uso. Retiros: Peajes de subtransmisión para cada barra de retiro.
Sistema de Transmisión Troncal:
1.- Califica a aquellas líneas que superen una tensión nominal de 220 kV y que sus flujos no abastezcan el consumo de pocos clientes o que provengan de un único generador. 2.- Este sistema es de uso público. 3.- La valoración de sus activos se desarrolla en el Estudio de Transmisión Troncal (ETT). 4.- Este es realizado cada 4 años. 5.- Con esto se permite calcular las tarifas por peajes para los años sucesivos.
6.- La dirección de peajes del respectivo CDEC establece liquidaciones de peajes para los efectos de pagos a las empresas transmisoras.
7.- Acceso abierto de terceros a los sistemas de transmisión troncal, sin discriminación, a través de pagos de remuneraciones.
8.- No se puede negar el acceso a los sistemas de transmisión troncal por motivos de capacidad técnica. Solo el CDEC puede limitar inyecciones o retiros sin discriminar usuarios.
ESTUDIO DE TRANSMISION TRONCAL
1.- Esto comienza con el envio de una primera propuesta, que puede ser de cualquier usuario. 2.- Luego es discutida, para llegar al plan de expansion.3.- En caso de que alguna de las partes no lleguen a acuerdo, se recurre al Panel de Expertos. 4.- Estos deliberan y se elaboran el Decreto de Expansión Troncal con la calendarización de obras. 5.- Desde la vigencia de la ley corta I (2004) solo se han realizado dos estudios de transmisión troncal 2006 y 2010. 6.- En este decreto se distinguen dos tipos de ampliaciones: a) Obras nuevas: Instalar nueva infraestructura y sigue un proceso de licitación pública. b) Ampliaciones a obras existentes: El propietario de la obras es quien licita y luego desarrolla.
Tarificación: 1.- Las inyecciones y retiros de potencia y energía son valorizados a costo marginal, con lo cual queda un saldo al transmisor llamado Ingreso Tarifario (IT). 2.- Puesto que los costos marginales son inferiores a los costos medios, estos no cubren el costo total incurridos en la prestación del servicio, la legislación considera un pago adicional por el uso de las instalaciones que permita suplir dichos costos, este pago adicional es conocido como peaje el cual esta segmentado en dos tipos: peaje básico y peaje adicional. 3.- El peaje básico se define como la cantidad resultante de sumar las anualidades correspondientes a los costos de operación, mantención e inversión en las líneas, subestaciones y demás instalaciones involucradas en un área de influencia. 4.- El peaje adicional es cuando un propietario de la central desea retirar electricidad en otros nudos que se encuentren fuera de su área de influencia. 5.- La finalidad de este cobro de IT y peajes es permitir a los propietarios de las líneas de transmisión cubrir todos los costos de operación y mantención (COMA), más las anualidades del valor nuevo de reemplazo (AVNR), la cual es calculada sobre una vida útil de 30 años y una tasa de descuento del 10%.
Área de Influencia Común
1.- Aquí es donde se realiza al menos el 75% de las inyecciones potencia y retiros de demanda.
2.- El peaje que se paga en esta área es realizado como 80% por los generadores y un 20% por los consumidores.
3.- Fuera de esta área, el pago se determina por la dirección del flujo de potencia.
4.- El peaje de las líneas que inyectan potencia al área de influencia será asumido por las plantas generadoras.
5.- El peaje de las líneas que retiran potencia del área de influencia común será asumido por los consumidores.
FORMULAS PARA OBTENER LA TARIFICACION
Valor Anual de Transmisión Tramo:Transmisión Tramoi = VATTi = AVIi + COMAi
VATTi = Valor anual de transmisión por tramo “i”.
AVIi = anualidad de la inversión tramo “i”.
COMAi = Costos anuales de operación, mantenimiento y administración tramo “i”.
Esta es fijada cada 4 años, en sistemas existentes lo determina el Estudio de Transmisión Troncal (ETT).
Peajei = VATTi – ITEi = AVIi + COMAi – ITEi
ITE = Ingreso tarifario esperado.
Ingresos Tarifarios Y Peaje de Transmisión
Ingreso Tarifario: es el pago variable que recibe la empresa de transporte y corresponde a la cantidad que percibe el propietario de las líneas y subestaciones involucradas, debido principalmente a la existencia de perdidas en la red.
