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REGULACIÓN DE ACTIVIDAD DE REDES DE TRANSPORTE

CURSO SOBRE RÉGIMEN ECONÓMICO DEL SECTOR ELÉCTRICOPALMA DE MALLORCA 17 de Octubre de 2007

Mª Jesús Gago CornejoSubdirección de Transporte, Distribución y Calidad de Servicio

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Índice

1. Regulación del servicio de transporte

1.1 Infraestructura física del suministro eléctrico

1.2 Marco legal

1.3 Retribución

1.4 Autorizaciones

1.5 Acceso

1.6 Pérdidas

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1.1. Infraestructura física del suministro eléctrico

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Transporte Primario: Instalaciones 400 kV más interconexiones. Transporte Secundario: Instalaciones 220 kV (y tensiones inferiores que cumplan

funciones de transporte) La propiedad está compartida entre Red Eléctrica de España y otras empresas.

TOTAL REE* líneas 400 kV 17.042 km 17.005 km (99,8%) líneas 220 kV 16.685 km 16.424 km (98,4%) transf. 400/AT 56.272 MVA 55.472 MVA (98,6%)Fuente: REE

La red de Transporte de España está muy bien mallada y no presenta restricciones significativas

Pérdidas del 1,22% y disponibilidad del 98,36% (2005) Total coste (2007): 1.089 miles de € (incluye empresas insulares y extrapeninsulares)

1.1. Infraestructura física del suministro eléctrico

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1.1. Infraestructura física del suministro eléctrico: Evolución Activos

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1.1. Infraestructura física del suministro eléctrico: Evolución Activos

Evolución de la red de transporte de 400 y 220 kV(Sistema peninsular)

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Años

Km

400 kV 220 kV

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1.1. Actuaciones Planificadas Península 2005-2011

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1.1. Infraestructura física del suministro eléctrico

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220 kV

132 kV

1.1. Actuaciones Planificadas Islas Baleares 2005-2011

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1.1 Actuaciones Planificadas. Islas Baleares 2005-2011

MallorcaACTUACIONES PLANIFICADAS

Interconexión entre el sistema peninsular y las Islas Baleares. Nueva subestación de Cas Tresorer 220/66 kV. Red de 220 kV: dos circuitos a Son

Orlandis. Red de 66 kV: cuatro circuitos a San Juan de Dios y un doble circuito a Son Molinas

Tercer eje de evacuación de Alcudia. Nueva línea de 220 kV Alcudia-Son Reus. Paso a 132 kV de las líneas de 66 kV Bessons - Porto Cristo - Cala Millor y a 220 kV

del doble circuito Valldurgent - Sta Ponsa (Calviá) 66 kV. Cambios de conductor en la red de 66 kV para evitar cuellos de botella y nuevas

subestaciones por demanda.

ACTUACIONES EXCEPCIONALES Dificultades en la zona de Rafal (impacto medioambiental) sustituir las

actuaciones previstas en la red de 66 kV por una nueva alimentación en 220 kV que proporcione una solución a largo plazo.

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1.1 Actuaciones Planificadas. Islas Baleares 2005-2011

Mallorca

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1.1 Actuaciones Planificadas. Islas Baleares 2005-2011

IbizaACTUACIONES PLANIFICADAS

Interconexión de los subsistemas Mallorca - Menorca e Ibiza - Formentera mediante un enlace submarino, con una capacidad de 100 MW entre Santa Ponsa (Mallorca) y Torrente (Ibiza). Nuevo enlace submarino de 50 MW entre Torrente y Formentera.

Nueva subestación de Torrente 132/66 kV y duplicación de los ejes de 66 kV que se dejarán preparados para su paso a 132 kV

MenorcaACTUACIONES PLANIFICADAS

Dos nuevas subestaciones, Oeste y Poima Repotenciación de las líneas de evacuación de la central de Mahón.

ACTUACIONES EXCEPCIONALES Integración en la red de transporte la futura turbina de gas 4 en Mahón modificar

el conductor en la repotenciación de las líneas Mahón-Dragonera 132 kV con objeto de que se puedan alcanzar los 280 MVA por circuito frente a los 160 MVA previstos.

