Transmission expansion in competitive markets (Bogotá, 1999)

Transcripción

Pontificia Universidad Católica de Chile
Escuela de Ingeniería
EXPANSION DE LOS SISTEMAS
DE TRANSMISIÓN EN MERCADOS
COMPETITIVOS DE GENERACION
Hugh Rudnick
I Reunión Internacional G&T CIER 99
Optimización de los Procesos de Generación y Transmisión
en Ambientes Competitivos
Bogotá, Colombia, Noviembre 3-5, 1999
Expansión de la transmisión
êMercados competitivos
êCaracterísticas de la transmisión
êRegulación de la transmisión
êExpansión
êRegulación comparada de la expansión
êDesafíos en América Latina
1
Cronología de los Mercados Competitivos
Nueva- Inglaterra
Chile
Noruega,
Zelandia
Perú
Australia
Suecia,
Centro
Finlandia,
América
Dinamarca
Brasil
1982
1987
Sudamérica⇒
Unión
Argen-
Europea
tina
1989
Colombia, Unión Europea
(mercado común)
Bolivia
EEUU (FERC)
Canadá
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Oceanía ⇒
Europa ⇒
Países Nórdicos ⇒
Norteamérica ⇒
Introducción
Sistema organización
segmentada- unbundled
Sistema organización
integración vertical
IPP
Generación
Generación
Competencia
Broker
Transmisión
Broker
Distribución
Transmisión
Distribución
Competencia
Consumidor
Consumidor
ServicioOferta
Cliente
Cliente
Cambio de paradigma - Segmentación del mercado
2
Fuelco
Fuelco
Fuelco
Fuelco
Genco
Genco
Genco
Genco
Sellco
Sellco
Sellco
Sellco
Gridco
Gridco
Poolco
Brokeco
Brokeco
Brokeco
Brokeco
Buyco
Buyco
Buyco
Buyco
Lineco
Lineco
Lineco
Lineco
Disco
Disco
Disco
Disco
Cons
Cons
Cons
Cons
Cons
REGULADOS
DISTRIBUCIÓN
TRANSMISIÓN
GENERACIÓN
MERCADO ELÉCTRICO COMPETITIVO (W. HOGAN)
Cons
TRANSMISIÓN
• POOLCO
Despacha las plantas existentes y opera el mercado Spot
además de los contratos de transmisión de largo plazo.
No admite competencia, debe ser regulado para asegurar
libre acceso.
SYSTEMCO & MARKETCO
• GRIDCO
Construye y expande la red de transmisión.
Monopolio natural, fuertes barreras de entrada, debe
ser regulado para que cubra sus costos totales y provea
un servicio no discriminatorio.
• SELLCO
Contactan compradores y vendedores para la firma de
contratos de abastecimiento de largo plazo de energía y
de derechos de transmisión. Muchos competidores.
3
Cambio de Paradigma
Sector Integrado
Verticalmente
Desintegración Vertical:
Generación, Transmisión,
Distribución
Procesos de Toma de
Decisiones
Centralizadas
Toma de Decisiones por
Múltiples Agentes del Mercado
Areas de Concesión
Cerradas
Acceso Libre de Redes a
Terceros
Introducción
REFORMAS MERCADOS ELECTRICOS
* desregulación de mercados mayoristas
*competencia en generación
con despacho centralizado
*esquema basado en
tarificación marginalista
*transmisión como base
competencia
4
êExpansión
CARACTERISTICAS DE LA TRANSMISION
economías de escala significativas
grandes inversiones a remunerar
Actividades:
-operación
-mantenimiento
-expansión
-inversión
5
CARACTERISTICAS DE LA TRANSMISION
•indivisibilidad
-voltajes estandarizados
•economías de escala
-en lineas, transformadores y
equipos de compensación
•requirimientos de seguridad
