11 Grupo de Trabajo Nueva Ley de Transmisión Sesión 2, 19 de marzo de 2015.

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Grupo de TrabajoNueva Ley de Transmisión

Sesión 2, 19 de marzo de 2015

22

AGENDA

Cierre Diagnóstico

Discusión sobre propuestas Planificación

• Diagnóstico

• Alternativas (Propuestas de talleres y benchmarking)

• Propuestas CNE - PUC

333

LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILE: DIAGNÓSTICO Y PROBLEMAS Y VISIÓN FUTURA

444

LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILELA TRANSMISIÓN COMO UNA RESTRICCIÓN

Adicional

Subtransmisión

Troncal

• Falta de visión estratégica de largo plazo y proactividad; mal manejo de incertidumbre; necesidad holguras

• Ausencia de criterios de ordenamiento territorial.

• Lenta periodicidad de expansión.• Esquemas de remuneración deben

adaptarse a un nuevo esquema de expansión, con criterios de eficiencia.

• No existe obligación de ampliación, lo que provoca congestión y dificultades para conexión de otra generación.

• Regulación con diferencias conceptuales al troncal en cuanto a ampliación efectiva, seguridad, remuneración y señales de expansión, dificulta desarrollo integral de la red: calificación de instalaciones, acceso de PMGD, etc.

• Falta coordinación con desarrollo del troncal.

• Falta de claridad en las obligaciones (e.g., de ampliación) y derechos (e.g., reserva de capacidad) de los propietarios.

• Falta de procedimientos claros y transparentes (e.g., determinación de capacidad remanente).

• Falta de claridad en alcance y aplicación del libre acceso.

555

LA TRANSMISIÓN HOY EN CHILE PROBLEMAS SOCIALES Y AMBIENTALES

Asociatividad

Rol del Estado

Planificación Territorial

Participación Ciudadana (Temprana)

• Necesidad crear mecanismos de resolución de conflictos

• Necesidad de regular la asociatividad.

• Nuevo rol del Estado como posible coordinador entre privados y ciudadanía, velando por el medio ambiente e intereses nacionales.

• Inexistencia de un instrumento de planificación territorial para transmisión.

• Conflicto entre intereses nacionales, regionales y locales.

• Falta de política nacional de ordenamiento territorial.

• Existen cuellos de botella o situaciones delicadas para la expansión de la red (parques nacionales, subestaciones en zonas urbanas, entre otros).

• Desconfianza y falta diálogo entre comunidades y privados para coordinar intereses.

• Poca participación de las comunidades y población en las decisiones de localización.

• Falta de información a la ciudadanía.

66

Horizonte de Planificación

Metodología de Evaluación (criterios y modelo)

Proceso

Periodicidad

Temas asociados a la Planificación

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A. LEVANTAMIENTO DE LAS PROPUESTAS DE EXPERTOS

Resumen de los problemas, interrogantes, críticas y propuestas de solución desarrolladas en los talleres PUC-CNE en relación a la expansión del sistema de transmisión

Prof. David Watts PUC

888

DIAGNÓSTICO EN RELACIÓN A LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE

TRANSMISIÓN


Expansión de la transmisión ha sido insuficiente o poco adecuada• Aumentan los costos de suministro por falta de transmisión.• Limitada integración de nuevos competidores al mercado de generación.• Desarrollo no considera adecuadamente el impacto ambiental y social.

Retrasos en obras de

transmisión

Falta de robustez en expansión

Estrechez de capacidad

de transporte

• A partir de la lluvia de ideas presentada previamente, así como del trabajo en los posteriores talleres PUC-CNE, el Equipo PUC ha extraído el diagnóstico que se grafica a la derecha.

• La expansión de la transmisión ha sido insuficiente o poco adecuada, como consecuencia de una expansión poco robusta y los retrasos en obras de transmisión, así como la consecuente estrechez de capacidad de transporte.

• Lo anterior produce aumento en los costos de suministro eléctrico, limitada integración de nuevos competidores en generación, y desarrollo poco sustentable.

99

PROBLEMAS DE LA PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA TRONCAL

Prof. David Watts PUC 9

•No se incorpora impacto social, ambiental y territorial en la evaluación de alternativas

• Incluyendo resiliencia ante situaciones extremas, tales como terremotos

•Reducido número de escenarios

•No se cuantifica el riesgo de los planes de expansión

• Plazo de estudio no es suficiente, y no incorpora estrategia energética nacional

Falta de visión estratégica de

largo plazo

Insuficiente tratamiento de

la incertidumbre

Falta de criterios de

sustentabilidad

Falta de criterios de seguridad y calidad de

servicio

Los principales problemas identificados en los talleres PUC-CNE se pueden clasificar en cuatro categorías, según se grafica a la izquierda.

