Informe Rev 2015 tt

8/19/2019 Informe Rev 2015 tt

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PROPUESTA

PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 2015

INFORME PRELIMINAR

Dirección de Planificación y Desarrollo

CDEC SIC28 de Agosto de 2015


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CDEC SIC

(Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central)

Teatinos N°280 – Piso 12

Teléfono: (56 2) 424 6300

Fax: (56 2) 424 6301

Santiago – Chile

Código Postal: 8340434

www.cdecsic.cl

Informe Preliminar Propuesta Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal

Rev Fecha Comentario Realizó Revisó / Aprobó1 26.08.2015 Versión Preliminar DPD Vannia Toro B.

Eduardo Esperguel G.Mauricio Olivares A.Cristián Torres B.

Deninson Fuentes del C.

2 28.08.2015 Versión Definitiva DPD Vannia Toro B.Eduardo Esperguel G.Mauricio Olivares A.Cristián Torres B.

Deninson Fuentes del C.Gabriel Carvajal M.

http://www.cdecsic.cl/http://www.cdecsic.cl/http://www.cdecsic.cl/


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Informe Preliminar Propuesta Plan de Expansión del STT del SIC agosto de 2

ÍNDICE DE CONTENIDOS

1 INTRODUCCIÓN 6

2 RESUMEN EJECUTIVO 7

3 CONSIDERACIONES GENERALES 10

3.1 SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA 10 3.2 REPRESENTACIÓN DE CENTRALES SOLARES 11 3.3 REPRESENTACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS 12 3.4 PLAZOS ESTIMADOS DE PROCESOS ADMINISTRATIVOS 13

4 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS 15

4.1 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA 18 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA 18 4.1.1

AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS 18 4.1.2 DEMANDA PROYECTADA 19 4.1.3

4.2 PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN 21

5 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE REQUERIMINETOS DEEXPANSIÓN 27

5.1 DIAGNÓSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 27 5.2 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN 27 5.3 METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS EN SUBESTACIONES 29 5.4 METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN ECONÓMICA 30

MIN – MAX REGRET 30 5.4.15.5 DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE DETERMINACIÓN DE LA EXPANSIÓN TRONCAL 31

6 SISTEMA DE TRANSMISIÓN 32

6.1 OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS 32

6.2 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN 34 6.3 DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO 37 6.4 LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN 38

7 UTILIZACIÓN ESPERADA Y RECOMENDACIÓN DE EXPANSIÓN DE LOS TRAMOS DELSISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 42

7.1 ZONA NORTE 42 TRAMO CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO 44 7.1.1


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TRAMO DIEGO DE ALMAGRO – CUMBRES 47 7.1.2 LOS CHANGOS – CUMBRES - CARDONES 50 7.1.3 TRAMO MAITENCILLO - CARDONES 52 7.1.4 TRAMO PAN DE AZÚCAR - PUNTA COLORADA – MAITENCILLO 56 7.1.5 TRAMO PAN DE AZÚCAR – NOGALES- POLPAICO 60 7.1.6 TRAMOS POLPAICO – NOGALES - QUILLOTA 64 7.1.7 RESUMEN ANÁLISIS ZONA NORTE 66 7.1.8 EVALUACIÓN ECONÓMICA ZONA NORTE 68 7.1.9

7.2 ZONA CENTRO 76 TRAMO LAMPA – POLPAICO 77 7.2.1

TRAMO POLPAICO – TAP EL LLANO - LOS MAQUIS 77 7.2.2 TRAMO CHENA - CERRO NAVIA 78 7.2.3 TRAMO ALTO JAHUEL – CHENA 78 7.2.4 TRAMOS RAPEL – A. MELIPILLA – LO AGUIRRE – CERRO NAVIA 78 7.2.5 SISTEMA DE 500 KV ENTRE S.E. ALTO JAHUEL Y S.E. POLPAICO 81 7.2.6

SISTEMA ANCOA AL NORTE 500 KV 83 7.2.7 TRAMO ANCOA 500/220 KV 84 7.2.8 TRAMO ANCOA – COLBÚN 220 KV 85 7.2.9

TRAMO COLBÚN – CANDELARIA – MAIPO – ALTO JAHUEL 220 KV 85 7.2.10 TRAMO ANCOA – ITAHUE 86 7.2.11 RESUMEN ANÁLISIS ZONA CENTRO 86 7.2.12 EVALUACIÓN ECONÓMICA ZONA CENTRO 87 7.2.13

