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

3. 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 fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisi�n y la distribuci�n�. MARCO LEGAL

4. ESTRUCTURA INSTITUCIONAL Dentro del marco institucional: El Ministerio de Minas y Energ�a es la autoridad sectorial.El organismo de regulaci�n, la CREG (Comisi�n de Regulaci�n de Energ�a y Gas). La Administraci�n del Mercado Mayorista est� a Cargo de el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ASIC. La Unidad de Planeaci�n Minero Energ�tica �UPME- dotada de personer�a jur�dica, la que elabora un proyecto de Plan Energ�tico Nacional. El control, vigilancia y fiscalizaci�n de las empresas se asigna a la Superintendencia de Servicios P�blicos Domiciliarios �SSPD-. Dentro del marco institucional: El Ministerio de Minas y Energ�a es la autoridad sectorial.El organismo de regulaci�n, la CREG (Comisi�n de Regulaci�n de Energ�a y Gas). La Administraci�n del Mercado Mayorista est� a Cargo de el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ASIC. La Unidad de Planeaci�n Minero Energ�tica �UPME- dotada de personer�a jur�dica, la que elabora un proyecto de Plan Energ�tico Nacional. El control, vigilancia y fiscalizaci�n de las empresas se asigna a la Superintendencia de Servicios P�blicos Domiciliarios �SSPD-.

5. ASPECTOS LEGALES

6. ASPECTOS REGULATORIOS

7. METODOLOG�A

9. CRITERIOS DE PLANEACI�N Calidad Cargabilidad Seguridad Confiabilidad Restricciones

10. CALIDAD

11. CARGABILIDAD STN En operaci�n 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 l�neas se toma el m�nimo valor entre el l�mite t�rmico de los conductores, el l�mite por regulaci�n de tensi�n y el l�mite por estabilidad.

12. SEGURIDAD (1) Se debe garantizar que: El sistema debe permanecer estable bajo una falla trif�sica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 220�kV con despeje de la falla por operaci�n normal de la protecci�n principal. El sistema debe permanecer estable bajo una falla monof�sica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 500�kV con despeje de la falla por operaci�n normal de la protecci�n 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 m�todo probabil�stico. 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 tomar�n como referencia las metas de disponibilidades para los elementos del STN establecidas en la resoluci�n 011 de 2002.

15. CONFIABILIDAD (2) El Valor Esperado de la Energ�a no Suministrada (EENS) se valorar� con el costo incremental operativo de racionamiento de energ�a, seg�n sea el escal�n correspondiente. Se usar� como l�mite de emergencia para las l�neas y transformadores los reportados por los agentes al CND.

16. RESTRICCIONES En el an�lisis econ�mico se considerar�: La Resoluci�n 034 de 2001 La disminuci�n del costo de restricciones por rentas de congesti�n.

17. METODOLOG�A: Simulaci�n de la operaci�n 

18. AN�LISIS EL�CTRICO

22. Evaluaci�n Econ�mica Funci�n objetivo: Minimizaci�n de los costos de operaci�n, inversi�n y p�rdidas del sistema. Los beneficios obtenidos por la entrada de un proyecto de expansi�n, se calculan evaluando la diferencia entre los costos de operaci�n del sistema con y sin el proyecto de expansi�n definido.

23. Los beneficios totales del proyecto de expansi�n analizado, se obtienen sumando para cada a�o del horizonte de planeamiento los beneficios por restricciones, los beneficios por confiabilidad y los beneficios por disminuci�n de p�rdidas. � � Donde: �i = A�os del horizonte de planeamiento Evaluaci�n Econ�mica

24. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

25. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD Intercambios horarios de electricidad, producto de las diferencias de precios reportados por los pa�ses en los nodos fronteras (mecanismo de corto plazo). Mecanismo que se implement� conjuntamente con los pa�ses de la Comunidad Andina (Decisi�n CAN 536 de 2003).