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SOLUCIONES PROPUESTAS PARA LA PLANIFICACIÓN DE TRANSMISIÓN


Soluciones para la

planificación de sistemas

de transmisión

Mejorar tratamiento de

la incertidumbre

Análisis a más largo plazo y

con visión estratégica

Inclusión de holguras de

capacidad en la transmisión

Inclusión de polos de

desarrollo

Incorporar criterios de

sustentabilidad

Incorporar criterios de seguridad y calidad de

servicio

• Estudio sobre metodologías de planificación con incertidumbre.

• Posiblemente incrementar escenarios a utilizar en ETT.

• Análisis de la inclusión de una visión estratégica en la planificación.

• Posiblemente incrementar plazo de análisis de 10 a 15 o 20 años.

• Estudio sobre el impacto de estas holguras en el sistema, así como su dimensionamiento óptimo.

• Estudio del impacto económico de incluir polos de generación, particularmente ERNC

• Estudio del esquema de desarrollo para estas líneas.

• Materia de otro estudio, escapa el alcance del presente.

Las soluciones concretas propuestas a los anteriores problemas durante los talleres PUC – CNE abarcan desde la planificación de los sistemas hasta la construcción. Aquellas soluciones que tienen relación con la planificación de la transmisión, se esquematizan en la figura de la izquierda.

Se recalcan también algunos estudios sugeridos por los participantes de los talleres.

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B. REVISIÓN DE LA LITERATURA NACIONAL E INTERNACIONAL Y HERRAMIENTAS DISPONIBLES


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RESUMEN EJECUTIVO DE LA REVISIÓN DE LITERATURA

INTERNACIONAL

Revisión de

literatura

1. Estudios de planificación de

transmisión en el extranjero

2. Esquemas para incorporar

polos de generación a la

red

¿Qué se hizo? ¿Qué se obtuvo?• Planificación técnica detallada entre 10 o 20 años; planificación energética u

otros estudios con plazos entre 20 y 50 años.• Análisis económico financiero de largo plazo• Incertidumbre se aborda mediante: entre 3 y 5 escenarios a largo plazo con

criterio minimax regret; flexibilidad de corto plazo (planificación anual y adelanto de hitos); y alternativas a la transmisión (demand response, eficiencia energética, FACTS, etc).

• Existen aspectos metodológicos que se pueden mejorar en la planificación de transmisión en Chile, como por ejemplo adoptar el análisis costo-beneficio formal.

• Sin embargo, la buena planificación depende fuertemente del proceso, su formalización, experiencia, transparencia, participación de stakeholders y buena ejecución, y no sólo de la herramienta de simulación y la metodología técnica utilizada.

• Para facilitar incorporación de polos de generación ERNC a la red es necesario implementar esquemas anticipativos / proactivos de planificación.

• Múltiples esquemas regulatorios han sido implementados exitosamente en el mundo.

• En todos los casos revisados se busca establecer compromisos o garantías por parte de los desarrolladores, reduciendo riesgos de construir líneas que no se usen.

PJM, CAISO y Alberta en Estados Unidos; Alemania, Suiza, Reino Unido y Francia en Europa; Nueva Zelanda y Australia en Oceanía; y Brasil y Colombia en Sudamérica

Principalmente ICGs en Brasil y CREZs en Texas (esquema similar al que ahora se desea implementar en California)

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CONCLUSIONES

141414

1. CONCLUSIONES DE LA REVISIÓN INTERNACIONAL PARA LA PLANIFICACIÓN

DE TRANSMISIÓN

Plazo de planificación detallada no debiese ampliarse sobre los 20 años pero debe incorporar beneficios de largo plazo de la transmisión, y se puede complementar con estudios de menor detalle a más largo plazo (30-40 años)Análisis financiero debe considerar correctamente la vida útil de las obras. (30-40-50 años)

Planificación de transmisión en Chile debe adoptar buenas prácticas identificadas en procesos en el extranjero, especialmente en generación de escenarios y adaptación del plan a las condiciones cambiantes del entorno y detallar los costos y beneficios de cada alternativa.

Integración de recurso renovable esparcido y lejano a la red requiere nuevos esquemas de planificación proactiva, así como mecanismos de coordinación.

Experiencia internacional confirma y enriquece

recomendaciones de los participantes de los talleres

PUC-CNE

La revisión de experiencia internacional indica que las propuestas y lineamientos producidas en los talleres de transmisión PUC-CNE se condicen con prácticas de referentes en todo el mundo.

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1. CONCLUSIONES DE LA REVISIÓN INTERNACIONAL PARA LA PLANIFICACIÓN

DE TRANSMISIÓN

Plazo de planificación detallada no debiese ampliarse sobre los 20 años pero debe incorporar beneficios de largo plazo de la transmisión, y se puede complementar con estudios de menor detalle

•De alguna forma deben incorporarse al modelo los 20 o 30 años de utilización de las obras de expansión, ya sea ampliando el horizonte, o proyectando sus beneficios hasta el final de la vida útil.