7.3 ZONA SUR 88 TRAMO CHARRÚA – ANCOA 89 7.3.1

TRAMO CHARRÚA 500/200 93 7.3.2 TRAMOS CHARRÚA - LAGUNILLAS 220 KV Y CHARRÚA - HUALPÉN 220 KV 95 7.3.3

TRAMO CAUTÍN – MULCHÉN - CHARRÚA 220 KV 96 7.3.4 TRAMO CAUTÍN – VALDIVIA 100 7.3.5 TRAMO CIRUELOS – PICHIRROPULLI 102 7.3.6 TRAMO PUERTO MONTT - PICHIRROPULLI 106 7.3.7 TRAMO PUERTO MONTT – MELIPULLI - CHILOÉ 108 7.3.8 RESUMEN ANÁLISIS ZONA SUR 108 7.3.9

EVALUACIÓN ECONÓMICA ZONA SUR 109 7.3.107.4 ANÁLISIS PROYECTOS PRESENTADOS POR EMPRESAS PROMOTORAS 115

8 ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO EN S.E. TRONCALES 116

9 PROYECTOS RECOMENDADOS 118

9.1 PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL SIC 119 NUEVO TRANSFORMADOR 220/500 KV S.E CUMBRES 119 9.1.1

NUEVA LÍNEA NUEVA MAITENCILLO – PUNTA COLORADA– NUEVA PAN DE AZÚCAR 2X220 KV, 2X 500 MVA,9.1.2 119

NUEVA LÍNEA CIRUELOS – NUEVA CAUTÍN 2X500 KV, 2X 1700 MVA, ENERGIZADA EN 220 KV 121 9.1.3 MODIFICACIÓN DE LA COMPENSACIÓN SERIE DE LA NUEVA LÍNEA POLPAICO – PAN DE AZÚCAR 2X500 KV Y9.1.4

REACTORES DE 75 MVAR EN SS.EE. N. MAITENCILLO Y N. PAN DE AZÚCAR 500 KV 124


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9.2 PROYECTOS DE NORMALIZACIÓN 126 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN DIEGO DE ALMAGRO 126 9.2.1

NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN DON GOYO 127 9.2.2 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN LA CEBADA 127 9.2.3 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN LOS MAQUIS 128 9.2.4 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN POLPAICO 129 9.2.5 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN LO AGUIRRE 129 9.2.6 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN CHENA 130 9.2.7 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN ALTO JAHUEL 130 9.2.8 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN PUERTO MONTT 131 9.2.9

ANEXO 1 132

ANEXO 2 133

ANEXO 3 134

ANEXO 4 135

ANEXO 5 136

ANEXO 6 137

ANEXO 7 138

ANEXO 8 139

ANEXO 9 140


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1 INTRODUCCIÓN

De acuerdo a la letra c) del artículo 37 bis del Decreto 291/2007, la Dirección de Planificación

y Desarrollo (DPD) tiene como obligación prestar apoyo técnico a la Dirección de Peajes (DP)en el cumplimiento de la función correspondiente a la revisión anual del Estudio deTransmisión Troncal (ETT).

Por otro lado, anualmente la (DP) del CDEC-SIC debe realizar, sobre la base del InformeTécnico señalado en el Artículo 91 de la ley, una propuesta a la Comisión Nacional de Energía(CNE) de las obras de Transmisión Troncal que deban realizarse o iniciarse en el períodosiguiente para posibilitar el abastecimiento de la demanda, considerando las exigencias decalidad y seguridad de servicio vigentes; o la no realización de obras en ese período. Además,podrá considerar tanto los proyectos de transmisión troncal contemplados en el InformeTécnico como los que sean presentados a la DP por sus promotores.

La revisión a realizar en el presente periodo 2015, se basa en el “Informe Técnico para ladeterminación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal,Cuatrienio 2015-2018” (Resolución Exenta N°390). El Informe Técnico contiene las obras detransmisión troncal que deben ser iniciadas dentro del Período Tarifario 2015-2018, en basea los resultados del “Est udio de Transmisión Troncal”.

