SEMINARIO Nueva Ley de Transmisión Eléctrica Hugh Rudnick y David Watts 19 Junio 2015.

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1 SEMINARIO Nueva Ley de Transmisión Eléctrica Hugh Rudnick y David Watts 19 Junio 2015

2 Contenidos Revisión modelo regulatorio actual y desafíos enfrentados
Revisión prácticas internacionales Revisar conceptos considerados por la PUC en: La planificación del sistema de transmisión Integración de polos de desarrollo Emplazamiento y trazados de la transmisión Remuneración de la transmisión El Operador independiente del sistema 2

3 Modelo regulatorio actual y desafíos enfrentados
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4 SEGMENTACION DE LA INDUSTRIA competitivos y regulados (William Hogan, Harvard)
Fuelco Gasco Waterco Fuelco GENERACIÓN Genco Genco Genco Genco Sellco Sellco Sellco Sellco Gridco Gridco Poolco/Marketco TRANSMISIÓN Brokeco Brokeco Brokeco Brokeco Buyco Buyco Buyco Buyco Lineco Lineco Lineco Lineco DISTRIBUCIÓN Disco Disco Disco Disco Cons Cons Cons Cons Cons Cons 4

5 Desafíos regulatorios en transmisión
La transmisión -es la base de la competencia -permite economías de sistemas interconectados Desafíos regulatorios en transmisión Necesidades regulatorias surgen en: obligación de interconexión libre acceso entrada al negocio organización y propiedad operación y calidad remuneración distribución de pagos expansión 5

6 Referencias expansión y remuneración de la transmisión
PJM. (2010, marzo, 10). A Survey of Transmission Cost Allocation Issues, Methods and Practices. Madrigal, M. & Stoft, S. (2011, junio). Transmission Expansion for Renewable Energy Scale-Up Emerging Lessons and Recommendations. ENTSO-E. (2014). Overview transmission tariffs in Europe Synthesis. Glachant, J.M., Saguan, M., Rious, V. & Douguet, S. (2013). Incentives for investments: Comparing EU electricity TSO regulatory regimes. Cambridge Economic Policy Associates. (2011). Review of international models of transmission charging arrangements. RAP (2013). Current Practices in Electricity Transmission. 6

7 La transmisión hoy en Chile la estructura de la transmisión
Generadores Sistemas adicionales: líneas de inyección de generadores o retiro de grandes consumidores ADICIONAL ADICIONAL SISTEMA TRONCAL Sistema troncal: instalaciones necesarias y económicamente eficientes para abastecer la demanda total del sistema*. SUBTRANSMISION SUBTRANSMISION Sistema subtransmisión: instalaciones usadas por grupos de consumidores en zonas de distribución. ADICIONAL ADICIONAL Consumidores Distribuidores Distribuidores 7 Consumidores *definido por regulador cada 4 años

8 La transmisión hoy en Chile la transmisión como una restricción
Falta de visión estratégica de largo plazo y proactividad; mal manejo de incertidumbre; necesidad incorporar holguras Ausencia criterios de ordenamiento territorial. Lenta periodicidad expansión. Esquemas de remuneración deben adaptarse a nuevo esquema de expansión, con criterios de eficiencia. Troncal Adicional 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. Subtransmisión 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. 8

9 La transmisión hoy en Chile Problemas Sociales y Ambientales
Asociatividad Rol del Estado Planificación Territorial Participación Ciudadana (Temprana) 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. Necesidad crear mecanismos de resolución de conflictos Necesidad de regular la asociatividad. Inexistencia de un instrumento 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). Nuevo rol del Estado como posible coordinador entre privados y ciudadanía, velando por el medio ambiente e intereses nacionales. 9

10 Primer Seminario 2014 Edificio Congreso Nacional Santiago 27 Junio 2104 ~300 participantes 10

11 Objetivos primer Seminario 2014
Consensuar opiniones de distintos sectores involucrados en la regulación de transmisión de energía, las comunidades sociales, el empresariado y el gobierno, a fin de definir lineamientos para la elaboración de un nuevo marco regulador, según lo enmarca la Agenda de Energía. Conocer opinión de diversos actores, interesados en la política regulatoria del país, sobre el desarrollo de largo plazo de los sistemas de transmisión eléctrica. 11