•Estudios de planificación energética de menor detalle pueden indicar grandes necesidades de transmisión en el largo plazo. Estos resultados complementan o guían la planificación y evaluación detallada eléctrica y económica del ETT.

•Análisis financiero debe considerar correctamente la vida útil de las obras. (30-40-50 años)

Planificación de transmisión en Chile debe adoptar buenas prácticas identificadas en procesos en el extranjero, especialmente en generación de escenarios y adaptación del plan a las condiciones cambiantes del entorno

•La estructura del proceso de planificación es tanto o más importante que las metodologías técnicas utilizadas.•Reino Unido, Francia y la Unión Europea utilizan un enfoque similar al del ETT en cuanto a escenarios de largo plazo. De estos casos se podrían estudiar metodologías específicas al respecto. Lo mismo aplica para mejorar las proyecciones de corto y mediano plazo de acuerdo a la experiencia de PJM.

•Actualización frecuente de la planificación y sus supuestos a medida que se cuenta con información nueva es una práctica fundamental en el proceso de planificación de PJM, CAISO, Reino Unido, Francia, Nueva Zelanda y Brasil. Además, en la planificación se evalúan alternativas flexibles a la expansión de transmisión tales como programas de gestión de la demanda, nuevas tecnologías o eficiencia energética, notablemente en Reino Unido.

•Participación de stakeholders es una dimensión fundamental en la planificación que debiese profundizarse, y que además abarca todo el proceso de expansión de la red. En paralelo al presente estudio se está revisando la participación ciudadana en definición de trazados de transmisión.

•Análisis de costo-beneficio es utilizado en PJM, CAISO, Reino Unido, Francia, Italia, España, Nueva Zelanda y Australia, y puede implementarse en futuros ETT sin cambios en la regulación. En CAISO y PJM se consideran beneficios de energía y potencia, considerando pago de los usuarios y no costos del sistema. En la Unión Europea y otros casos se complementa con beneficios no-monetizables tales como aumento de la confiabilidad y resiliencia o reducción de emisiones de CO2.

•Desarrollar una modelación económica-financiera explicita y transparente que garantice la correcta inclusión de la vida útil de las obras (30-40-50 años)

Integración de recurso renovable esparcido y lejano a la red requiere nuevos esquemas de planificación proactiva, así como mecanismos de coordinación

•La evidencia internacional indica que es necesario planificar anticipando conexión de futuros desarrolladores, o incluso buscando impulsar con la transmisión el desarrollo de nuevos proyectos.

•Además del problema técnico de definición de trazados, es importante diseñar un mecanismo regulatorio con especial cuidado en la remuneración y distribución de los riesgos. En particular, se debiese exigir garantías y/o compromisos de los potenciales desarrolladores.

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2. CONCLUSIONES PARA LAS SIMULACIONES EN EL PRESENTE

ESTUDIO

• Puesto que se busca comparar distintos esquemas de expansión mediante un procedimiento claro y transparente, se optó por no utilizar herramientas de optimización de la expansión que definan automáticamente el cronograma de expansión, sino utilizar modelos de simulación que permitan añadir manualmente alternativas de expansión .

• Además, dada la significativa generación hidroeléctrica y la capacidad de regulación en embalses del Sistema Interconectado Central, es necesario que dichos modelos incorporen al menos la capacidad de regulación entre bloques y la incertidumbre con respecto a las hidrologías.

Herramienta de simulación utilizada debe incorporar despacho hidrotérmico

• El estudio anticipativo se refiere a planificar la transmisión para acomodar los generadores que se prevé se conectarán al sistema, a partir por ejemplo de la información disponible en el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental.

• Un futuro estudio podría evaluar el esquema proactivo a partir del potencial de generación, no necesariamente asociado a proyectos en evaluación / calificación ambiental.

Se realiza un estudio del esquema anticipativo de planificación de polos de generación.

• Se incorporan en la elaboración de escenarios los resultados del levantamiento relevante de los talleres participativos de transmisión organizados por la PUC y la CNE.

• Desarrollos de polos• Cumplimiento de la cuota ERNC

Metodologías de elaboración de escenarios

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C. DESARROLLO ESTUDIOS SIMULACIÓN Y ANÁLISIS CUANTITATIVO

Desarrollos del Capítulo C del informe de Expansión PUC


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CONCLUSIONES (1)ANÁLISIS OFERTA Y DEMANDA Y DESPACHO

DIARIO• Las holguras en la transmisión económicamente adaptadas otorgan flexibilidad al sistema, disminuyen los

costos de operación, aumentan la oferta y permiten la integración de generación remota al mercado, típicamente a carbón, hidráulica, solar y eólica.– La congestión implica altos costos de operación y perdidas de eficiencia importantes, por lo tanto mantener las holguras en la

transmisión reduce la probabilidad de la congestión y con ello la de enfrentarse a sus altos costos. Es decir, hay un trade-off entre los costos de operación del sistema y las inversiones en capacidad de transmisión.