En el presente informe se describen los análisis y conclusiones derivados de proyectar losniveles de utilización del Sistema de Transmisión Troncal (STT) para determinar los tramossobre los cuales resultaría pertinente evaluar proyectos y finalmente proponer expansiones.Se ha realizado un análisis de los flujos esperados por los elementos serie del sistema de

transmisión troncal, poniendo atención en aquellos tramos en los que las transferencias seansuperiores a las máximas admisibles con el nivel de seguridad coherente con el criterio N-1.

Adicionalmente se realiza un análisis del estado de cumplimiento normativo de lassubestaciones con instalaciones troncales, indicando los requerimientos de ampliación quenormalizarán estas subestaciones. Dichos análisis se encuentran resumidos en el capítulo 8.


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RESUMEN EJECUTIVO

Con motivo del proceso de la revisión anual 2015 del Estudio de Transmisión Troncal, laDirección de Planificación y Desarrollo del CDEC SIC ha elaborado una propuesta deexpansión del Sistema de Transmisión Troncal en base a una evaluación técnico - económicade las necesidades de desarrollo del SIC. Para determinar el plan de expansión propuesto, seha analizado el comportamiento de los tramos troncales del sistema y los posiblesrequerimientos de expansión, considerando dentro del conjunto de proyectos posibles lasobras incorporadas en el Informe Técnico de la Comisión Nacional de Energía (CNE) yaquellos proyectos presentados por las empresas promotoras. Adicionalmente la DPD hadeterminado necesario analizar otras obras para cubrir los casos en que no se dispusiera depropuestas de proyectos adecuados a los requerimientos del sistema.

Con el objetivo de determinar el comportamiento de los tramos troncales del SIC y lasopciones óptimas de expansión, el estudio considera el análisis de escenarios de generación ydemanda alternativos en base a la información recibida por la DPD en el contexto del catastropúblico de proyectos de generación y consumo. Con lo anterior se ha estudiado el sistema bajolos supuestos de cinco escenarios (1 base y 4 alternativos), cuyos horizontes de modelacióncomienzan en abril de 2015 y finalizan en marzo de 2035:

i. Escenario Base

El Escenario base considera los supuestos del plan de obras de generación y consumo delInforme técnico de Precio de Nudo de Abril de 2015, ajustado con la mejor información

disponible por la DPD.

ii. Escenario Norte ERNC Atacama

En el escenario alternativo Norte ERNC Atacama se reemplazan proyectos ERNC del planindicativo por proyectos informados a la DPD, lo que tiene como efecto un adelanto en la fechade puesta en servicio de las inyecciones ERNC. Los proyectos incorporados sumanaproximadamente 1500 MW de potencia de generación y reemplazan centrales indicativas delITPN por un total de 500 MW, adicionalmente se incorporan al modelo proyectos mineros quesuman 250 MW de consumo.

iii.

Escenario Norte ERNC CoquimboEn el escenario alternativo Norte ERNC Coquimbo tiene los mismos supuestos del EscenarioERNC Norte Atacama, con la salvedad que se asume un mayor desarrollo ERNC en la zona deCoquimbo. En este escenario se incorporan 300 MW eólicos adicionales en la zona de LasPalmas, los cuales reemplazan una central fotovoltaica indicativa de 300 MW en Diego deAlmagro.


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iv. Escenario ERNC sur

En este escenario se incorporan al plan de obras las centrales eólicas informadas a la DPD alsur de Charrúa con un total aproximado de 1400 MW. Adicionalmente se adelanta la puesta enservicio de la central Neltume a enero de 2023 y se desplaza la puesta en servicio de centraleseólicas indicativas en el ITPN por un total de 750 MW y de las centrales Carbón 1 VIII región yCarbón 2 IV Región.

v. Escenario ERNC + Hidro sur

En este escenario se asumen los mismos supuestos del Escenario ERNC Sur en cuanto a lascentrales ERNC, además se incorpora la central Cuervo de 640 MW en enero de 2023 deacuerdo a lo informado por la empresa propietaria y se desplaza la puesta en servicio de las

centrales Carbón 1 VIII región, Carbón 2 IV Región y Neltume.Para la evaluación de la conveniencia económica de la materialización de los proyectos, seutilizó la metodología consistente en determinar la diferencia entre los beneficios operativosde expandir el sistema con el costo total actualizado de los proyectos en evaluación. Elbeneficio operativo se obtiene como el ahorro en costos de operación y falla del sistema, alcomparar una simulación con proyecto con otra sin proyecto. En aquellos casos en que losresultados de los análisis bajo los distintos escenarios originaron planes de expansióndistintos, se aplicó la metodología Minmax Regret para optar por la decisión que minimiza elmáximo arrepentimiento.