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1.1 Actuaciones Planificadas. Islas Baleares 2005-2011

Menorca Ibiza Formentera

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Ley 54/1997 del Sector eléctrico (modificada por la Ley 17/2007) Þ Principios básicos de la regulación del transporte:

Monopolio natural (Exposición de motivos)

Actividad regulada (Art. 11)

Retribución establecida reglamentariamente (Art. 16)

Planificación centralizada (Art. 4)

Acceso a la red regulado (Art. 38)

Pago por uso Þ Peaje (Art. 17)

Competencias (Art. 3):

Administración General del Estado: Transporte primario (y secundario que exceda una CA)

Comunidades Autónomas: Transporte secundario

1.2. Marco Legal

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RD 1955/2000 que regula la actividad de Transporte:

Actividad de transporte, red de transporte y Gestor de la Red (Art.4 - Art.7)

Planificación de la red de transporte (Art.8 - Art.18)

Calidad de servicio en la red de transporte (Art.19 - Art.29)

Instalaciones de conexión de centrales de generación y de consumidores a las redes de transporte (Art.30 - Art.32)

Pérdidas en la red de transporte (Art.33 - Art.35)

1.2. Marco Legal

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Red Eléctrica de España (REE) es el operador del sistema y gestor de la red de transporte.. Es responsable de:

Desarrollar y ampliar la red de transporte de Energía eléctrica , de tal manera que garantice el mantenimiento y mejora de una red configurada bajo criterios homogéneos y coherentes

Funciones de REE como Operador del sistema y Gestor de la Red Balance periódico de previsiones de generación y demanda Estimar, calcular y publicar los coeficientes de pérdidas Evaluar la capacidad máxima de interconexión Coordinar a los operadores de otros países Establecer los planes de maniobra para la reposición de servicio Analizar las solicitudes de conexión a la red de transporte Velar por el cumplimiento de los parámetros de calidad

1.2. Marco Legal

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Modificaciones introducidas por la Ley 17/2007.

REE, como gestor de la red de transporte actuará como transportista único desarrollando la actividad en régimen de exclusividad

Se permite a los distribuidores tener la titularidad, de manera individualizada, de instalaciones de 220 kV que por sus características y funciones sea apropiado. Es necesario la autorización del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, así como consulta previa a CNE y la Comunidad Autónoma correspondiente.

1.2. Marco Legal

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La planificación de la red de transporte tendrá carácter vinculante

Será realizada por el Gobierno a Propuesta de Ministerio de Industria, Turismo y Comercio con la participación de las CC.AA

Horizonte temporal de 5 años Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía eléctrica

El desarrollo debe cumplir con los requisitos de seguridad y fiabilidad

El proceso de planificación consta de las siguientes etapas: Propuesta de desarrollo de la Red de transporte (REE) Plan de desarrollo de la Red de transporte (MITyC) Programa anual de instalaciones de la red de transporte (DG de Política

Energética y Minas)

1.2. Marco Legal

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La calidad de servicio de la red de transporte viene determinada por los siguientes aspectos: La continuidad de suministro Calidad del producto, relativa a las características de la onda de tensión Indisponibilidad de las instalaciones de la red de transporte Niveles de tensión y frecuencia de los puntos frontera del transporte

La responsabilidad final del cumplimiento de la calidad la tiene el Operador del Sistema Seguro de Riesgo

Los transportistas son responsables de mantener disponibles sus instalaciones cumpliendo con los índices de Calidad

La Información sobre la calidad de servicio se enviará anualmente al MITyC, CNE y al órgano competente de la Administración Autonómica

1.2. Marco Legal

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Instalaciones de conexión de centrales de generación Subestaciones y líneas de alta tensión de transporte o distribución que

resulten necesarias para la efectiva unión de la instalación de generación a la red preexistente o resultante de la planificación aprobada

Instalaciones de conexión de consumidores Instalaciones que sirven de enlace entre el consumidor y la

correspondiente instalación de transporte Desarrollo de las instalaciones de conexión

Se conectaran en un solo punto a las redes de transporte o distribución Cuando la conexión de lugar a la partición de una línea existente o

planificada con entrada y salida en una nueva subestación, las instalaciones necesarias para dicha conexión serán sufragadas por él o los promotores de dicha conexión

Los proyectos de nuevas instalaciones y los programas de ejecución serán supervisados por el OS o los gestores de la red de distribución

1.2. Marco Legal

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Nuevas instalaciones Mecanismos competitivos y retribución según oferta Coste estándar de inversión y de operación y

mantenimiento Instalaciones existentes

Definición de cantidades globales por empresa basadas en la retribución histórica

Actualización según (IPC-X) Necesidad de adaptar la remuneración al final de la vida

económica de la instalación y reconocer la baja de instalaciones.