– En la medida que se desarrolle suficiente transmisión los costos marginales de la zona excedentaria de generación comienzan a subir (y la de la zona deficitaria a disminuir), esto permite que los proyectos que se encuentran en el subsistema excedentario mejoren sus condiciones de ingreso y su rentabilidad promoviendo (o destrabando) el desarrollo de nuevos proyectos en dicha zona

– Con la transmisión holgada los proyectos del subsistema excedentario amplían su “mercado relevante”, pasando de vender localmente (al subsistema excedentario) a vender a todo el sistema nacional gracias a la transmisión robusta que lo conecta al mercado.

• El análisis de despacho diario muestra que la composición horaria de la generación depende directamente de la flexibilidad que otorgue la transmisión, no sólo por la limitación en el despacho de ciertas centrales por la restricción en el transporte, sino también por el cambio en la optimización del uso de agua.– La transmisión más la generación hidráulica permiten la integración del parque generador más alejado de los centros de consumo y de

bajo o nulo costo marginal de operación.– La literatura muestra que los países sin embalses tienen menos flexibilidades y enfrentan mayores costos de integración ERNC. Nuestro

estudio confirma esta afirmación para Chile. – Chile, gracias a su potencial hidroeléctrico, puede beneficiarse de las flexibilidades que sus embalses le otorgan, pero para ello debe

desarrollar un sistema de transmisión robusto y con holguras suficientes para apoyarse de ellos toda vez que sea necesario


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CONCLUSIONES (2)ANÁLISIS DESPACHO DIARIO

• Bajo el paradigma convencional de planificación (GT), Las ERNC aumentan el grado de des-adecuación del sistema de transmisión.

• El enfoque de optimización es reemplazado por el de simulación (escenarios) para estudiar la holgura– Los grandes proyectos eran largos, pocos, lentos y fáciles de seguir (poco agentes) y coordinar su transmisión adicional y troncal. El

supuesto de “conocimiento y predicción común” (common rationality, perfect forecasting, rational expectation) y el enfoque de la optimización son adecuados para estos proyectos.

– Las ERNC son granulares (cientos de proyectos y agentes) muy sensibles a las condiciones de mercado interno y externo, rápidas de construir por agentes heterogéneos y difíciles de seguir en forma individual. Las ERNC se gatillan rápido por pequeños cambios tecnológicos, en el clima regulatorio y las condiciones de mercado y se construyen en un Click!, alterando completamente los escenarios futuros. Transmisión es rápidamente necesitada!

– El enfoque de simulación considerando proyectos agregados y de frecuente actualización es adecuado luego de la irrupción ERNC. – La transmisión es el vehículo de bajo costo para la integración de las ERNC y para expandir la oferta en general

• Con una transmisión restringida el parque carbonero eficiente del norte y el parque solar fotovoltaico futuro se transforman en sustitutos, donde de día se prioriza el despacho solar pero pierde con un precio deprimido, y de noche se produce el despacho convencional con precios razonables.– En estas condiciones convencionales y renovables pierden, aunque los renovables no despachables se llevan la peor parte.– Con restricción de transmisión se produce una competencia zonal ineficiente y de incentivos perversos – Con transmisión holgada las tecnologías compiten nacionalmente y sin incentivos perversos. Se promueve el principio de

asociatividad localmente.

• Este principio de asociatividad es un principio que debe regir no solo al sistema troncal, sino a los sistemas adicionales, transformando a proyectos vecinos en proyectos complementarios.


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CONCLUSIONES (3)EL ANÁLISIS DE LARGO PLAZO

• El análisis de simulación de largo plazo muestra que las holguras en la transmisión permiten responder ante escenarios desajustados a mucho menor costo que con un sistema de transmisión ajustado. Con la holgura se mitiga la desadaptación.

• La holgura permite la integración técnica y económica y facilita el financiamiento de proyectos de generación alejados de los centros de consumo– La transmisión permite también habilitar una mayor competencia en el sector generación lo que redunda en una baja en los costos marginales y en

los costos de operación de largo plazo del sistema, beneficios que son parcialmente traspasados al consumidor final.

• Las holguras en la transmisión no sólo reducen el costo esperado de operación futuro, sino que reducen notablemente la dispersión de los costos marginales y con ello el riesgo que enfrentan todos los proyectos de generación

• Mientras las restricciones de transmisión se alzan como una barrera en la competencia, las holguras de transmisión se alzan como un promotor de la oferta y así de la competencia

• Sin embargo, se muestra que niveles poco razonables de holguras provocados por la sobreinversión en transmisión con bajísima probabilidad de utilización dentro del horizonte de estudio, significan costos adicionales que no son beneficiosos para el país– Se sugiere la revisión anual de la congestión presente y esperada futura de los sistemas de transmisión y con ello el mantenimiento de niveles de

holguras razonables– Estos análisis debieran ser parte de un proceso de planificación energética de largo plazo que se integre adecuadamente a los procesos de expansión

y tarificación troncal y adicional.