-redundancias (criterio n-1)
Costos Unitarios de Transmisión
Colombia 1997
230 kV
• Línea circuito sencillo
• Línea doble circuito
• Módulo terminal de línea
115.000 US$/km
179.000 US$/km
1.836.000 US$
500 kV
• Línea
• Bahía interruptor y medio
310.000 US$/km
3.099.000 US$
Valores en US$ de junio de 1996
ISA 1998
6
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENCIÓN
(Sistema Interconectado Central, Chile)
Voltaje
Subestaciones
Líneas
500 kV
2,6%
1,8%
220 kV
2,9%
2,0%
154 kV
3,2%
2,2%
110 kV
3,5%
2,4%
66 kV
3,9%
2,7%
13 kV
4,6%
3,3%
TRANSMISION
economías de escala
3000
2500
Capacidad (MVA)
2000
1500
1000
500
0
110 154 154 154 154 220 220 220 220 220 220 220 220 500
7
TRANSMISION
120
100
US$/MVA/km
80
60
40
20
0
110 154 154 154 154 220 220 220 220 220 220 220 220 500
kV
líneas de transmisión- SIC Chile
Colombia 1997
LINEAS
LINEAS
STN
STN
ISA
ISA
AA230
230kV
kV 8579
8579km
km 6262
6262km
km
AA500
kV
1065
km
1065
500 kV 1065 km 1065km
km
TRANSFORMACION
TRANSFORMACION
STN
STN
ISA
ISA
8980
8980MVA
MVA
5152
5152MVA
MVA
SUBESTACIONES
SUBESTACIONES
STN
ISA
STN
ISA
500
kV
4
44
500 kV
4
230
66
22
230kV
kV
66
22
8
Argentina 1997
EL BRACHO
RESISTENCIA
YACYRETA
ROMANG
RECREO
MALVINAS
RIO GRANDE
STO TOME
500 kV
330 kV
220 kV
132 kV
SALTO GRANDE
ALMAFUERTE
COLONIA ELIA
GRAN MENDOZA
EMBALSE
ROSARIO
RODRIGUEZ
EZEIZA
HENDERSON
ABASTO
OLAVARRIA
PUELCHES
PLANICIE BANDERITA
BAHIA
BLANCA
EL CHOCON
PIEDRA DEL AGUILA
7.752 km
1.111 km
1.403 km
10.055 km
CHOELE CHOEL
ALICURA
PTO MADRYN
FUTALEUFU
COLOMBIA
ECUADOR
Zorritos
Malacas
Talara
Verdun
Sullana
Arenal
Piura Oeste
Paita
CH. Carhuaquero
Chiclayo Oeste
Cajamarca
Gallito Ciego
Guadalupe
BRASIL
Trujillo Norte
M. Aguila
Aguaytía
C. Del Pato Tingo María
Caraz
Carhuaz Huánuco
Huaraz
Ticapampa
Paragsha II
Chimbote
Yaupi
Paramonga
Cahua
Carhuamayo
Restitución
Huancavelica
CIF
PA
Huanta
Independencia
ICO
Perú 1998
Cuzco
Combapata
Ayacucho
Ica
Tintaya
Azangaro
Marcona
San Nicolás
Charc.VI
Charc.IV
Charc.V
Juliaca
Puno
Socabaya
Botiflaca
Ref.Ilo
Toquep.
C.Verde
CT.Ilo
Ilo
Locum
La Yarada
BOLIVIA
NO
EA
OC
Malpaso
Matucana
Oroya
Callahuanca
Zapallal
Huampaní Huinco Pachachaca
Quillabamba
Ventanilla
Chavarría
Moyopampa
Huayucachi
Santa Rosa
Pomacocha
Machupicchu
Mantaro
San Juan
Aricota 1
Aricota 2
Tomasiri
Tacna
CHILE
9
Bolivia 1998
D. Almagro
SIC Chile 1998
C. Pinto
Cardones
Guacolda
Maitencillo
P. Azúcar
Ventanas
Las Vegas
San Isidro
San Isidro
San Pedro
Miraflores
Polpaico
San Cristóbal
C. Navia
Almendros
Arauco
E.Verde Constitución
C. Navia
Alfalf
Renca
Const.
Chena
Almendros
Chena
San Javier
Ochagavia
Talca
Itahue
Teno
P.Cortes
Ranc.
A.Jahuel
Buin
S.Ignacio
S. Fdo.
Sauzal
Sauzalito
Cipreses
Isla
Curillinque
Florida
Paine
Colbún
Machicurá
Ancoa
Parral
Pehuenche
Loma Alta
Chillán
Concepción
Charrúa
San Vicente
Centrales del Laja
Pangua
Rucúe
San Pedro
L. Coloradas
Mapal
Fopaco
Arauco
Arauco
Laja
Coronei
E.Verde Laja
Temuco
Quiñenco
Pullinque
Valdivia
Bocamina
P. Montt
Pilmaiquén
Capullo
10
SING Chile 1998
SIC Chile
500 km
SIST. INTERC.