En lo que respecta a las obras necesarias para dar cumplimiento a las exigencias normativas,se efectuó un recorrido por las subestaciones troncales de sistema de transmisión analizandoel estado actual y futuro en cuanto a los requerimientos de diseño (art. 3-24 NT SyCS). Enaquellas subestaciones en que se detectó la necesidad de realizar adecuaciones se elaboraronproyectos de ampliación que permitan dar cumplimiento a las exigencias normativas.

Adicionalmente, a parir de los estudios eléctricos que se efectúan para el SIC con motivo de lapresente revisión, se analizó la necesidad obras que permitan la operación eficiente, desde elpunto de vista de requerimientos de potencia reactiva del sistema de 500 kV entre las SS.EE.Polpaico y Cardones.

El conjunto de obras recomendadas a partir de las evaluaciones técnico económicas realizadasconsta de los siguientes proyectos:


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Cuadro 1: Obras Troncales Recomendadas de acuerdo a evaluaciones técnico - económicas

(1) Debido a que la construcción del primer transformador en S.E Cumbres aún no ha superado la etapa de licitación, se definiráel responsable una vez que finalicen los procesos de adjudicación.(2) Se ha estimado que el sobrecosto de adecuar la capacidad de la línea entre 600 MVA y 750 MVA corresponde a 1.65 millonesde USD

A partir de los análisis de requerimientos de obras para dar cumplimiento a exigenciasnormativas se recomienda le ejecución de las siguientes obras:

Cuadro 2: Obras Troncales Recomendadas por adecuaciones normativas

A partir de los análisis de requerimientos de potencia reactiva, se recomienda la ejecución delas siguientes obras:

Cuadro 3: Obras Troncales Recomendadas por requerimientos de potencia reactiva

(1) Valor de inversión considera los costos informados por Interchile S.A para la modificación de la compensación serie conmotivo de la Revisión anual 2014 del ETT.

N° Obras Troncales Recomendadas ResponsableFecha depuesta enservicio

Plazo

constructivo

VImiles de

USD

1 Nuevo transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Cumbres (1) Ene-20 36 meses 18.772

2 Adecuación de capacidad línea Nueva Diego de Almagro – Cumbres 2x220

kV (2)-

- - -

3Nueva línea Nueva Maitencillo – Punta Colorada – Nueva Pan de Azúcar

2x220 kV, 2x500 MVA

Obra NuevaEne-21 48 meses 106.893

4 Ampliación S.E. Nueva Maitencillo Interchile S.A. Ene-21 24 meses 3.826

5 Ampliación S.E. Punta Colorada Transelec Ene-21 24 meses 2.996

6 Ampliación S.E. Nueva Pan de Azúcar Interchile S.A. Ene-21 24 meses 3.771

7

Nueva Línea Ciruelos – Nueva Cautín 2x500 kV, 2x 1700 MVA, energizada

en 220 kV + Seccionamiento línea Cautín - Mulchén 2x220 kV + S.E Nueva

Cautín.

Obra Nueva

Ene-22 60 meses 130.264

8 Ampliación S.E. Ciruelos Transelec Ene-22 24 meses 3.332

N° Obras Troncales Recomendadas ResponsablePlazo

constructivo

VImiles de

USD

1 S/E Diego de Almagro 1: Aumento Capacidad Barras Transelec 24 meses 1.171

2S/E Diego de Almagro 2: Incorporación Desconectador Circuito 1 Nueva

línea D.Almagro-Cardones 2x220 kVEletrans 24 meses 497

4 S/E Polpaico: Conexión J12 a la barra de transferencia Colbún 24 meses 344

5 S/E Chena: Conexión J3 y J4 a la barra de transferencia Transelec 24 meses 1.461

6S/E Chena: Seccionamiento barra principal con incorporación de un

interruptor seccionador de barra y un interruptor acopladorChilectra 24 meses 2.319

7 S/E Alto Jahuel: Conexión J3 y J10 a la barra de transferencia Colbún 12 meses 5618 S/E Puerto Montt: Conexión a barras 1 y 2 del CER Transelec 24 meses 4.090

N° Obras Troncales Recomendadas ResponsablePlazo

constructivo

VImiles de

USD

1Modificación de la compensación serie de la Nueva Línea Polpaico – Pan

de Azúcar 2x500 kV y reactores de 75 MVAr en SS.EE. N. Maitencillo y N.