212121

CONCLUSIONES (4)SE CONFIRMA LA INTUICIÓN DE LOS EXPERTOS EN LOS

TALLERES

• La holgura es una función del error de pronostico en la planificación!– Por lo tanto , es función de las incertidumbres y sus impactos– Si la incertidumbre crece, entonces las holguras deben ser mayores

• Las problemáticas y soluciones planteadas en los talleres son confirmadas.– Se requiere la inclusión de holguras de capacidad en la transmisión económicamente adaptadas.– Se deben incrementar los plazos de análisis técnico de 10 a 15 o 20 años incorporando una visión estratégica de

largo plazo.– Se debe mejorar el tratamiento de la incertidumbre, por ejemplo, incluyendo más escenarios de generación en la

planificación, para tener una transmisión más robusta ante escenarios no previstos.– La transmisión debe anticiparse a la generación de forma de promover la competencia, pasando de una

transmisión reactiva a una transmisión anticipativa o proactiva. Sobre todo, teniendo en cuenta que los proyectos de generación se construyen rápidamente y pueden des adaptar el sistema cuando no se consideran holguras.

– La planificación debe anticiparse conociendo los potenciales y las condiciones que enfrentarían estos proyectos, para predecir el desenlace del mercado. Donde y que proyectos se conectan?

– Los proyectos deben garantizar su interés de conexión para que el desarrollador de la transmisión las considere.• Se deben ajustar los plazos y criterios de la regulación para anticipar las inversiones en transmisión.

– Los plazos del horizonte de planificación deben considerar los plazos de los estudios, licitación, construcción y puesta en marcha.


2222

BENCHMARKING YPROPUESTAS

2323


Metodología de Evaluación (criterios y modelo)

Proceso

Periodicidad

Temas asociados a la Planificación

2424


Temas asociados a la Planificación - benchmarking

Caso Plazo de planificación eléctrica detallada Plazo de planificación energética / estrategia de expansión

PJM 15 años.(PJM, 2014a, pp. 86-88).

Evalúa los beneficios económicos de la transmisión sólo durante los primeros 15 años de la vida útil de la obra, sin considerar valor residual ni otra técnica similar, justificado por su enfoque en la justificación de corto y mediano plazo de las obras (PJM, 2014a, pp. 86-88).

CAISO 10 años.(CAISO, 2014, p. 37).

Estudios de confiabilidad hasta no más de 10 años (CAISO, 2014, p. 37). Se proyectan los beneficios por toda la vida útil, esto es, hasta 50 años, a pesar de que los estudios de planificación sólo abarcan un plazo de 15 años. Para ello se asume que el flujo producido por el proyecto en el año 15 se mantiene constante anualmente hasta el año 50 (CAISO, 2014, p. 223).

AESO 20 años.(AESO, 2014, p. 8) Expansión con holguras para soportar desarrollo económico de la región.

Alemania

20 años para escenario más probable; 10 años para el resto. (Weber, Beckers, Behr, Bieschke, Fehner, & von Hirschhausen, 2013, p. 45).

Red debe acomodar toda la generación renovable y el despacho económico eficiente.

Reino Unido Análisis detallado a 10 años.(National Grid, 2014a, p. 3).

•Escenarios energéticos a 20 años.•Expansión de transmisión es la última alternativa evaluada.•El proceso se enfoca en la participación de stakeholders.

Francia 10 años.(RTE, 2014, p. 482).

40 años para visión de largo plazo de las grandes estructuras necesarias; visión de destino a 15 o 20 años actualizada cada 5 años; planificación de transmisión de corto y mediano plazo a 10 años.

Dinamarca 10 años. Sin información.

Nueva Zelanda 15 años.(Transpower, 2014, p. 2).

Reporte del año 2011 determinó, mediante estudios a 30 años plazo, grandes necesidades del sistema y estrategias de expansión y gestión de la red.

Australia 20 años. Se prioriza la búsqueda de otras alternativas que eviten decidir por la expansión de la transmisión.

Brasil 10 años.(EPE, 2014, p. 13).

20 a 30 años para planificación energética, actualizada cada 4 años, y que guía la planificación de transmisión al identificar grandes estructuras requeridas (Zimmermann, 2007, pp. 3-5; EPE, 2007, p. 202).

Colombia 15 años.(UPME, 2014, p. 257). Visión de largo plazo a 15 años, pero los análisis más detallados se hacen a 5 y 10 años (UPME, 2014, p. 257).