Peajes Básicos: En el DFL N°1 y Articulo 88 del DS 327, se señala que el monto del peaje básico es la cantidad que resulta de sumar las anualidades correspondientes a los costos de operación, de mantenimiento y de inversión en las líneas, subestaciones y demás instalaciones involucradas en un área de influencia, menos el ingreso tarifario anual. Se agrega en el DS-327 que el peaje básico se pagará a prorrata de la potencia firme de cada generador.
Peajes Adicionales: En el DFL N°1 y Artículo 91 del DS327 se señala que si el propietario de la central desea retirar electricidad en otros nudos, diferentes a los señalados en el artículo 91º D, deberá convenir peajes adicionales con el propietario de las líneas y subestaciones involucradas. Estos peajes se calcularán de la misma forma que el peaje básico, teniendo los generadores los mismos beneficios de retirar electricidad que en los tipos de peajes descritos anteriormente. En términos generales los tramos de línea no atribuibles a pago de peaje básico deberán ser atribuidos a peaje adicional.
Acceso a sistema de transmisión y expansión
Sistema de transmisión: El sistema de transmisión corresponde al conjunto de líneas, subestaciones y equipos destinados al transporte de electricidad desde los puntos de producción (generadores) hasta los centros de consumo o distribución. En Chile se considera por ley, como una línea de transmisión aquella que transporta más de 23.000 v. Las de menor voltaje se consideran como distribución. La transmisión es de libre acceso para los generadores, es decir, estos pueden imponer servidumbre de paso sobre la capacidad disponible de transmisión mediante el pago de peajes.
Ley N° 19.940: Regula sistemas de transporte de energía eléctrica, establece un nuevo régimen de tarifas para sistemas eléctricos medianos e introduce las adecuaciones que indica a la ley general de servicios eléctricos.
El transmisor tiene obligación de SERVICIO, siendo responsabilidad de él invertir en nuevas líneas o en ampliaciones de estas
En el sistema de transmisión se puede distinguir: Sistema Troncal: Conjunto de líneas y sub-estaciones.Que configuran el mercado común.
Sistema de sub-transmisión: Son aquellos que permiten retirar la energía. Desde el sistema troncal, hacia los puntos de consumo.
Leyes o normativas:
DFL N°4 (Ley general de servicios eléctricos) 1982: entrega al estado un rol de subsidiario, regula la generación, la transmisión, la distribución; las concesiones y las tarifas eléctricas.
Ley 19.940 (Ley corta I) 2004: Modifica la regulación de la transmisión (peajes y expansión). Crea mercado de servicios complementarios. Precisa peajes de distribución.
Ley 20.018 (Ley corta II) 2005: Establece exigencias de seguridad y calidad de servicio homogéneas para oferentes de licitaciones de suministro regulado.
Expansión del sistema de transmisión: La planificación de la expansión del sistema troncal en Chile es realizado mediante un Estudio de Transmisión Troncal (ETT).
1.- El estudio es realizado cada 4 años .2.- Mediante licitación pública liderada por la CNE. 3.- El plan se realiza considerando un horizonte de evaluación. 4.- De 10 años (2006) y 15 años (2010). 5.- El estudio permite conocer las expansiones necesarias. 6.- Del sistema de transmisión y calcular las tarifas por peajes. 7.- La actualización del (ETT) se realiza anualmente. 8.- Mediante un proceso de revisión realizado por el CDEC.
En cuanto a los terrenos que son necesarios para instalar las líneas de transmisión, existen dos formas de tramitar su posesión:
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9.- Mediante la negociación directa con los propietarios. 10- Por el valor a pagar del terreno que se utilizará. 11- En el caso de no llegar a un acuerdo. 12- Es necesario pasar a la etapa de solicitud de servidumbre. 13- Se solicita al ministerio de energía la servidumbre. 14- Con un documento que individualice los terrenos. 15- El ministerio de energía enviará a la SEC la solicitud. 8- Esta realiza un informe de aprobación o rechazo
1.- En el caso de que sea aprobado. 2.- La solicitud se puede publicar en el diario oficial. 3.- La SEC pondrá en conocimiento a los propietarios sobre el proyecto. 4.- Estos pueden oponerse al trazado del terreno. 5.- La SEC pone en conocimiento a la empresa de transmisión. 6.- Si es aceptada, se le notifica a la SEC. 7.- Y esta le comunica al ministerio de energía. 8.- Para que resuelva la servidumbre definitiva. 9.- En un plazo de 120 días desde el inicio del proceso.