26. La comparaci�n de precios permite tomar la decisi�n inmediata de compra, por parte del pa�s que posea los precios m�s elevados. Se reduce el costo de atender la demanda de los pa�ses: energ�a de menor costo entra a competir en el mercado de generaci�n de cada pa�s. La oferta del pa�s exportador compite en el mercado del pa�s importador bajo las mismas condiciones que rigen para los agentes en el pa�s que importa. La remuneraci�n de la exportaci�n no es distinta de aquella que reciben los agentes nacionales. Se garantiza la no discriminaci�n entre la energ�a del pa�s importador y la del pa�s exportador. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

27. LOGROS: Optimizaci�n del sistema integrado que ha generado ahorros importantes a los pa�ses dado que: �La energ�a fluye desde aquel sistema que oferta precios m�s econ�micos hacia aquel con precios m�s altos�. Mayor especializaci�n en los procesos de operaci�n y administraci�n de los intercambios internacionales de electricidad. Mecanismo que ha permitido el uso m�s 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 pa�ses cuentan con respaldo para cubrir generaci�n de seguridad tanto en la operaci�n normal como en emergencia. Se atiende a la demanda con precios m�s competitivos. La calidad de la frecuencia se controla en bandas m�s exigentes La forma de onda se ha estabilizado especialmente en Ecuador. Claras se�ales de largo plazo para la expansi�n TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

29. RESULTADOS ECON�MICOS

30. RESULTADOS ECON�MICOS

31. Reducci�n del costo marginal en el mercado de generaci�n en Ecuador.

32. DECISI�N CAN 536 Los Pa�ses Miembros establecer�n mecanismos para la remuneraci�n de la actividad del transporte de electricidad en los enlaces internacionales Acceso a la informaci�n para la planificaci�n de construcci�n de enlaces internacionales En los procesos de planificaci�n de la expansi�n de transmisi�n, cada Pa�s Miembro tomar� en cuenta la informaci�n de los dem�s Pa�ses, buscando coordinar la planificaci�n con una visi�n de integraci�n regional. Los Pa�ses Miembros coordinar�n los procesos dirigidos a la construcci�n de enlaces. En el caso de que dichos enlaces sean considerados como activos de uso com�n, la coordinaci�n ser� efectuada por los organismos encargados de la licitaci�n para su realizaci�n. No discriminaci�n de Precios Libre acceso a l�neas de interconexi�n Independencia entre despacho econ�mico y contratos comerciales tarifas de transporte tendr�n en cuenta que el libre acceso desvincula despacho f�sico y contratos. Condiciones competitivas en el mercado de electricidad Libre contrataci�n entre agentes de los pa�ses Pa�ses permitir�n Transacciones de Electricidad de corto Plazo Promoci�n de la participaci�n privada en interconexiones Las rentas de congesti�n no se asignan al propietario de la l�nea No subsidios, aranceles o restricciones espec�ficas Los precios de electricidad en ambos extremos de los enlaces intracomunitarios deber�n servir para valorar las transacciones internacionales de electricidad, de corto plazo AGENTES: Los Requisitos son los mismos que para los agentes internos. La autorizaci�n para comercializar internacionalmente en un pa�s habilita en los dem�s pa�ses. Intercambio de informaci�n entre entes regulatorios sobre propiedad accionaria RESTRICCIONES E INFLEXIBILIDADES: Las restricciones e inflexibilidades tendr�n igual tratamiento para agentes internos y externos. Cuando en un Pa�s Miembro ocurran situaciones de fuerza mayor que generen racionamientos de electricidad se podr�n dar preferencia al abastecimiento del mercado interno. CARGOS ADICIONALES: La importaci�n y la exportaci�n de electricidad estar�n sujetas a los mismos cargos propios del sector el�ctrico, que se aplican a la generaci�n y demandas locales No discriminaci�n de Precios Libre acceso a l�neas de interconexi�n Independencia entre despacho econ�mico y contratos comerciales tarifas de transporte tendr�n en cuenta que el libre acceso desvincula despacho f�sico y contratos. Condiciones competitivas en el mercado de electricidad Libre contrataci�n entre agentes de los pa�ses Pa�ses permitir�n Transacciones de Electricidad de corto Plazo Promoci�n de la participaci�n privada en interconexiones Las rentas de congesti�n no se asignan al propietario de la l�nea No subsidios, aranceles o restricciones espec�ficas Los precios de electricidad en ambos extremos de los enlaces intracomunitarios deber�n servir para valorar las transacciones internacionales de electricidad, de corto plazo AGENTES: Los Requisitos son los mismos que para los agentes internos. La autorizaci�n para comercializar internacionalmente en un pa�s habilita en los dem�s pa�ses. Intercambio de informaci�n entre entes regulatorios sobre propiedad accionaria RESTRICCIONES E INFLEXIBILIDADES: Las restricciones e inflexibilidades tendr�n igual tratamiento para agentes internos y externos. Cuando en un Pa�s Miembro ocurran situaciones de fuerza mayor que generen racionamientos de electricidad se podr�n dar preferencia al abastecimiento del mercado interno. CARGOS ADICIONALES: La importaci�n y la exportaci�n de electricidad estar�n sujetas a los mismos cargos propios del sector el�ctrico, que se aplican a la generaci�n y demandas locales