2525


Largo plazo (30-40 años) y

Mediano plazo (10-20 años)

+

Modelo económico/financiero

considera vida útil de obras

Temas asociados a la Planificación - PROPUESTA

2626

Metodología de Evaluación - Criterios:Caso Drivers de expansión de la red

PJM

6 principales drivers para la expansión (PJM, 2014a, pp. 8,20-22):•Planificación de confiabilidad: cumplimiento de estándares en el corto plazo (5 años) y largo plazo (años 10 y 15), (PJM, 2014a, p. 18).•Cumplimiento de políticas públicas, principalmente RPS y políticas ambientales (PJM, 2014e, p. 7).•Planificación de eficiencia de mercado: mitigación de congestiones históricas y proyectadas, (PJM, 2014a, p. 38). •Evaluación de rendimiento operacional, (probabilística de riesgo antiguo).•Planificación de interconexiones, de generadores e interconexiones regionales.•Planificación local de otras redes menores de terceros•Otras (desconexión generadores antiguos, desastres naturales, etc.)

CAISOPrimera prioridad es mantener confiabilidadCumplimiento de políticas públicas, principalmente RPSEficiencia de mercado

MISO Similar a PJM y CAISO. Confiabilidad primero, cumplimiento de políticas y eficiencia de mercado.

AESO Principalmente no restringir el desarrollo económico de la región (AESO, 2014, p. 8)

AlemaniaEstándar nacional establecido por ley indica que la transmisión debe permitir todo el flujo de potencia requerido para la generación renovable, convencional despachada económicamente e intercambios con países vecinos. Esta estrategia de desarrollo influye la elaboración de escenarios y define la metodología de expansión (Weber, Beckers, Behr, Bieschke, Fehner, & von Hirschhausen, 2013, p. 45).

Reino Unido Principales drivers de expansión son límites térmicos y de voltaje en los enlaces de transmisión entre distintas zonas. (National Grid, 2014a, p. 72)

Francia Se identifican restricciones, a partir de criterios de seguridad y económicos (RTE, 2014, p. 483).

España Resolución de restricción técnicas, seguridad de suministro, fiabilidad, interconexiones, evacuación de generación, almacenamiento de energía por bombeo, otros (Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, 2014, p.85)

Nueva Zelanda riesgo de fallas de instalaciones (driver fundamental de la expansión, evalúa la salud de una instalación y su criticidad para el funcionamiento del sistema), seguridad, calidad de servicio, suficiencia,

Australia El proceso de Expansión se basa en dos drivers: Un objetivo político de integración de energías renovables en el largo plazo y la disminución del consumo de energía a través de una política de eficiencia energética. (AEMO, 2014a, p. 17).

Brasil Driver de expansión es principalmente garantizar las condiciones de servicio a los mercados y los intercambios entre las regiones (EPE, 2012).

Colombia Se debe determinar las necesidades de la red y orientar la expansión en el corto y mediano plazo. Se identifican necesidades por voltaje, transformación, transporte y evacuación de energía. Estas obras sirven como base para el mediano plazo (UPME, 2009, pág. 77)


2727

Metodología de Evaluación - Criterios:

Drivers, en Chile hoy (art. 74 LGSE) :

• Líneas y estaciones económicamente eficientes • Abastecimiento total de la demanda• Seguridad y calidad de servicio

Agregar:

• Crear condiciones que faciliten la competencia• Crear holguras para enfrentar riesgos en el

suministro• Cumplimiento de políticas públicas de acuerdo a

la ley (Diversificación de la matriz)


2828

Metodología de Evaluación - Modelo: Escenarios + Evaluación económica/financiera tradicional

Caso Número de escenarios Comentario relevante sobre los escenarios utilizados

PJM 1-3 Una línea base, con múltiples análisis adicionales sobre varios escenarios específicos. 3 escenarios de penetración renovable.

CAISO 1-3 Una línea base, con entre 1 y 3 escenarios para la demanda por cada zona, y 3 escenarios de penetración renovable.

MISO 5 Similar a los anteriores

Alemania 3 Al menos tres escenarios por los próximos 10 años, con un escenario esperado a 20 años. Escenarios deben cumplir objetivos de política pública establecidos a 30 años.

Reino Unido 4 Escenarios construidos en proceso anual a 15-20 años esencialmente en función de los input de los stakeholders.

Francia 4 -

España 400 400 escenarios en año 10 y un año intermedio, con detalle horario, para cubrir rango de posibles condiciones de operación del sistema (carga, perfil de generación y estado de la red).

Dinamarca 4 En 2007 cubre el rango de políticas ambientales ambiciosas v/s moderadas. En 2011 escenarios se basan en programa gubernamental de 100% de suministro mediante energía renovable hacia el 2050.

Nueva Zelanda 5 1 escenario de demanda “prudente” asegura inversión oportuna. 5 escenarios de generación.

Australia 2 3 escenarios, 2 son considerados plausibles.

Brasil - Número de escenarios varía entre estudios específicos (de transmisión regional, intrarregional, para polos de generación, entre otros).

Colombia 3 3 escenarios de generación; para planificación sólo se usa demanda alta.