1.- En el caso que no exista acuerdo entre las partes. 2- Respecto al valor del terreno. 3 Se designa a una comisión de “Hombres Buenos”. 4 Quienes evalúan las indemnizaciones al propietario. 5 Si el propietario no está de acuerdo con el dictamen. 6 El caso es resuelto por la justicia civil. 7 En el caso que esté de acuerdo. 8 Se entrega el derecho de servidumbre. 9 Y se le paga al propietario según el avalúo.
Las regulaciones buscan crear incentivos de eficiencia económica y técnica, de modo que:
1.- El sistema de transmisión se desarrolle a mínimo costo. 2- Se logren niveles adecuados de calidad de servicio y confiabilidad.3- Se adapte a los requerimientos de generadores y consumidores. 4- Se remunere a sus propietarios de modo que esos objetivos se cumplan.
Se buscan mecanismos para incentivar la adecuada expansión de los sistemas de transmisión, esencialmente a través de dos caminos:
1.- Orientando las ampliaciones a través de la acción planificadora del regulador. 2- Con mecanismos que estimulen la interacción de los agentes acordando su futuro desarrollo.
Proceso de planificación y expansión: El proceso de planificación y expansión del sistema de transmisión troncal puede dividirse en 2 procesos:
1.- Planificación de las necesidades de transmisión eléctrica. 2- Desarrollo de las obras de transmisión.
Planificación de necesidades en (TT): Éste consiste en la determinación de los sistemas troncales iniciales, el área de influencia común correspondiente, la calificación de líneas existentes como nuevas troncales, y sus correspondientes Valores Anuales de la Transmisión por Tramo, Este estudio es licitado, nacional e internacionalmente, por la CNE, y busca generar una hoja de ruta para los próximos 4 años respecto de la necesidad de infraestructura en transmisión troncal
Problemas detectados del proceso de planificación y expansión
1.- Horizontes de planificación que se utilizan para la evaluación de la evolución del sistema eléctrico. 2- Cantidad de escenarios para modelar la incertidumbre que se utilizan en los ETT. 3- Problemas respecto de su proceso de adjudicación.
Plan de expansión 2012-2013: Para el sistema interconectado del norte grande (SING): Línea 2×220 Kv. Encuentro-Lagunas (primer circuito), plazo de construcción de 42 meses, valor referencial de inversión de US$38.700.000.
Para el sistema interconectado central (SIC): 1- Segundo Transformador Ancoa 500/220 Kv.Plazo de construcción de 36 meses, valor referencial de inversión de US$20.451.000. 2- Nueva Línea 1×220 Kv. Melipilla-Rapel, plazo de construcción de 60 meses , valor referencial de inversión de US$23.690.000. 3- Nueva Línea 2×220 Kv. Lo Aguirre-A. Melipilla (con circuito tendido), plazo de construcción de 60 meses,valor referencial de inversión de US$27.815.000.
1. Explique Sistema de Transmisión y de ejemplos?
El sistema de transmisión corresponde al conjunto de líneas, subestaciones y equipos destinados al transporte de electricidad desde los puntos de producción (generadores) hasta los centros de consumo o distribución. En Chile se considera por ley, como una línea de transmisión aquella que transporta más de 23.000 v. Las de menor voltaje se consideran como distribución.La transmisión es de libre acceso para los generadores, es decir, estos pueden imponer servidumbre de paso sobre la capacidad disponible de transmisión mediante el pago de peajes.
2. ¿De acuerdo al reglamento se identifican dos ingresos principales de remuneraciones en los sistemas de transmisión, cuales son y explíquelos?
Ingreso Tarifario: es el pago variable que recibe la empresa de transporte y corresponde a la cantidad que percibe el propietario de las líneas y subestaciones involucradas, debido principalmente a la existencia de perdidas en la red.
Peajes Básicos: En el DFL N°1 y Articulo 88 del DS 327, se señala que el monto del peaje básico es la cantidad que resulta de sumar las anualidades correspondientes a los costos de operación, de mantenimiento y de inversión en las líneas, subestaciones y demás instalaciones involucradas en un área de influencia, menos el ingreso tarifario anual. Se agrega en el DS-327 que el peaje básico se pagará a prorrata de la potencia firme de cada generador.
