Transcript Red de Transmisión en El Salvador 2014

Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica
de El Salvador
Intercambio Ejecutivo: ETESAL – HEPP (Delegación Haití)
Promovido por:
USAID – USEA
12 de Septiembre de 2014
Agenda
Marco Regulatorio de la Actividad de Transmisión
El Marco Legal está conformado por:
•
La Ley de Creación de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones
(SIGET), emitida mediante el Decreto Legislativo N° 808, del 12 de septiembre de 1996.
•
La Ley General de Electricidad (LGE), emitida mediante Decreto Legislativo N° 843, del
10 de octubre de 1996.
•
El Reglamento de la Ley General de Electricidad, establecido mediante el Decreto Ejecutivo
N° 70, del 25 de julio de 1997.
•
Los Acuerdos que emita SIGET
Las actividades de transmisión y distribución son reguladas por SIGET.
La LGE estableció en su parte transitoria, que la CEL debía reestructurarse para que las actividades
de mantenimiento del sistema de transmisión y operación del sistema de potencia fueran realizadas
por entidades independientes.
A las sociedades que surgieron de la reestructuración de CEL no se les aplico el régimen de
economía mixta.
Marco Regulatorio de la Actividad de Transmisión
Para operar el Sistema de Potencia y administrar el Mercado
Mayorista de Electricidad (MME) se creó la Unidad de Transacciones
(UT)
Surgieron 5 empresas privadas para la distribución de la energía
eléctrica.
La generación con recurso térmico quedó bajo la operación de una
empresa privada.
CEL genera
energía
eléctrica con
recurso hídrico
La generación con recurso geotérmico.
Para el transporte de la energía eléctrica, se creó la Empresa Transmisora
de El Salvador, S. A. de C. V. (ETESAL).
Marco Regulatorio de la Actividad de Transmisión
•
La Ley General de Electricidad (LGE) establece que
ETESAL es la responsable del mantenimiento del
sistema de transmisión.
•
En el año 2003 se reformó la LGE asignándose a
ETESAL la responsabilidad de planificar la expansión
del sistema de transmisión y ejecutar las obras de
ampliación.
•
La SIGET aprueba anualmente el presupuesto para
cubrir conceptos específicos, como mantenimiento,
compensación por fallas, anualidades, etc. El
Presupuesto es la base para el cálculo del Cargo
llamado CUST y permanece constante todo el año.
•
La SIGET aprueba una Anualidad de Inversión para
financiar la ejecución de los proyectos. (El flujo de
fondos que se genera garantiza las operaciones de
crédito).
Marco Regulatorio de la Actividad de Transmisión
•
Los ingresos de un año recibidos en exceso a lo autorizado
por la SIGET, son utilizados para financiar el presupuesto
del año siguiente.
•
La ejecución presupuestaria es auditada por la SIGET.
•
Existe libre acceso a redes de transmisión, Art 27 LGE.
•
Los contratos de transmisión son de carácter público y
deben registrarse en SIGET.
•
Existe una compensación económica por fallas en el
sistema de transmisión.
Quiénes somos
La ETESAL inició operaciones el 1 de octubre de 1999.
ETESAL, es un participante estratégico en el Mercado Mayorista de Electricidad de
El Salvador, haciendo posible las transacciones de energía eléctrica, nacionales y
regionales, entre los diferentes agentes conectados a su red de transmisión (No
efectuamos transacciones).
Quiénes somos
"Mantener y
expandir una red
de transmisión de
energía eléctrica
eficiente y segura,
para apoyar el
desarrollo de
El Salvador y el
mercado regional."
"Ser empresa de
vanguardia en la
transmisión de
energía eléctrica en
Latinoamérica"
- Servicio al Cliente.
- Integridad.
- Seguridad
Operacional.
- Responsabilidad
Social.
- Creatividad e
Innovación.
- Preservación del
Medio Ambiente.
Quiénes somos
Junta
Directiva
Auditoría Interna
Gerencia General
Unidad de Gestión de la Calidad
Gerencia de Administración y Finanzas
Departamento Administrativo
Departamento Financiero
Unidad de Control y Seguimiento de Proyectos
Gerencia de Operación y Mantenimiento
Gerencia Legal
Unidad de Seguridad Industrial
y Salud Ocupacional
Gerencia de Desarrollo del Sistema de Transmisión
Unidad de Planificación
Departamento de Operación e Ingeniería
Área de Desarrollo de Proyectos Regionales
Departamento de Mantenimiento
Área de Desarrollo de Proyectos Internos
Departamento de Telecomunicaciones y Control
Área de Implementación de Equipos Mayores
Área de Servidumbres
Quiénes somos
Remuneración de la Actividad de Transmisión
RI = AIn
+ COMn + AVNRn
+ VECFn
– AJRIn-1
Donde:
AIn: Anualidad de Inversiones para obras de expansión.
COMn: Costos Operación y Mantenimiento (incluye reposición equipos mayores).
AVNRn: Anualidad Valor Nuevo Reemplazo de equipos y herramientas para
mantenimiento de red.
VECFn: Valor Esperado de Compensación por Fallas, con base en datos
históricos de lo realmente pagado.
AJRIn-1: Ajuste RI año anterior.
Remuneración de la Actividad de Transmisión
CUSTn =
RIn
En-1
US $/MWh
Donde:
RIn : Requerimientos de Ingreso aprobados para el año de
vigencia del cargo (US $).