INGLÉS
km
SIST. INTERC. ESPAÑOL
750 km
1700
11
êExpansión
Principios de regulación de la transmisión
Stanford Energy Modeling Forum
•Promover la operación diaria eficiente del mercado
eléctrico.
•Compensar a los propietarios de los sistemas de transmisión
existentes.
•Entregar señales a inversionistas en generación y demanda
sobre la ubicación ventajosa de ellas.
•Entregar señales a inversiones en el sistema de transmisión.
•Ser simple y transparente.
•Ser políticamente implementable.
12
REGULACION DE LA TRANSMISION
economías de sistemas interconectados
base de la competencia
Elementos regulatorios
obligación de interconexión
libre acceso
entrada al negocio
remuneración
distribución de pagos
organización y propiedad
expansión
Acceso al sistema de transmisión
• Libre acceso equitativo y no discriminatorio a las
redes de transmisión (siempre que exista
capacidad disponible).
• Se busca incentivar la competencia en los
sectores de generación y comercialización.
• Procedimientos de conexión definidos, para no
afectar la seguridad y confiabilidad del sistema.
13
Entrada al negocio de transmisión
Los mecanismos de entrada al negocio de la transmisión
consideran
•Licencias o permisos de concesión
que constituyen las únicas barreras de entrada a dicho
negocio.
En aquellos países en que se opera a través de un operador
independiente del sistema, el mecanismo de entrada
consiste en firmar un contrato entre el interesado y el
operador correspondiente.
Remuneración del sistema de transmisión
Costos que los propietarios de la red tienen derecho a
recuperar:
-Costos de inversión, típicamente caracterizados por sus
Valores Nuevos de Reemplazo (a veces, valores contables)
-Gastos de operación y mantenimiento.
-Indemnizaciones para cubrir perjuicios adicionales a los
costos de inversión, operación y mantenimiento.
Importancia de la recuperación de costos para hacer sustentable el negocio
de la transmisión
El mecanismo de retribución de costos puede
•entregar incentivos para la expansión de la red
•estimular mayor eficiencia en la gestión de la red.
14
Distribución de pagos de transmisión- peajes
Diversos esquemas tarifarios definen:
•Forma en la que se recuperarán los costos - Quiénes deben pagar por la
transmisión
•Forma en que se distribuyen los pagos entre los agentes - Criterios que
determinan cuánto debe pagar cada agente
•Quién calcula y aprueba las tarifas
La elección del esquema de tarificación es fundamental, ya que un
mecanismo bien diseñado puede otorgar a los usuarios de la red
•Incentivos, tanto de corto plazo como largo plazo, para un uso eficiente
de los recursos del sistema;
•Señales tarifarias para una readecuación de los consumos hasta la
localización de nuevas instalaciones de generación en zonas cercanas
al consumo.
Organización y propiedad del sistema de transmisión
• La
segmentación de actividades en el sector eléctrico no
significa necesariamente,que cada actividad deba ser
desarrollada por una entidad independiente.
• Existen
sinergías y costos de transacción que favorecen
mantener actividades integradas bajo una misma entidad.
• También existen de conflictos de intereses en la realización de
actividades conjuntas, en la medida que una de ellas pueda
dar ventajas a un competidor frente a otro.
• Modelos organizacipnales alternativos
•empresa única, regulación de tarifas
•varias empresas, empresa principal, negociación tarifas
•vinculación entre operador independiente y transmisor
•diversos niveles de integración vertical
15
êExpansión
Expansión del sistema de transmisión
Las regulaciones buscan crear incentivos de eficiencia económica y
técnica, de modo que:
1.-El sistema de transmisión se desarrolle a mínimo costo
2.-Se logren niveles adecuados de calidad de servicio y
confiabilidad
3.-Se adapte
consumidores
a
los
requerimientos
de
generadores
y
4.-Se remunere a sus propietarios de modo que esos objetivos
se cumplan.
Más fácil decirlo que lograrlo, particularmente el punto 3.
16
Se buscan mecanismos para incentivar la adecuada expansión de los
sistemas de transmisión esencialmente a través de dos caminos:
•Orientando las ampliaciones a través de la acción planificadora del
regulador
•Con mecanismos que estimulen la interacción de los agentes
acordando su futuro desarrollo.
Este tipo de incentivos a la actividad de la transmisión es un elemento
central de los mercados competitivos.