12 Taller PUC - CNE Grupos de Trabajo
Grupo 1: Expansión, remuneración y libre acceso Subgrupo 1: Planificación Subgrupo 2: Remuneración Subgrupo 3: Libre Acceso Grupo 2: Seguridad, tecnologías, continuidad y calidad de servicio Subgrupo 1: Estándares de seguridad y calidad de servicio Subgrupo 2: Metodologías para la incorporación de nuevas tecnologías en transmisión Subgrupo 3: Resiliencia en la transmisión frente a catástrofes Grupo 3: Operación del sistema interconectado (CDEC) Subgrupo 1: Organización y atribuciones Subgrupo 2: Transparencia y competencia Subgrupo 3: Acceso a la transmisión Grupo 4: Emplazamiento de las redes y territorio Subgrupo 1: Planificación territorial Subgrupo 2: Participación ciudadana Subgrupo 3: Rol del estado e intereses ambientales 12

13 Propuestas como Mejoras a Regulación Existente
Mejoras para responder a nuevos requerimientos técnicos, sociales y ambientales. Mantención de las características básicas de un mercado eléctrico, desintegrado verticalmente, que debe ser eficiente y competitivo en su abastecimiento de la demanda, proveyendo señales económicas claras a los agentes privados, generadores y consumidores. Mantención del esquema de planificación centralizada del sistema troncal, liderada por el Estado, con agentes privados de transmisión compitiendo en el desarrollo de los proyectos de expansión. 13

14 Propuestas como Mejoras a Regulación Existente
Mantención del esquema de remuneración de las instalaciones de transmisión, con criterios de eficiencia. Mantención del esquema tarifario marginalista espacial para lograr eficiencia de corto y largo plazo, con costos marginales nodales reflejando pérdidas y congestión, con los agentes privados generadores enfrentando los riesgos y oportunidades de la competencia y de sus decisiones de inversión. 14

15 Maximizar beneficio social sustentablemente
Principios para el futuro de la transmisión eléctrica Robustez Flexibilidad Eficiencia económica Estrategia de largo plazo Sustentabili dad Seguridad y calidad de servicio Principios para el desarrollo integral de la red Para satisfacer sustentablemente las necesidades del país y las comunidades Considerando perspectiva: Económica Social Medioambiental Uso del territorio Otras actividades Política de desarrollo nacional y de cada localidad Impacto ambiental Entorno humano Costumbres Patrimonio Cosmovisión indígena. Etc. 15

16 Visión de futuro de la transmisión
Incorporación de nuevas tecnologías de transmisión Más oferta y competencia. Mayor integración de ERNC y PMGD Principios para el futuro de la transmisión eléctrica Robustez Flexibilidad Eficiencia económica Estrategia de largo plazo Sustentabili dad Seguridad y calidad de servicio Norma técnica enfocada en requerimientos del usuario final Integración de polos de generación de interés público Mejor respuesta del sistema y el sector ante contingencias Expansión de largo plazo bajo incertidumbre (holguras, escenarios, etc.) Uso del territorio acordado en instancia coordinada por el Estado Mayor transparencia en operación del sistema Emplazamiento consensuado con comunidades 16

17 La planificación del sistema de transmisión
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18 Esquema Vigente Expansión
Estudio transmisión troncal cada 4 años Todos los agentes del mercado participan en el estudio via proceso de consulta (CNE, Ministerio Energía, generadores, transmisores, distribuidores, grandes consumidores) Estudio determina plan de expansión referencial a 4 años Licitaciones de ampliaciones y obras nuevas 18

19 Problemáticas de planificación identificadas en el extranjero
Múltiples incertidumbres dificultan la planificación. Las decisiones conllevan costos esperados y riesgos. En el largo plazo, se aborda con el enfoque clásico de escenarios. Existen otras técnicas utilizadas en algunos países, como la flexibilidad o las opciones de posponer inversiones. 1. Incertidumbre en múltiples parámetros de la planificación La inversión presente en transmisión se debe comparar con los menores costos de operación/inversión en el futuro. Características técnicas de la transmisión definen la existencia de holguras de capacidad. 2. Costo de oportunidad de inversión en transmisión Planificación con mayores holguras que las tradicionales se dificulta por: la presencia de incertidumbre; el costo de oportunidad de la inversión; y la remuneración de la capacidad adicional mientras esté inutilizada. 3. Holguras de capacidad para requerimientos futuros Emplazamiento redactar mejor 19