Incentivos a la disponibilidad de las instalaciones

1.3. Retribución: Real Decreto 2819/1998

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Resolución de 5 de marzo de 2003 de la Dirección General de Política Energética y Minas (DGPEM) por la que se fija el valor de la tasa de retribución del transporte de energía eléctrica (Trn) del Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica

  Resolución de 17 de marzo de 2003 de la DGPEM por la

que se fijan los valores de los índices de eficiencia X e Y del Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica.

1.3. Retribución: Resoluciones

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Procedimientos de Autorización de las instalaciones de producción, transporte y distribución

Se entenderá que el aprovechamiento de una instalación de transporte afecta a más de una Comunidad Autónoma cuando se trate de instalaciones que formen parte de la red de transporte mallada peninsular.

La autorización de las instalaciones de transporte que sean competencia de las Comunidades Autónomas requerirán informe de la Dirección General de Política Energética y Minas.

El órgano competente de la Administración Autonómica remitirá la solicitud y la documentación que la acompañe a la Dirección General de Política Energética y Minas, que emitirá informe en el plazo de dos meses. Si transcurrido dicho plazo no lo hubiera emitido, seguirán las actuaciones.

1.4 Autorizaciones

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La construcción, explotación, modificación, transmisión y cierre de las instalaciones de

transporte requerirán autorización administrativa.

Las autorizaciones de construcción y explotación de instalaciones podrán ser otorgadas

mediante un procedimiento que asegure la concurrencia, promovido y resuelto por la

Administración competente.

Los solicitantes de autorizaciones para instalaciones de transporte deberán acreditar

suficientemente: Las condiciones técnicas y de seguridad de las instalaciones El adecuado cumplimiento de las condiciones de protección del medio ambiente. Las características del emplazamiento de la instalación. Su capacidad legal, técnica y económico-financiero para la realización del proyecto.

1.4 Autorizaciones

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Acceso regulado (vs. negociado) según condiciones

administrativas, técnicas y económicas

Sujetos con derecho de acceso son los generadores, distribuidores,

suministradores, consumidores cualificados, autoproductores y

agentes externos

El Gestor de la Red sólo deniega por falta de capacidad

Conflictos de acceso sometidos a las resoluciones de la CNE

1.5. Acceso: Principios Básicos Ley 54/1997

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Libertad de acceso para generadores o consumidores únicamente restringido por la capacidad de la Red

Condiciones de acceso equiparables para todos los usuarios Concesión del acceso por el operador del sistema en

transporte y por el distribuidor en su red Los consumidores tienen derecho a ser abastecidos en el

punto requerido sin desplazar a anteriores consumidores Los refuerzos necesarios se incluyen en los planes de desarrollo de

la red de transporte Ofrecer otros puntos de conexión como alternativa

1.5. Acceso

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Los generadores tienen derecho al acceso en el punto solicitado si existe capacidad en la red No hay reserva de capacidad para la generación existente La asignación de la capacidad limitada se resuelve con el

mecanismo de resolución de restricciones en el mercado diario Los refuerzos necesarios se decidirán como resultado de los

planes de desarrollo de la red de transporte Instalaciones dedicadas - líneas de evacuación directa para la

generación y líneas de conexión de consumidores- con cargo a cada usuario

1.5. Acceso

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Las pérdidas de transporte se definen como la energía que se consume en los diferentes elementos de la red y tienen su origen en la intensidad eléctrica que circula por los mismos y en la tensión a que se hallan sometidos.