êExpansión
17
Norteamérica
CALIFORNIA
La planificación de la expansión la realizan entre todos los agentes y la
coordina el Operador Independiente de Sistema (ISO).
Las decisiones de inversión en nuevas instalaciones las toma el ISO en
coordinación con los dueños de la transmisión, y los reguladores federal
FERC y estatal CPUC.
PJM
La planificación de la expansión es efectuada por el ISO con consultas a los
interesados.
El ISO toma las decisiones de inversión.
ALBERTA
La planificación de la expansión la acuerdan entre el Transmission
Administrator y los dueños de las instalaciones.
No están permitidas nuevas inversiones de transmisión, con ello se pretende
alentar la ubicación de nueva generación cerca de las cargas.
Países Nórdicos
FINLANDIA
La planificación de la expansión la realiza la transmisora Fingrid.
NORUEGA
La planificación del sistema de transmisión es efectuada por cada empresa en
sus instalaciones.
El regulador Norwegian Water Resources and Energy Administration supervisa
el proceso y decide en caso de dos o más compañías que presentan un mismo
proyecto.
SUECIA
La planificación de la expansión la realiza la transmisora SVK.
Los proyectos de expansión deben ser aprobados por la autoridad reguladora
Agencia Nacional de Energía (STEM).
18
Europa
ALEMANIA
La planificación de la expansión es responsabilidad de las empresas.
ESPAÑA
La planificación de la expansión la realiza la transmisora Red Eléctrica
España, interactúa con agentes y regulador Comisión Nacional del Sistema
Eléctrico y la somete al Ministerio de Industria y Energía, quien aprueba
decisiones de inversión.
INGLATERRA
La planificación de la expansión la realiza la transmisora National Grid
Company y la somete a la aprobación del Ministerio.
Oceanía
AUSTRALIA
La planificación de la red la efectúan los proveedores del servicio de red de
acuerdo a lo establecido en código de redes.
Las decisiones de inversión y los fondos necesarios para la inversión están
sujetas a la revisión por parte del regulador.
NUEVA ZELANDA
La planificación del sistema de transmisión la realiza la transmisora Trans
Power.
Las decisiones de inversión las toman los beneficiarios de las instalaciones,
en base a si coalicionados obtienen un mejor beneficio que sin proyecto de
expansión.
La ejecución de la expansión la realiza Trans Power.
19
Sud América
ARGENTINA
La planificación de la expansión es propuesta por los interesados, discutida en
audiencia pública y aprobada por el regulador Ente Nacional Regulador de la
Electricidad. Proceso regulado de expansión: se regulan tres modalidades de
expansión.
BOLIVIA
La planificación de la expansión es propuesta por la empresa propietaria y
aprobada por el operador Comité Nacional de Despacho de Carga y la
Superintendencia de Electricidad, quien determina el sistema económicamente
adaptado de transmisión (SEAT).
BRASIL
El Operador Nacional del Sistema Eléctrico propone al regualdor Agencia
Nacional de Energía Eléctrica. La planificación de la expansión es estudiada por
el Grupo de Coordinación de la Planificación de Sistemas Eléctricos bajo la
coordinación de Eletrobrás, y es aprobada por el Ministerio de Minas y Energía.
Sud América
CHILE
La planificación y expansión del sistema de transmisión corresponde a los
agentes del mercado, en base a las señales de precios que entrega el sistema
tarifario vigente. Planificación indicativa por el regulador Comisión Nacional de
Energía.
COLOMBIA
La planificación de la expansión es propuesta por cualquier agente y aprobada
por la Unidad de Planeamiento Minero Energética .
El Ministerio de Minas y Energía elabora los pliegos de condiciones de los
planes de expansión y abre una convocatoria pública para los proyectos de
expansión del Sistema de Transmisión Nacional.
PERU
La Comisión de Tarifas de Energía determina el sistema económicamente
adaptado de transmisión. Las obras de transmisión son construidas por
iniciativa de los interesados, privados o Estado.