20 Problemáticas de planificación identificadas en el extranjero
Oposición al emplazamiento de los proyectos de transmisión; plazos extensos de obtención de permisos de múltiples instituciones, e intereses y requerimientos distintos por parte de agencias y/o divisiones administrativas contiguas sobre las cuales pasará una línea de transmisión. Produce retrasos en la construcción y finalmente impacta la operación. 4. Dificultades para construir proyectos Requiere planificación para generación lejana a la red y para polos de generación con recurso disperso. Además, impactos en la operación deben considerarse al planificar (por ejemplo, mayores reservas de generación). 5. Penetración a gran escala de ERNC Integración entre expansión de generación y transmisión Múltiples objetivos conflictivos de planificación Transparencia e interacción con stakeholders 6. Otras problemáticas Emplazamiento redactar mejor 20

21 Planificación de largo plazo Transmisión robusta y segura
Holguras en la transmisión económicamente adaptadas otorgan flexibilidad al sistema, disminuyen costos de operación, aumentan la oferta y permiten integración de generación remota al mercado, típicamente a carbón, hidráulica, solar y eólica. Holguras en la transmisión no sólo reducen 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 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. MENORES PRECIOS! 21

22 Integración de polos de desarrollo
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23 Integración de polos de desarrollo: Líneas de transmisión para polos
Competencia local por la Tx. (indeseada) y pérdida de beneficio social Cooperación y asociatividad local y competencia nacional de generación y maximización de beneficio social Alto costo de transmisión Alto impacto en uso de franjas y medio ambiente Menor costo de transmisión Transmisión con holguras Menor impacto en uso de franjas y medio ambiente 23

24 Experiencias internacionales en planificación Anticipativa y Proactivo
Planificador reactivo Reacciona a las solicitudes de conexión de los desarrolladores, cayendo en ciertos casos en el dilema del huevo y la gallina (entre construcción de generación y construcción de transmisión). Planificador anticipativo Se adelanta a los requerimientos de los desarrolladores, con el fin de planificar una red eficiente para el conjunto de futuras conexiones Planificador proactivo (excepcionalmente) Busca incentivar una expansión óptima de generación a través de la expansión de transmisión Caso exitoso en Brasil para permitir la incorporación eficiente de potencial ERNC mediante instalaciones compartidas entre generadores, planificadas por EPE (agencia coordina a los interesados). En Reino Unido el transmisor (privado) para eólicas offshore desarrolla proyectos eficientes para múltiples generadores. Caso exitoso en Texas para incentivar la incorporación eficiente de generación eólica en zonas de desarrollo potencial (regulador escoge desarrollo de generación a incentivar). Experiencia también en California y recientemente en eólicas offshore en Reino Unido. Esquema actual de planificación en Chile. Dificulta la integración eficiente de múltiples proyectos, y no aprovecha la oportunidad de influir en la generación a través de la transmisión. Polos de desarrollo-experiencia internacional Propuestas conceptuales Coordinador exige garantías por parte de los generadores interesados (contratos, pagos parciales, etc). Detalles del procedimiento varían entre distintos países. 24

25 25 Resumen principales polos renovables (SEIA)
Parinacota (12) 943 MW Loa Quillagua (2) 628 MW Resumen principales polos renovables (SEIA) ERNC + hidro convencional Pozo Almonte (18) 899 MW Domeyko (8) 726 MW Crucero (18) 2118 MW Calama (6) 899 MW Paposo (5)+ D. Almagro (17) 2333 MW Talinay (4) Cardones (7)+ Maitencillo (9) 1241 MW 1216 MW Carrera Pinto (11) 1469 MW Monte Redondo (2) Hidro + Mini hidro 258 MW Maule (19) 526= MW Capacidad total de proyectos aprobados y en calificación en SEIA (al 21 de Nov. 2014) Charrúa (8) 227 MW Canela (1) 26 MW Itata (10) 451= MW Algarrobo (3) 614 MW Bío Bío (14) 1180= MW Tecnología Centrales Operativas (N° / MW) Proyectos SEIA Solar FV 13 / 394 MW 141/11476 MW Eólica 14 / 712 MW 65 / 8026 MW Mini hidro 42 / 315 MW 74 / 702 MW Biomasa 17 / 421 MW 18 / 417 MW Total ERNC 88 / 1968 MW 298/ MW Hidro conv. 34/ 5879 MW 31 / 4648 MW Total Renovable 122 / 7847 MW 329 / MW Carampangue (2) 109 MW Toltén (16) 147= MW Lebu (6) 494 MW Valdivia (2) 634= MW Bueno (19) 341= MW SF Energía (12) 1272 MW (12) Frutillar (2) Aysen: miles de MW 266 MW Castro (2) Polo solar 218 MW Polo hidro Nota: Sólo se presentan en los esquemas los principales polos que consideran proyectos aprobados y en calificación presentados al SEIA La suma de la capacidad de los polos presentados será menor al total presentado en la tabla que considera todos los proyectos levantados. Polo eólico Polo biomasa 25