Pan de Azúcar 500 kV

Interchile S.A. 24 meses 44.916 (1)

2 Ampliación S.E. Polpaico para dar cabida a equipos de CompensaciónSerie Transelec 15 meses 542


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3

CONSIDERACIONES GENERALES

3.1

Supuestos del modelo de coordinación hidrotérmicaA continuación se describen los principales supuestos empleados en la modelación delproblema de coordinación hidrotérmica multinodal – multiembalse considerados pararepresentar la situación de despacho y transferencias esperados.

- Se considera un período de planificación que se inicia en abril de 2015 y termina enmarzo de 2035. El software empleado para resolver el problema de coordinaciónhidrotérmica es PLP versión 2.18.

- La modelación considera el plan de obras de generación, mantenimientos de centrales,costos y disponibilidad de combustible de las bases OSE del Informe de Precios de

Nudo de abril de 2015 elaborado por la CNE.- Se han modelado las obras de transmisión troncal aprobadas por decreto a la fecha de

este informe, considerando las fechas estimadas de puesta en servicio informadas porlos propietarios de los sistemas de transmisión.

- La aleatoriedad hidrológica se ha considerado mediante series hidrológicas,construidas a partir de los años hidrológicos 1960/61 al 2013/14.

- La aleatoriedad eólica se ha considerado mediante series de ventosidad, construidas apartir de la información histórica de las centrales actualmente en operación.

- La aleatoriedad solar se ha considerado mediante series de niveles de radiación,construidas a partir de mediciones de radiación solar en la zona norte del SIC.

-

En general, hasta antes que puedan entrar en operación obras de expansión, se aplicanlos límites de transmisión por líneas del Estudio de Restricciones en el Sistema deTransmisión 2014 (ERST 2014) emitido por la Dirección de Operación del CDEC SIC.Lo anterior sin perjuicio de cálculos de límites distintos en algunos tramos para loscuales se cuenta con información adicional a la utilizada en el ERST.

- Para la modelación de los transformadores desfasadores de la S.E. Cerro Navia serealiza una simulación de la operación del SIC mediante el modelo de coordinaciónhidrotérmica, liberando las restricciones de transmisión de la línea Cerro Navia – Polpaico 2x220 kV. De los resultados se determina cuáles son las etapas en que lastransferencias resultan mayores al límite operativo esperado para el tramo. Luego,

sobre dichas etapas, y para todas las series hidrológicas, se modela un aumento delpaso de derivación en el transformador desfasador mediante la modificación de lareactancia del tramo, verificando posteriormente que con el paso asignado no sesupere el flujo máximo en ninguna de las hidrologías simuladas.

La reactancia a aplicar corresponde al valor equivalente al aumento de pasos en eltransformador desfasador. Esta se obtiene mediante la simulación de flujos depotencia AC de variados escenarios de despachos, con los cuales se extraen lastransferencias por los circuitos y los ángulos en los extremos del tramo calculando


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algebraicamente la reactancia equivalente a partir de los pasos de operación en eltransformador.

- En cumplimiento con lo establecido en el artículo 5-5 de la Norma Técnica de

Seguridad y Calidad de Servicio, se considera la aplicación del criterio N-1 en lasalternativas estudiadas. Además, de acuerdo a este mismo artículo, la aplicación delcriterio señalado solo puede utilizar recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados porfrecuencia o por tensión.

- En la modelación se han incorporado los sistemas SIC y SING (231 barras, 460centrales y, 293 líneas) con los datos provenientes del modelo correspondiente alITPN de abril de 2015.

- En la modelación se han considerado 10 bloques de demanda mensuales desde enerode 2019 hasta diciembre de 2028, con la finalidad de representar adecuadamente lastransferencias esperadas para diversas condiciones de consumo durante el períodomás relevante de análisis. Además, esta representación divide las horas de día y noche,

cuya finalidad es representar mejor la operación esperada de las centrales solares.Para el resto del horizonte se consideró 2 bloques mensuales, igualmente dividiendolas horas de día y noche.