Peajes Adicionales: En el DFL N°1 y Artículo 91 del DS327 se señala que si el propietario de la central desea retirar electricidad en otros nudos, diferentes a los señalados en el artículo 91º D, deberá convenir peajes adicionales con el propietario de las líneas y subestaciones involucradas. Estos peajes se calcularán de la misma forma que el peaje básico, teniendo los generadores los mismos beneficios de retirar electricidad que en los tipos de peajes descritos anteriormente. En términos generales los tramos de línea no atribuibles a pago de peaje básico deberán ser atribuidos a peaje adicional.
3. ¿Qué se entiende por VAD y en que influye en la transmisión? El valor agregado de distribución (VAD), es el valor que sumado al precio de nudo (generación – transmisión), por el concepto de costos de distribución, determina el precio usuario final. Es un costo por kilowatt ($/kW), obtenido de la simulación de la operación de una Empresa Modelo Eficiente.
4. ¿Cómo se expande la transmisión Troncal, explique?
1.- El estudio es realizado cada 4 años .2.- Mediante licitación pública liderada por la CNE. 3.- El plan se realiza considerando un horizonte de evaluación. 4.- De 10 años (2006) y 15 años (2010). 5.- El estudio permite conocer las expansiones necesarias. 6.- Del sistema de transmisión y calcular las tarifas por peajes. 7.- La actualización del (ETT) se realiza anualmente. 8.- Mediante un proceso de revisión realizado por el CDEC.
En cuanto a los terrenos que son necesarios para instalar las líneas de transmisión, existen dos formas de tramitar su posesión:
1.- Mediante la negociación directa con los propietarios. 2- Por el valor a pagar del terreno que se utilizará. 3- En el caso de no llegar a un acuerdo. 4- Es necesario pasar a la etapa de solicitud de servidumbre. 5- Se solicita al ministerio de energía la servidumbre. 6- Con un documento que individualice los terrenos. 7- El ministerio de energía enviará a la SEC la solicitud. 8- Esta realiza un informe de aprobación o rechazo.
1.- En el caso de que sea aprobado. 2.- La solicitud se puede publicar en el diario oficial. 3.- La SEC pondrá en conocimiento a los propietarios sobre el proyecto. 4.- Estos pueden oponerse al trazado del terreno. 5.- La SEC pone en conocimiento a la empresa de transmisión. 6.- Si es aceptada, se le notifica a la SEC. 7.- Y esta le comunica al ministerio de energía. 8.- Para que resuelva la servidumbre definitiva. 9.- En un plazo de 120 días desde el inicio del proceso.
En el caso que no exista acuerdo entre las partes. 2- Respecto al valor del terreno. 3 Se designa a una comisión de “Hombres Buenos”. 4 Quienes evalúan las indemnizaciones al propietario. 5 Si el propietario no está de acuerdo con el dictamen. 6 El caso es resuelto por la justicia civil. 7 En el caso que esté de acuerdo. 8 Se entrega el derecho de servidumbre. 9 Y se le paga al propietario según el avalúo.
5¿De acuerdo a la ley corta 19940, ley corta 1, cuales son los temas más relevantes mencionados para el sistema de transmisión?Ley corta 1: Promulgada en marzo de 2004, la ley 19940 también llamada Ley Corta I, reguló el mercado de la transmisión, definiéndole un carácter de servicio público. Su objetivo fue asegurar el suministro eléctrico y mejorar la interconexión entre el Sistema Interconectado Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC). Con esta ley se sinceraron y distribuyeron algunos costos al hacer que el pago del peaje por transmisión eléctrica, que antes tenían que pagar en un 100% las generadoras tras negociar con las transmisoras, pudiera definirse de manera más clara y se repartiera con los consumidores.
Ley N°19940: Valorización y pago de instalaciones subtransmisión.
Art.108 (Art. 71-36 Ley Nº 19.940) se valorizan Instalaciones económicamente adaptadas a la demanda proyectada para un período de cuatro a diez años, para cada instalación se calcula: Pérdidas de subtransmisión en potencia y energía. Costos estándares de inversión, mantención, operación y Administración.
Art. 109 (Art. 71-37 Ley Nº 19.940) ¿Quiénes deben pagar ?
Generadoras que inyectan directamente en un sistema de subtransmisión: Pago anual por uso. Retiros: Peajes de subtransmisión para cada barra de retiro, (precios por unidad de energía y de potencia).