292929

EJ: ENTSO-E

• Análisis multicriterio. • Presentar beneficios y

costos difícilmente monetizables

• Considerar dimensiones de riego, ambientales y sociales


3030

Caso Evaluación económica de las alternativas de solución a necesidades de transmisión

PJMSoluciones de carácter económico deben tener razón beneficio-costo superior a 1.25, en valor presente de los primeros 15 años del proyecto. Para obtener los beneficios se utilizan simulaciones horarias de costos de producción para los años 1, 5, 8 y 11 del horizonte, y se utiliza una interpolación para estimar los beneficios de los años no analizados, complementando con una simulación de menor detalle para el año 15. Beneficio de la expansión se obtiene al comparar las simulaciones con y sin la alternativa, lo que se compara con los costos del proyecto durante los mismos 15 años (PJM, 2014a, p. 40).

CAISOAnálisis costo-beneficio enfocado en beneficios económicos para cada participante del sistema (productor, consumidor y transmisor), un análisis de estimación del impacto de la transmisión en la competencia del segmento de generación, y análisis de sensibilidad para incorporar el riesgo en la evaluación (CAISO, 2004, p. 20). Impacto en el consumidor se mide mediante cambios en los Locational Marginal Prices, determinados mediante un price-markup para representar la presencia de poder de mercado.

AlemaniaCriterio de expansión se rige por un estándar nacional, según el cual la red debe permitir todos los flujos que ocurren producto de ERNC intermitente, despacho de mercado de unidades convencionales, e intercambios comerciales con otros países. Por lo tanto, no hay análisis costo-beneficio al no considerarse un trade-off entre capacidad de transmisión y re-despacho (Weber, Beckers, Behr, Bieschke, Fehner, & von Hirschhausen, 2013, p. 45).

Reino Unido

•Se identifican, en el siguiente orden, soluciones de baja inversión (e.g. dynamic rating), operacional (e.g. reducción de consumos de reactivos) y de inversión (e.g. líneas, compensación reactiva). (National Grid Electricity Transmission, 2013).•Análisis detallado de costo-beneficio para determinar plan óptimo en cada escenario (National Grid, 2014a), incorporando el impacto en la seguridad de la red, pérdidas por transmisión, y tiempos de ejecución (lead-time) (National Grid, 2014a, p. 162), además de costos a lo largo de toda la vida útil de cada alternativa. (National Grid, 2014a, p. 49). Costos de los refuerzos se anualizan a la tasa WACC post-impuesto, lo que se suma a los costos de restricciones y pérdidas de cada año, obteniendo un costo total que es descontado a la tasa social (National Grid, 2014a, p. 195). •Minimax regret sobre costo de inversión y operacional de las alternativas óptimas para cada escenario, a fin de escoger un único plan de expansión (National Grid Electricity Transmission, 2013).

Francia

•Análisis costo-beneficio (principalmente costo de congestión, energía no suministrada y el costo de pérdidas) permite seleccionar proyectos con la mejor evaluación socioeconómica para la comunidad, integrando algunas externalidades.

•Elección del período de estudio para una alternativa resulta de un análisis del compromiso entre el rigor de considerar toda la vida útil de la instalación, por un lado, y la dificultad de predecir con precisión las condiciones económicas bajo incertidumbre en el muy largo plazo, por otro lado. Generalmente el período de estudio considerado es de entre 10 y 20 años tras la construcción de la instalación. No se especifica la consideración de un flujo –financiero- residual para las obras cumplido este plazo (RTE, 2014, p. 486).

•También se realiza análisis de riesgo (minimax regret sobre distintos escenarios, establecimiento de hitos de expansión y opciones reales para determinar el momento de dichos hitos). (RTE, 2014, p. 487)•Análisis cualitativo (multicriterio) incorpora factores difícilmente monetizables de alto valor / costo para la sociedad, tales como el impacto al medio ambiente local, la calidad del suministro y la resiliencia (capacidad de recuperación) de la red ante contingencias extremas. (RTE, 2014, p. 487)

Nueva ZelandaAprobación de proyectos se lleva a cabo en etapas de análisis creciente y evaluación de costo-beneficio, incluyendo gestión de portafolios de proyectos, sin especificar tratamiento de la incertidumbre en esta evaluación (en los documentos consultados). En etapa preliminar se consideran costos y beneficios a lo largo de toda la vida útil, típicamente por un horizonte de 20 años (Transpower, 2013, pp. 4, 14-17).

BrasilEntre alternativas técnicamente equivalentes se selecciona la de mínimo costo total de inversión y operación (incluyendo costos de pérdidas) en valor presente, o la de menor inversión inicial si el criterio del valor presente no es conclusivo (MME, 2013, pág. 136), (EPE, 2005, pág. 8). Además, para cada alternativa de expansión debe realizarse un análisis socioambiental y determinar alternativas de corredores (EPE, 2005, pág. 7).

