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Planeamiento y expansi n de la transmisi n y distribuci n. Interconexiones internacionales. Desarrollos regulatorios y M

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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Planeamiento y expansi n de la transmisi n y distribuci n. Interconexiones internacionales. Desarrollos regulatorios y M

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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

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