33. Metodolog�a de Expansi�n Variables: O1: Curva de Costos del pa�s 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 pa�s importador, cuando se trata de Ecuador esta curva de costos incluye cargo por potencia, costos de combustibles y costos de administraci�n, operaci�n y mantenimiento. � P1 : Costo marginal de la demanda dom�stica del pa�s en condici�n de exportaci�n � P1�: Costo marginal de la demanda dom�stica m�s las exportaciones del pa�s en condici�n de exportaci�n. D1 : Demanda dom�stica del pa�s en condici�n de exportaci�n Fuente: UPME

34. Metodolog�a de Expansi�n Variables: D1� : Demanda dom�stica m�s exportaciones del pa�s en condici�n de exportaci�n. � P2� : Costo marginal de la demanda dom�stica del pa�s en condici�n de importaci�n. � P2 :Costo marginal de la demanda dom�stica menos las importaciones del pa�s en condici�n de importaci�n. � D2 : Demanda dom�stica del pa�s en condici�n de importaci�n. � D2�: Demanda dom�stica menos las importaciones del pa�s en condici�n de importaci�n. � CR: Costo de racionamiento, el cual se asume igual para los dos pa�ses. Fuente: UPME

36. Metodolog�a de Expansi�n Fuente: UPME

40. Metodolog�a de Expansi�n Fuente: UPME

41. Metodolog�a de Expansi�n Fuente: UPME

42. Metodolog�a de Expansi�n Fuente: UPME

43. Criterios de Decisi�n Interconexiones Internacionales Que exista un beneficio Neto Positivo para el Grupo de Pa�ses. Que exista un beneficio Neto Positivo para cada uno de Pa�ses. Que la relaci�n entre las rentas de congesti�n y la p�rdida del excedente del consumidor en condici�n de exportaci�n sea mayor o igual a 1, cuando el beneficio neto sea negativo para los consumidores.

44. DISTRIBUCI�N

45. 45 El distribuidor realiza la labor de liquidaci�n de los cargos, (Niveles de Tensi�n 1, 2 y 3) y en el caso del Nivel de Tensi�n 4 dichas labores las realiza el LAC. El recaudo est� a cargo de los comercializadores. La expansi�n est� a cargo de cada operador de red quien eval�a la misma con criterios t�cnicos y econ�micos (Cme). En el caso del Nivel de Tensi�n 4, se cumplen los criterios de expansi�n aplicados en el STN. De la Expansi�n en Distribuci�n

46. Mayores informes