ColombiaSe maximiza la razón Beneficio /Costo para escoger la alternativa de expansión (UPME, 2014, p. 258). No se establecen claramente los beneficios y costos ni la evaluación financiera, pero se consideran, entre otros, el costo del proyecto, costo del cargo por confiabilidad, y el beneficio por seguridad energética (UPME, 2014, p. 281), el ahorro por energía no suministrada (UPME, 2014, p. 299).

Metodología de Evaluación Económica

3131

EJ: CAISO• 10 años de horizonte técnico de

planificación detallada• Extensión del horizonte económico /

financiero ? (50 años?) – Horizonte de depreciación 50 años

Prof. David Watts PUC31

Transmission Plan 2013-2014Página 37

Página 222

Página 223

Página 210-211 Análisis costo beneficio

3232

Metodología de Evaluación - Modelo:

•Análisis beneficio neto tradicional queda corto.•Avanzar a modelo mas transparentes de costos y beneficios, bien ejecutados.

•Ej: California / Unión Europea•Escenarios:

•Avanzar al desarrollo de escenarios bien diversos para lograr robustez. •Escenarios definidos en línea con la política energética.•Explicitar el análisis financiero, económico y no solo el técnico.


3333

Proceso: Amplia participación de stakeholders en proceso de planificación

Caso Participación de stakeholders

PJM Organizada en un comité regional (para todo PJM) y varios comités subregionales, para focalizar la participación (PJM, 2014c, pp. 9-10). Transparencia y entrega de información detallada sobre proyectos a lo largo de todo el proceso de planificación (PJM, 2014c, pp. 9-10). Participación en revisión, comentarios y críticas desde la etapa de adopción de supuestos hasta el resultado final, principalmente por medio de

reuniones organizadas por los diversos comités (PJM, 2014c, pp. 9-10).

Alemania Entre cada planificación anual debe realizarse una consulta pública de las modificaciones a los planes de transmisión. Propuesta de escenarios elaborada por los cuatro TSOs es sometida a consulta pública por el regulador, quien elabora versión definitiva. Propuesta de expansión elaborada por los cuatro TSOs se somete a consulta pública, tras lo cual los TSOs elaboran un nuevo plan, el cual es

comentado o modificado por el regulador y sometido a una nueva consulta pública.

Reino Unido

Escenarios y planificación se construyen a partir de proceso de consulta con stakeholders, mediante reuniones bilaterales, workshops y cuestionarios. Regulador puede conducir consultas con stakeholders, y posteriormente modificar o aprobar metodologías y resultados de la planificación

(legalmente no-vinculante) (Weber et al, 2013, p. 74).

Francia Dos consultas de los planes de expansión, primero con el comité de usuarios de la red y luego abierta al público (Weber et al, 2013, p. 37).

Nueva Zelanda

Consultas para apoyar la proyección de generación y consumos. Consultas e interacción (engagement) temprana con los afectados por los proyectos en planificación. Para grandes proyectos se reciben propuestas y comentarios en relación a la lista larga de alternativas y las posteriores opciones seleccionadas, vía

correo electrónico y/o foros, permitiendo añadir tecnologías e innovaciones, o discutir el análisis realizado.

En el proceso de producción de escenarios y planificación de transmisión, la participación de stakeholders permite fundamentar y validar el proceso, los estudios eléctrico-económicos y los resultados finales del plan de expansión. Esta participación se organiza en un proceso formalmente normado con actores, responsabilidades y plazos.


3434

Proceso

• Participación de múltiples actores.

Avanzar a mayor participación

• Contestable en aspectos técnicos. No contestable en aspectos de definiciones de política pública.

• Nivel de decisión máxima: Largo plazo (Ministerio) y Mediano plazo (CNE)


3535

Periodicidad: gestión del riesgo de corto plazo mediante actualización frecuente

Caso Actualización de la planificación

Reino Unido Anual.

Francia Anual.

Alemania Anual.

Suiza PendienteUltima vigente se aprobó el 2009

Dinamarca Anual.

Italia Anual.

Nueva Zelanda Anual.

Brasil Anual.

Cambios en Supuestos

Cambios metodología

Actualización anual

La planificación normalmente se actualiza anualmente o cuando cambian las condiciones o supuestos utilizados de manera importante.En algunos países se desarrolla el estudio completo nuevamente (PJM, CAISO y Reino Unido) y en otros sólo se actualiza.Hacer el estudio de nuevo permite cambiar la metodología como respuesta al cambio de las condiciones del mercado.La actualización solo permite cambios en los supuestos.


3636

Periodicidad Revisión anual de la planificación (completa) con válvula de escape ante cambios de supuestos.

(Tanto la de mediano como la de largo plazo)


3737

Grupo de TrabajoNueva Ley de Transmisión

Sesión 2, 19 de marzo de 2015

11 Grupo de Trabajo Nueva Ley de Transmisión Sesión 2, 19 de marzo de 2015.

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