20
-proceso regulado con o sin intervención del regulador
-Bolivia y Perú - SEAT por regulador
-Colombia, Brazil, Norteamérica, Europa, Oceanía,
Países Nórdicos - empresa transmisora propone y/o
regulador define
-Argentina - mecanismos definidos de expansión en
base a señales
-proceso no regulado
-Chile - libre interacción entre agentes en base a
señales
ESQUEMAS REGULADOS DE EXPANSION
PERU “Sistema Económicamente Adaptado: es aquel sistema eléctrico en el
que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de
energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio”
El regulador no sólo es responsable de determinar el sistema adaptado, sino
que también restringe los ingresos al transmisor en base a dicho sistema
adaptado
BOLIVIA “Sistema Económicamente Adaptado: es el Sistema Eléctrico
dimensionado de forma tal, que permite el equilibrio entre la oferta y la demanda
de electricidad, procurando el costo mínimo y manteniendo la calidad del
suministro”
Comité Nacional de Despacho de Carga considera Sistema Económicamente
Adaptado para cálculo de tarifas.
El precio máximo de transmisión pagado por los Generadores conectados al
Sistema Troncal de Interconexión, deberá cubrir el costo total de Transmisión,
que comprende la anualidad de la inversión y los costos de operación,
mantenimiento y administración de un Sistema Económicamente Adaptado de
Transmisión
21
ESQUEMAS DE EXPANSION EN BASE A SEÑALES
Diseño del mercado intenta entregar señales de precios que promuevan
decisiones privadas
ARGENTINA y CHILE
-señales de precio espaciales
-señales marginalistas espaciales (geográficas)
-peajes como complemento basados en uso del sistema
-congestión condiciona precios
-interés de agentes por acceder al mercado y a mejores precios
ESQUEMA
SEÑALES
REGULADO
DE
EXPANSION
EN
BASE
A
decisiones privadas
ARGENTINA
La planificación de la expansión es propuesta por los interesados, discutida en
audiencia pública y aprobada por el Ente Nacional Regulador de Energía
Eléctrica.
Se regulan tres modalidades de expansión:
1.- Concurso público (no exista una oposición que supere el 30% de los
beneficiarios. Se realiza a través de licitación pública)
2.- Contrato entre partes.
3.- Líneas de dedicación exclusiva
22
Transmisión
Comahue- Buenos Aires
1997
EZEIZA
HENDERSON
ABASTO
PLANICIE
BANDERITA
PUELCHES
OLAVARRIA
BAHIA
BLANCA
CHOCON
CHOELE
P. DEL AGUILA CHOEL
ALICURA
Secretaría de Energía y Puertos, 1997
PRECIOS LOCALES EN REGION COMAHUE,
ARGENTINA (1995)
30
25
$/MWh
20
15
10
5
0
JAN
FEB
MAR
APR
MAY
JUN
JUL
AUG
SEP
OCT
NOV
DEC
PRECIO LOCAL
PRECIO MERCADO
Ruy Varela & Luis Sbertoli , 1996
23
% TIEMPO
%
Porcentaje del tiempo con
precios locales en la región
del Comahue (1995)
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
IMPACTO EN PRECIOS ENERGIA
23.9
25
4L
23.4
21.5
23
[$/MWh]
22.5
21
19.7
19
18.2
20.5
3L
17
15
PIEDRA DEL
AGUILA
BAHIA BLANCA
OLAVARRIA
EZEIZA
24
ESQUEMA NO REGULADO DE EXPANSION EN BASE A
SEÑALES
decisiones privadas
CHILE
La planificación y expansión de la red de transmisión corresponde a los agentes
del mercado, en base a las señales de precios que entrega el sistema tarifario
vigente.
Es así como, en cada uno de los segmentos del sistema de transmisión, es
posible identificar incentivos para la expansión futura de los mismos.
La CNE tiene la responsabilidad de preparar un plan de obras de generación y
transmisión que sólo tiene carácter indicativo, y se utiliza para el cálculo de
precios regulados semestrales.
Programa de Obras en el SIC-Chile
9.000
8.000
DEMANDA (MW)
7.000
6.000
5.000
4.000
TERM.
332,4
RALCO
2 X TERM.
332,4
TERM.