26 Emplazamiento y trazados de la transmisión
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27 Esquema Vigente Emplazamiento
Una vez decidida la expansión del sistema de transmisión troncal a través de una nueva línea, el CDEC llama a una licitación para su construcción, con bases elaboradas por la CNE. La información del trazado de una nueva línea es mínima. Se definen plazos de puesta en marcha y se aplican penalidades por atrasos en cumplimiento. Es responsabilidad del ganador la definición del trazado, la obtención de la Resolución de Calificación Ambiental y la presentación de la Solicitud de Concesión Definitiva. 27

28 Experiencia internacional trazados
Estado involucrado Proceso de planificación Estudios técnicos y sociales ambientales Obtención de servidumbres y terrenos Participación ciudadana Estado está mas involucrado, comparado con Chile: Colombia: El regulador incorpora en la planificación el uso de suelo y problemas sociales y ambientales, sistema de alertas tempranas y definición preliminar de la ruta Brasil: El regulador realiza una serie de estudios, técnicos y social ambientales (sustentabilidad) antes de desarrollar la licitación en los que se define un proyecto referencial que sirve de marco al desarrollador EEUU: En los proyectos interestatales, la FERC coordina a las entidades gubernamentales y tiene facultad para otorgar permisos si que el Estado se ha demorado más de un año (sólo en corredores declarados de utilidad pública). Proceso de planificación Visión: Sustentabilidad de las soluciones! 28

29 Experiencia internacional trazados
Estado involucrado Proceso de planificación Estudios técnicos y sociales ambientales Obtención de servidumbres y terrenos Participación ciudadana Estado está mas involucrado, comparado con Chile: Australia: El proceso es llevado, desde la planificación central hasta la obtención de servidumbres en un 100% por un organismo independiente público (60%) – privado (40%). Este organismo es el encargado de definir el proyecto, adquirir las tierras y servidumbres y luego transferirlos al inversionista. Suiza: Un ente regulador realiza la planificación y discute alternativas de corredores con los involucrados. La decisión final de corredor la toma el Federal Council (poder ejecutivo). El operador, dueño de 100% de la transmisión, que es un organismo publico – privado se encarga de conseguir servidumbres, impacto ambiental y la definición detallada del trazado. Proceso de planificación Visión: Sustentabilidad de las soluciones! 29

30 Nuevo Rol del Estado Definir un nuevo rol específico del Estado en el desarrollo del sistema de transmisión troncal, como garante del bien común. Involucrar al Estado en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión. Incluir aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos en la definición de trazados de líneas de transmisión. Crear un esquema de participación ciudadana en la determinación del uso del territorio en el emplazamiento de redes de transmisión. Crear un esquema de información pública del uso del territorio para el emplazamiento de redes de transmisión. 30

31 Rol del Estado Vía EAE La Ley , promulgada en enero de 2010, establece que la Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) es "el procedimiento realizado por el Ministerio sectorial respectivo, para que se incorporen las consideraciones ambientales del desarrollo sustentable, al proceso de formulación de las políticas y planes de carácter normativo general, que tengan impacto sobre el medio ambiente o la sustentabilidad, de manera que ellas sean integradas en la dictación de la respectiva política y plan, y sus modificaciones sustanciales” La EAE no evalúa el impacto ambiental, sino que es una definición previa del posible impacto ambiental. Entrega criterios de sustentabilidad en la planificación territorial, por ejemplo estableciendo cuáles son las mejores alternativas de un trazado de una línea de transmisión en una zona del país. La EAE está orientada a un nivel superior al proyecto específico, pudiendo aplicarse durante todo el proceso de toma de decisiones del trazado de transmisión, ayudando a anticipar situaciones, identificar posibles conflictos, y no cuando ya está elaborado. 31