Las pérdidas de transporte se determinarán horariamente por el saldo de las medidas en las fronteras de la red de transporte con los generadores, distribuidores, consumidores directamente conectados a la red de transporte y conexiones internacionales

Responsabilidad sobre las pérdidas de transporte La medición de las pérdidas de transporte es responsabilidad del operador del

sistema Los agentes del mercado internalizarán las pérdidas de la red en sus ofertas

Metodología de asignación de las pérdidas de transporte El OS calcula y publica diariamente las pérdidas horarias estimadas en la RdT El OS publicará diariamente los factores de pérdidas reales MITyC establecerá los plazos y la forma de los coeficientes de asignación de

pérdidas Las importaciones y exportaciones de energía se reflejarán en los nudos frontera

entre sistemas con los coeficientes de pérdidas que correspondan

1.6. Pérdidas en la RdT

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Situación transitoria Sólo paga pérdidas de transporte la demanda Existe un mecanismo en el Real Decreto 2821/1998

que establece porcentajes estándares de imputación de pérdidas por nivel de tensión y bloque horario, que eleva los consumos a barras de central.

Estos porcentajes no dan señales de posicionamiento en la red de transporte

1.6. Pérdidas en la RdT. Situación Actual

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Las pérdidas reales se asignan a todos los usuarios sin tener en cuenta su actividad o el tipo de contratación de la energía

Se calculan factores de pérdidas para cada nodo de la red de transporte en función de factores de pérdidas marginales (kp)

Este método de asignación permite el uso de un modelo de mercado central con un precio único y donde la generación y la demanda pueden casarse en condiciones homogéneas, puesto que cada agente asume sus pérdidas de transporte

1.6. Pérdidas en la RdT. Modificación Planteada

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Se envían señales correctas de posicionamiento: Generadores bien ubicados (kp<1) cobrarán más

energía de la que realmente producen Consumidores bien ubicados (kp>1) pagarán menos

energía de la que realmente consumen

1.6. Pérdidas en la RdT. Modificación Planteada

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Mercado Central

G

~ D

G’ = D’

• Balance físico: G = D + Pg + Pd

• Balance comercial G’= D’

• Generación: G’= G- Pg• Demanda: D’= D + Pd

• Balance físico: G = D + Pg + Pd

• Balance comercial G’= D’

• Generación: G’= G- Pg• Demanda: D’= D + Pd

G = Generación D = Demanda

Pg = Pérdidas asociadas a la generaciónPd = Pérdidas asociadas a la demanda

1.6. Pérdidas en la RdT. Modificación Planteada

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P.G.R. 400 MWKp = 1.039

CORUÑA 200 MWKp = 1.032

BILBAO200 MWKp = 0.978

ROBLA400 MWKp = 1.021

BARRIOS100 MWKp = 0.945

ALMARAZ100 MWKp = 0,981

PUERTOLLANO124 MWKp = 0.948

SEVILLA200 MWKp = 0.906

MADRID200 MWKp = 0.942

VALENCIA200 MWKp = 0.955

ASCO100 MWKp = 0.973 BARCELONA

200 MWKp = 0.948

CONSUMO: 1,200 MW

PRODUCCIÓN: 1,224 MW

PÉRDIDAS: 24 MW

1.6. Pérdidas en la RdT. Ejemplo I

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DemandaConsumo Kp Pérdidas Energía (MWh) (MWh)

(MWh)Coruña 200 1.032 - 2.58

197.42Bilbao 200 0.978 1.87

201.87Barcelona 200 0.948 4.57

204.57Valencia 200 0.955 3.92 203.92Sevilla 200 0.906 8.64

208.64Madrid 200 0.942 5.13

205.13

Pérdidas de consumidores 21.54

Total 1,2001,221.54

Generación Producción Kp Pérdidas Energía

(MWh) (MWh) (MWh)Puentes 400 1.039 6.25 393.75Ascó 100 0.973 - 1.15

101.15Barrios 100 0.945 - 2.42

102.42Robla 400 1.021 3.42

396.58Almaraz 100 0.981 - 0.81 100.81Puertollano 124 0.948 - 2.83

126.8 Pérdidas de generadores 2.46

Total 1,224 24.001,221.54

1.6. Pérdidas en la RdT. Ejemplo II

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FINAL DE LA

PRESENTACIÓN