332,4
3.000
2.000
1.000
CORTADERAL
SAN ISIDRO
LOMA ALTA
RUCUE
SES
PEUCHEN
PANGUE PETROPOWER MAMPIL
NEHUENCO
0
1.997
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2.006
AÑO
DEMANDA
OFERTA
Ref: CNE
25
ESQUEMAS DE EXPANSION EN BASE A SEÑALES
decisiones privadas
VENTAJAS
DESVENTAJAS
ARGENTINA
CHILE
mercado y señales
definen expansión
mercado y señales
definen expansión
obliga interacción agentes
mercado desafiable
proceso engorroso y lento
riesgos sobreinversión
incertidumbre transmisor
26
êExpansión
Endesa 1999
Mercado Energético de
América
ESTADOS UNIDOS
•Mercado de 765.000 MW
•Crecimiento: 1-2% anual
= 7.650 - 15.300 MW anuales
Características:
•Mercado Regulado (cambiando)
•Aumento competencia
•Brokers
•Mercados a futuro
LATINOAMÉRICA
•Mercado de 190.000 MW
•Crecimiento: 5% anual
= 9.500 MW anuales
Características:
•Marco Regulatorio competitivo
•Alto crecimiento
•Oportunidades de inversión
27
M. Pereira, 1999
Venezuela
Colombia
Ecuador
Perú-SICN
Brasil-N
Brasil-NE
Perú-SISUR
Brasil-SE
Bolivia
Paraguay
Chile-SING
Brasil-Sur
Argentina
Mercado
Uruguay
Chile-SIC
Argentina
Comahue
Crecientes
interconexiones
eléctricas
Crecientes
interconexiones
gasíferas
(futura red de
gasoductos)
Revista CIER, año V, Nº17, setiembre 1996
28
·
Lima
BOLIVIA
PERU
Santa Cruz
Mejillones
·
BRASIL
·
PARAGUAY
Asunción
·
·
·
Rio de Janeiro
Sao Paulo
NOA
Santiago ·
Excedentes
Hidráulicos
ARGENTINA
URUGUAY
Buenos Aires ·
CHILE
Concepción
·
Neuquén
Consumo Importante
Cuenca Gas Natural
Generación Hidráulica
Figura 2
Ubicación de los centros de consumo y de los recursos energéticos
(cuencas de gas y generación hidráulica).
Interconexión Chile-Argentina: gas versus electricidad
Gasoducto
Reserva
de gas
Baja Inversión unitaria
Flujo unidireccional de energía
Electroducto
Flujo bidireccional de energía
Equilibra diferenciales de precios
è Sequía
è Sobreoferta
Ambas tecnologías pueden
coexistir, dependiendo de las
condiciones de los mercados
que interconectan
29
Expansión de la transmisión ligada al gas
Lima
•
Electroducto
BRASIL
Argentina Chile
PERU
BOLIVIA
Santa Cruz
Excedentes
•
Hidráulicos
Gasoducto
Asu nció n
•
Atacama
PARAGUAY
•
Mejillones
•
Asunción
•
•
Rio
de Janeiro
Sao Paulo
NOA
Interconexión
SING-SIC
Carrera Pinto
Interconexión
Asu nció n
•
San Isidro
Gasoducto
Santiago
•
Argentina Brasil
URUGUAY
Gasandes
Buenos Aires
•
Electroductos
Asu nció n
Concepción
•
•
Tucumán - Carrera Pinto
Neuquén
Generación
Mendoza - San Isidro
Hidro
Sur Austral
Electroducto
Alicurá -
Osorno
Gasoducto del Pacífico
Integración entre mercados
-equilibrio de precios entre distintos
mercados
-gas natural adquiere importancia empresas de gas se integran al mercado
eléctrico
-cambia el tamaño óptimo de las empresas expansión a otros mercados y nuevas
-decisiones ligadas de expansión del
transporte de electricidad y gas
30
Cambio tecnológico ciclos combinados
-cambia despacho centrales, con nuevas
inversiones desplazando a centrales
existentes (sobreoferta)
-ciclo combinado define el costo marginal en
el largo plazo, resultando en precio de
desarrollo del sistema sustancialmente más
bajo que el histórico
-ciclo combinado compitiendo con la
transmisión eléctrica y desplazando
inversiones
Restructuración mercado eléctrico
mundial
-llegada a Latinoamérica de grandes
empresas del sector energético mundial
(eléctrico y gas natural) que buscan
portfolios regionales
-aumenta nivel de competencia e integración
en el sector energético
-efecto a la baja de los precios de la
electricidad por sobreoferta
-expansión regional de la transmisión
31
Hugh Rudnick
Profesor Titular
Departamento de Ingeniería Eléctrica
Pontificia Universidad Católica de Chile
Santiago, Chile
Email [email protected]
http://www.ing.puc.cl/power/
Socio Director
SYSTEP Ingeniería y Diseños
Santiago, Chile
Email [email protected]
http://www.systep.cl/
32

Transmission expansion in competitive markets (Bogotá, 1999)

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