32 Rol del Estado Vía EAE Una vez definidos puntos geográficos a conectar en un nuevo corredor de transmisión, el Estado, vía Ministerio de Energía, realiza una Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) del posible trazado, las franjas de desarrollo, y sus alternativas, “preparando el terreno” y acotando el proyecto a desarrollar por los privados. La participación de la comunidad afectada, y el ofrecimiento a ella de rutas alternativas, debiera ser parte de esa EAE. Una vez lista la EAE, se licita cada proyecto específico y el ganador, basado en la EAE, desarrolla el proyecto y su Estudio de Impacto Ambiental (EIA). Ministerio utiliza EAE para apoyar EIA o solicitar adecuaciones de este. Relocalizaciones de torres debieran ser posibles. 32

33 Remuneración de la transmisión
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34 Pago actual por uso de líneas
Hay un mercado central y la mayoría de los flujos van de sur a norte. Carga Gen Carga Si flujo desde AIC hacia afuera 100% demanda flujo hacia afuera Carga Mercado Area de Influencia Común (AIC) 80% generación 20% demanda Carga Gen flujo hacia adentro Si flujo hacia AIC 100% generación Carga Gen Gen 34

35 Desarrollo de transmisión en beneficio de los consumidores
Gran parte de los impactos de la transmisión benefician al mercado y en particular a los consumidores, que en el largo plazo consiguen más bajos precios, más confiabilidad, menores impactos medioambiental. Varios de estos efectos NO benefician a los generadores establecidos. Disminuir congestión, aumentar eficiencia del mercado, reducir costos de operación y reducir los precios de la energía Reducción de pérdidas y aumento de la eficiencia técnica Reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y de contaminantes locales Reducción de necesidades de reservas, de la necesidad de capacidad de punta Aumentar robustez del sistema ante fallas, contingencias, hidrologías extremas, problemas geopolíticos Integración de nueva o mayor demanda 35

36 Desarrollo de transmisión en beneficio de los consumidores
Gran parte de los impactos de la transmisión benefician al mercado y en particular a los consumidores, que en el largo plazo consiguen más bajos precios, más confiabilidad, menores impactos medioambiental. Varios de estos efectos NO benefician a los generadores establecidos. Habilitar cumplimiento de políticas públicas a bajo costo (Ej.: meta ERNC) Reducir impacto ambiental utilizando eficientemente trazados/servidumbres en el largo plazo Habilitar integración de nueva generación alejada de los centros de consumo Permitir explotación de polos de generación considerados de mayor valor social o de menor impacto/costo ambiental Reducción de la incertidumbre y riesgo de precios, de congestión y de conexión Levantar barreras a la entrada de nuevos agentes y aumento de la oferta Aumento de la competencia y reducción de precios vía formación de un mercado único interregional integrado 36

37 Simplificación esquema pago de peajes
El cálculo de peajes no es claro, simple, ni transparente, lo que genera incertidumbres y complejiza y retrasa la entrada de nuevas inversiones. Remuneración de la transmisión debe dar señales claras de inversión, debe poder aplicarse transparentemente. Bajo esquema actual un nuevo generador puede cambiar las condiciones de flujos y el pago de peaje de otro generador. Cambios en el AIC actual también generan incertidumbre, no sólo a los nuevos entrantes sino a los existentes. Todos estos riesgos se traspasan a costo (premios al riesgo) y se cobran/traspasan al cliente mediante precios mas altos. Algoritmo CDEC para cálculo de peajes Muy complejo!  Generadores se cubren (premios al riesgo) Fuente: Informe peajes CDEC-SIC, 2015 37

38 Estados Unidos (todos los ISO / RTO)
¿Quién paga la transmisión? País / Caso % a la Generación % a la Demanda Estados Unidos (todos los ISO / RTO) 100 Unión Europea 0 a 38 62 a 100 Alemania, Italia, Países Bajos, Suiza y otros 16 países de la UE Francia 2 98 Gran Bretaña 27 73 España 10 90 Portugal 7 93 Noruega 38 62 Otros países Colombia Australia Singapur Perú Brasil 50 Chile 80 20 38

