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CONTENIDO. Marco LegalAspectos de la Planeaci?n STNAspectos Planeaci?n Interconexiones InternacionalesAspectos Expansi?n Distribuci?n. La Ley El?ctrica establece que:?Compete al Ministerio de Minas y Energ?a definir los planes de expansi?n de la generaci?n, de la red de interconexi?n y f
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3. La Ley Eléctrica establece que:
“Compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación, de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución”. MARCO LEGAL
4. ESTRUCTURA INSTITUCIONAL Dentro del marco institucional:
El Ministerio de Minas y Energía es la autoridad sectorial.El organismo de regulación, la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas). La Administración del Mercado Mayorista está a Cargo de el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ASIC. La Unidad de Planeación Minero Energética –UPME- dotada de personería jurídica, la que elabora un proyecto de Plan Energético Nacional. El control, vigilancia y fiscalización de las empresas se asigna a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios –SSPD-.
Dentro del marco institucional:
El Ministerio de Minas y Energía es la autoridad sectorial.El organismo de regulación, la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas). La Administración del Mercado Mayorista está a Cargo de el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ASIC. La Unidad de Planeación Minero Energética –UPME- dotada de personería jurídica, la que elabora un proyecto de Plan Energético Nacional. El control, vigilancia y fiscalización de las empresas se asigna a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios –SSPD-.
5. ASPECTOS LEGALES
6. ASPECTOS REGULATORIOS
7. METODOLOGÍA
9. CRITERIOS DE PLANEACIÓN Calidad
Cargabilidad
Seguridad
Confiabilidad
Restricciones
10. CALIDAD
11. CARGABILIDAD STN En operación normal no se permiten sobrecargas en los elementos del STN.
La cargabilidad de los transformadores se determina por la capacidad nominal en MVA y para las líneas se toma el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores, el límite por regulación de tensión y el límite por estabilidad.
12. SEGURIDAD (1) Se debe garantizar que:
El sistema debe permanecer estable bajo una falla trifásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 220 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal.
El sistema debe permanecer estable bajo una falla monofásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 500 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal.
El sistema debe tener amortiguamiento positivo. Internacionalmente se recomienda que este amortiguamiento sea por lo menos del 5%.
14. CONFIABILIDAD (1) Se usa el método probabilístico. El sistema debe poder garantizar que el Valor Esperado de Racionamiento de Potencia VERP sea inferior al 1% medido en el nivel de 220 kV.
Para calcular el VERP se tomarán como referencia las metas de disponibilidades para los elementos del STN establecidas en la resolución 011 de 2002.
15. CONFIABILIDAD (2) El Valor Esperado de la Energía no Suministrada (EENS) se valorará con el costo incremental operativo de racionamiento de energía, según sea el escalón correspondiente.
Se usará como límite de emergencia para las líneas y transformadores los reportados por los agentes al CND.
16. RESTRICCIONES En el análisis económico se considerará:
La Resolución 034 de 2001
La disminución del costo de restricciones por rentas de congestión.
17. METODOLOGÍA: Simulación de la operación
18. ANÁLISIS ELÉCTRICO
22. Evaluación Económica Función objetivo: Minimización de los costos de operación, inversión y pérdidas del sistema.
Los beneficios obtenidos por la entrada de un proyecto de expansión, se calculan evaluando la diferencia entre los costos de operación del sistema con y sin el proyecto de expansión definido.
23. Los beneficios totales del proyecto de expansión analizado, se obtienen sumando para cada año del horizonte de planeamiento los beneficios por restricciones, los beneficios por confiabilidad y los beneficios por disminución de pérdidas.
Donde:
i = Años del horizonte de planeamiento
Evaluación Económica
24. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES
25. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD Intercambios horarios de electricidad, producto de las diferencias de precios reportados por los países en los nodos fronteras (mecanismo de corto plazo).
Mecanismo que se implementó conjuntamente con los países de la Comunidad Andina (Decisión CAN 536 de 2003).
26. La comparación de precios permite tomar la decisión inmediata de compra, por parte del país que posea los precios más elevados.
Se reduce el costo de atender la demanda de los países: energía de menor costo entra a competir en el mercado de generación de cada país.
La oferta del país exportador compite en el mercado del país importador bajo las mismas condiciones que rigen para los agentes en el país que importa.
La remuneración de la exportación no es distinta de aquella que reciben los agentes nacionales.
Se garantiza la no discriminación entre la energía del país importador y la del país exportador.
TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
27. LOGROS:
Optimización del sistema integrado que ha generado ahorros importantes a los países dado que:
“La energía fluye desde aquel sistema que oferta precios más económicos hacia aquel con precios más altos”.
Mayor especialización en los procesos de operación y administración de los intercambios internacionales de electricidad.
Mecanismo que ha permitido el uso más eficiente de los enlaces internacionales:
Uso del 100% de capacidad de transporte con Ecuador
Transacciones bidireccionales por precio y por confiabilidad TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
28. Importantes mejoras en calidad y confiabilidad:
Los países cuentan con respaldo para cubrir generación de seguridad tanto en la operación normal como en emergencia.
Se atiende a la demanda con precios más competitivos.
La calidad de la frecuencia se controla en bandas más exigentes
La forma de onda se ha estabilizado especialmente en Ecuador.