En-1 : Energía inyectada en la Red de Transmisión en el año
inmediato anterior de la vigencia del cargo (MWh).
Remuneración de la Actividad de Transmisión
Especificaciones del Sistema de Transmisión
Red de Transmisión en El Salvador 2014
Especificaciones del Sistema de Transmisión
38 líneas de transmisión a 115 kV.
1,072.48 Kilómetros de líneas.
4 líneas de transmisión a 230 kV.
284 Kilómetros de líneas.
23 subestaciones de potencia de 115 kV.
3 subestaciones de potencia de 230 kV.
Capacidad de Transformación Instalada: 2,036.70 MVA.
Comportamiento del Sistema de Transmisión
Tasa promedio crecimiento de inyección: 3.38%
Fuente: Unidad de Transacciones
Comportamiento del Sistema de Transmisión
Comportamiento del Sistema de Transmisión
ENERGÍA NO SERVIDA (MWh)
Mercado Mayorista de Electricidad
Operador del Sistema y
del Mercado
Generadores
Comercializadores
Distribuidores
Transmisión de Energía
115 y 230 kV
Grandes Usuarios
Comercializadores
Red de transmisión: Columna vertebral del sistema eléctrico nacional.
Mercado Mayorista de Electricidad
Capacidad Disponible por Recurso
Hidroeléctrico:
477.1 MW
Geotérmico:
173.0 MW
Térmico:
753.1 MW
Total Disponible: 1,398.7 MW
Fuente: Unidad de Transacciones
Mercado Mayorista de Electricidad
1er Semestre Año 2014
Fuente: Unidad de Transacciones
Planificación del Sistema de Transmisión
ETESAL elabora anualmente un Plan de Expansión para un período de 10 años y su programa
quinquenal de inversiones, para atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica en el
país, los cuales son revisados y aprobados por la SIGET.
La SIGET aprueba una Anualidad de Inversión (AI) para la ejecución de los proyectos, la cual se
incorpora en los ingresos anuales de ETESAL.
El cálculo de la AI considera la tasa de descuento del 10% y la vida útil típica de los proyectos a
ejecutar (30 años líneas y 40 años subestaciones).
El plan de expansión aprobado es revisado cada año por ETESAL; al identificarse nuevas
necesidades de proyectos éstos se incorporan en la solicitud de ingresos que se presenta a la
SIGET.
Planificación del Sistema de Transmisión
Insumos
Importantes
Plan Expansión
Generación (CNE)
Proyección global
Demanda Electric.
(CNE)
Estudios Plan Expansión
Energéticos
Obras Transmisión
necesarias
Eléctricos
Programa Quinquenal
de Inversiones
Optimización
Criterios
Técnico-Económicos
(SIGET)
Resultado
sujeto a
aprobación de
SIGET
Evaluación
Económica
Planificación del Sistema de Transmisión
•
Desde el año 2004 la SIGET ha aprobado inversiones con un monto aproximado de
US $100,000,000.
•
Como producto de los proyectos de expansión se han construido 50 Kms. de línea
de transmisión para 115 kV y 180 Kms de línea de transmisión para 230 kV.
•
Se incrementó la capacidad de transformación en 561.25 MVA en diferentes
subestaciones y se construyeron dos nuevas subestaciones: Una de 115 kV en La
Unión y otra de 230 kV en Nejapa.
•
Actualmente están en proceso: La construcción de una nueva subestación en
San Matías y la instalación de un nuevo Auto-transformador en la subestación
Nejapa-230 KV; ambos proyectos aportarán un total de 256.25 MVA al sistema de
transmisión
•
Además está en proceso la instalación de 10 bancos de capacitores de 46 kV en
cuatro subestaciones de 115 kV, cada uno con una capacidad de 10.8 MVAR.
Interconexiones a la Red de Transmisión
La Norma contiene procedimientos,
requisitos y responsabilidades aplicables a
las
interconexiones
eléctricas
entre
operadores, para garantizar el libre acceso
a las instalaciones de transmisión.
La Norma es de aplicación obligatoria para
todos los operadores que requieran
interconexiones entre sus instalaciones y a
las instalaciones de transmisión.
Norma Técnica de Interconexión Eléctrica y Acceso de Usuarios
Finales a la Red de Transmisión
El transmisor está obligado a:
- Permitir el enlace de sus equipos con las
de otros operadores.
- Permitir el uso de sus equipos e
instalaciones para el transporte de
energía.
La solicitud de Interconexión es aceptada o
rechazada en 30 días.
La Solicitud será rechazada cuando
presente un peligro para la operación o la
seguridad del sistema, instalaciones o
personas.
Interconexiones a la Red de Transmisión
Los costos asociados a las modificaciones
o adecuaciones en las redes existentes,
son por cuenta del solicitante que desea
interconectarse.
Se debe presentar la solicitud de
factibilidad de acceso a las instalaciones
del transmisor, conteniendo la siguiente
información:
- Punto de la red a interconectarse.
- Declaración de la potencia a inyectar.
- Fecha estimada de puesta en operación.
Norma Técnica de Interconexión Eléctrica y Acceso de Usuarios
Finales a la Red de Transmisión
Dentro de un plazo máximo de 10 días se
deberá comunicar al solicitante sobre la
existencia o no de capacidad en la red en
el punto solicitado.
En caso de no disponer de capacidad, se
notificará y se harán propuestas de
alternativas, si ello fuera posible.
La factibilidad no constituye autorización
para la interconexión.