39 El Operador independiente del sistema
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40 Funciones del Actual CDEC
LGSE (DFL 4) Preservar la seguridad global del sistema eléctrico. Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico. Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión troncal y de subtransmisión. 40

41 Principios del ISO según FERC
Gobierno del ISO debería estructurarse de manera justa y no discriminatoria. 1.Gobierno Un ISO y sus empleados no deben tener ningún interés financiero en la rendimiento económico de cualquier participante en el mercado. Un ISO debe adoptar y hacer cumplir estrictamente normas sobre conflicto de interés. 2. Conflicto de Interés Un ISO deberá facilitar el acceso abierto a la red de transporte y todos los servicios bajo su control con tarifas únicas a nivel sistémico, desagregadas, que se aplican a todos los usuarios elegibles de manera no discriminatoria. 3. Acceso abierto Un ISO debe tener la responsabilidad principal de garantizar la confiabilidad a corto plazo en la operación de la red. Su papel en esta responsabilidad debe ser bien definida y cumplir con normas aplicables establecidas por NERC y el consejo regional de confiabilidad. 4. Confiabilidad Un ISO debería tener control sobre el funcionamiento de las instalaciones de transmisión interconectadas dentro de su región. 5. Autoridad operacional 41 Fuente: The Federal Energy Regulatory Commission: 11 principles for ISOs, Order No. 888 of May 10, 1996

42 Principios del ISO según FERC
Un ISO debería identificar las limitaciones en el sistema y poder tomar acciones operativas para aliviar esas limitaciones dentro de las normas comerciales establecidas por su gobierno. Estas reglas deben promover el comercio eficiente. 6. Control de restricciones El ISO debe tener incentivos adecuados para la gestión y administración eficiente y debe procurar los servicios necesarios para dicha gestión y administración en un mercado abierto y competitivo. 7. Provisión incentivos Las políticas de precios de transmisión y de servicios complementarios deben promover el uso e inversión eficiente en generación, transmisión y consumo. Un ISO debe llevar a cabo los estudios que sean necesarias para identificar problemas operativos o adecuadas expansiones. 8. Eficiencia Un ISO debería proveer públicamente información de la transmisión, en forma oportuna, a través de una red electrónica de información, consistente con los requisitos de la FERC. 9. Trasparencia Un ISO debe desarrollar mecanismos de coordinación con las áreas de control vecinas. 10. Coordinación regional Un ISO debe establecer un proceso de resolución alternativa de conflictos, para resolver disputas en primera instancia. 11. Divergencias 42 Fuente: The Federal Energy Regulatory Commission: 11 principles for ISOs, Order No. 888 of May 10, 1996

43 objetivos, funciones y atribuciones del operador independiente de sistema y mercado
1. Encargado de la planificación de la expansión de la transmisión troncal 2. Función de monitoreo permanente de la competencia 3. Independencia-Principio de no-discriminación en la operación y gobierno corporativo 4. Gestión de la información como señal de transparencia del mercado 5. Medir la gestión/performance del operador 6. Administrador único de las interconexiones regionales 43

44 Proyecto de ley que modifica la ley general de servicios eléctricos en materia de transmisión eléctrica y crea un coordinador independiente del sistema interconectado nacional 44

45 Evolución Esperada del Precio de la energía
Hoy Futuro Corto Plazo Futuro Largo Plazo Precios con Tx restringida Precios con Tx expandida + Nuevos proyectos de Gx Precios con Tx expandida Tiempo Se aprovecha generación eficiente existente gracias a la transmisión. Con el mismo parque generador se pueden obtener mejores precios invirtiendo en más transmisión. Entrada de nueva generación eficiente gracias a la transmisión y nueva regulación que facilita el acceso y reduce riesgos y costos de generadores. Shifter de la oferta: mantenciones de centrales, caídas de centrales, problemas de las líneas, saturaciones de líneas. El desarrollo de transmisión holgada eficiente implica menores costos futuros de la energía. 45

46 SEMINARIO Nueva Ley de Transmisión Eléctrica Hugh Rudnick y David Watts 19 Junio 2015