Claras señales de largo plazo para la expansión
TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
29. RESULTADOS ECONÓMICOS
30. RESULTADOS ECONÓMICOS
31. Reducción del costo marginal en el mercado de generación en Ecuador.
32. DECISIÓN CAN 536 Los Países Miembros establecerán mecanismos para la remuneración de la actividad del transporte de electricidad en los enlaces internacionales
Acceso a la información para la planificación de construcción de enlaces internacionales
En los procesos de planificación de la expansión de transmisión, cada País Miembro tomará en cuenta la información de los demás Países, buscando coordinar la planificación con una visión de integración regional.
Los Países Miembros coordinarán los procesos dirigidos a la construcción de enlaces. En el caso de que dichos enlaces sean considerados como activos de uso común, la coordinación será efectuada por los organismos encargados de la licitación para su realización.
No discriminación de Precios
Libre acceso a líneas de interconexión
Independencia entre despacho económico y contratos comerciales
tarifas de transporte tendrán en cuenta que el libre acceso desvincula despacho físico y contratos.
Condiciones competitivas en el mercado de electricidad
Libre contratación entre agentes de los países
Países permitirán Transacciones de Electricidad de corto Plazo
Promoción de la participación privada en interconexiones
Las rentas de congestión no se asignan al propietario de la línea
No subsidios, aranceles o restricciones específicas
Los precios de electricidad en ambos extremos de los enlaces intracomunitarios deberán servir para valorar las transacciones internacionales de electricidad, de corto plazo
AGENTES: Los Requisitos son los mismos que para los agentes internos. La autorización para comercializar internacionalmente en un país habilita en los demás países. Intercambio de información entre entes regulatorios sobre propiedad accionaria
RESTRICCIONES E INFLEXIBILIDADES: Las restricciones e inflexibilidades tendrán igual tratamiento para agentes internos y externos. Cuando en un País Miembro ocurran situaciones de fuerza mayor que generen racionamientos de electricidad se podrán dar preferencia al abastecimiento del mercado interno.
CARGOS ADICIONALES: La importación y la exportación de electricidad estarán sujetas a los mismos cargos propios del sector eléctrico, que se aplican a la generación y demandas locales
No discriminación de Precios
Libre acceso a líneas de interconexión
Independencia entre despacho económico y contratos comerciales
tarifas de transporte tendrán en cuenta que el libre acceso desvincula despacho físico y contratos.
Condiciones competitivas en el mercado de electricidad
Libre contratación entre agentes de los países
Países permitirán Transacciones de Electricidad de corto Plazo
Promoción de la participación privada en interconexiones
Las rentas de congestión no se asignan al propietario de la línea
No subsidios, aranceles o restricciones específicas
Los precios de electricidad en ambos extremos de los enlaces intracomunitarios deberán servir para valorar las transacciones internacionales de electricidad, de corto plazo
AGENTES: Los Requisitos son los mismos que para los agentes internos. La autorización para comercializar internacionalmente en un país habilita en los demás países. Intercambio de información entre entes regulatorios sobre propiedad accionaria
RESTRICCIONES E INFLEXIBILIDADES: Las restricciones e inflexibilidades tendrán igual tratamiento para agentes internos y externos. Cuando en un País Miembro ocurran situaciones de fuerza mayor que generen racionamientos de electricidad se podrán dar preferencia al abastecimiento del mercado interno.
CARGOS ADICIONALES: La importación y la exportación de electricidad estarán sujetas a los mismos cargos propios del sector eléctrico, que se aplican a la generación y demandas locales
33. Metodología de Expansión Variables:
O1: Curva de Costos del país exportador, cuando se trata de Colombia esta curva de costos incluye costos fijos, cargo por capacidad, FAZNI, FAER, SIC y CREG.
O2 : Curva de Costos del país importador, cuando se trata de Ecuador esta curva de costos incluye cargo por potencia, costos de combustibles y costos de administración, operación y mantenimiento.
P1 : Costo marginal de la demanda doméstica del país en condición de exportación
P1’: Costo marginal de la demanda doméstica más las exportaciones del país en condición de exportación.
D1 : Demanda doméstica del país en condición de exportación
Fuente: UPME
34. Metodología de Expansión Variables:
D1’ : Demanda doméstica más exportaciones del país en condición de exportación.
P2’ : Costo marginal de la demanda doméstica del país en condición de importación.
P2 :Costo marginal de la demanda doméstica menos las importaciones del país en condición de importación.
D2 : Demanda doméstica del país en condición de importación.
D2’: Demanda doméstica menos las importaciones del país en condición de importación.
CR: Costo de racionamiento, el cual se asume igual para los dos países.
Fuente: UPME
36. Metodología de Expansión
Fuente: UPME
40. Metodología de Expansión
Fuente: UPME
41. Metodología de Expansión
Fuente: UPME
42. Metodología de Expansión
Fuente: UPME
43. Criterios de Decisión Interconexiones Internacionales Que exista un beneficio Neto Positivo para el Grupo de Países.
Que exista un beneficio Neto Positivo para cada uno de Países.
Que la relación entre las rentas de congestión y la pérdida del excedente del consumidor en condición de exportación sea mayor o igual a 1, cuando el beneficio neto sea negativo para los consumidores.
44. DISTRIBUCIÓN
45. 45 El distribuidor realiza la labor de liquidación de los cargos, (Niveles de Tensión 1, 2 y 3) y en el caso del Nivel de Tensión 4 dichas labores las realiza el LAC.
El recaudo está a cargo de los comercializadores.
La expansión está a cargo de cada operador de red quien evalúa la misma con criterios técnicos y económicos (Cme).
En el caso del Nivel de Tensión 4, se cumplen los criterios de expansión aplicados en el STN.
De la Expansión en Distribución
46. Mayores informes