3.2 Representación de centrales solares

El proceso para modelar adecuadamente la generación solar se divide en dos etapas, laprimera corresponde a la definición de los bloques de demanda, en la cual se separan lashoras de día de las hora de noche para generar un conjunto de bloques “Día” y un conjunto debloques “Noche”; y la segunda corresponde al método de asignación de potencia de

generación solar a cada bloque para la modelación de las centrales.

En la segunda etapa, la generación horaria de un perfil anual 1 de central solar se relaciona acada bloque de acuerdo a las horas correspondientes, pues se conoce cuál es la asignación decada una de las horas del año a cada bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la generaciónhoraria dentro del bloque, obteniendo así un conjunto de generaciones horarias, el cual sesepara en 6 partes de igual número de datos y posteriormente para cada uno de estos secalcula el promedio de todos sus datos. Los niveles de generación seleccionados son los quedefinen los seis escenarios de generación solar para cada bloque del horizonte de estudio,denominados: “radiación 100%”, “radiación 80%”, “radiación 60%”, “radiación 40%”,

“radiación 20%”, “radiación 0%”, respectivamente, los cuales son normalizados en base a la

potencia máxima de la central modelo. Mayor detalle de la modelación se encuentradisponible en ANEXO 3.

Finalmente, se construye una matriz de generación solar base, la cual contiene, para cada unode los bloques del horizonte y para cada una de las 54 hidrologías modeladas, un escenario deradiación escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad de escenarios para cada tipo

1 Se seleccionaron los datos horarios disponibles para la estación Inca de Oro, durante el año 2010,considerando tecnología sin seguimiento y con seguimiento, para representar el perfil de generación de

la central modelo.


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de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporar al modelo de coordinaciónhidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie los elementos correspondientes alprimer año hidrológico de la matriz base. El resto de las series se construyen de la misma

forma.

3.3

Representación de centrales eólicas

La variabilidad de los vientos incidentes a las centrales eólicas, implica una considerablevolatilidad en la inyección de energía al sistema eléctrico, lo cual influye en los flujos depotencia a través de las líneas del sistema de transmisión troncal. Debido a la inclusión deproyectos eólicos en el SIC, se efectuó una modelación más detallada de la generación de estascentrales para dar cuenta de su estocasticidad. El procedimiento de modelación se explica acontinuación.

Para efectos de la modelación eólica, para cada mes y para cada uno de sus bloques, se

selecciona el conjunto de generaciones horarias una central modelo, correspondiente con lashoras del año de dicho bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la generación horariadentro del bloque, obteniendo así un conjunto de generaciones del cual se extraen los 3valores coincidentes con el percentil 86%, 53% y el promedio del último tercio de la curvaobtenida. Los niveles de generación seleccionados son los que definen los tres escenarios degeneración eólica para cada bloque del horizonte de estudio, denominados: “ventoso”,“medio” y “calmo” respectivamente, los cuales son normalizados en base a la potencia máximade la central modelo2. Así mismo se extrae el máximo y mínimo valor de cada bloque pararepresentar escenarios donde la generación eólica produce su peak de energía, escenario“máximo”, y donde no existe ventosidad, escenario “mínimo”. Mayor detalle de la modelación

se encuentra disponible en ANEXO 3. En una segunda etapa, se construye una matriz de generación eólica base, la cual contiene,para cada uno de los bloques del horizonte y para cada una de las 54 hidrologías modeladas,un escenario de ventosidad escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad deescenarios para cada tipo de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporaral modelo de coordinación hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie loselementos correspondientes al primer año hidrológico de la matriz base. El resto de las seriesse construyen de la misma forma ajustando sus factores de planta a un valor predefinidoesperado.

La modelación de la demanda puede realizarse con distinta cantidad de bloques para distintosperíodos del horizonte de planificación, por lo que la metodología descrita se realiza para cadaperíodo en que se modifique el número de bloques mensuales.

Por otra parte, se agruparon las centrales eólicas en 7 sectores, dando cuenta de la correlaciónde los vientos en centrales, tal que cada sector comprende una zona de aproximadamente 100kilómetros de extensión, según se muestra a continuación:

2 Para incorporara la variabilidad del viento se ha usado la estadística de la central Canela.


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Cuadro 4: Agrupación de centrales eólicas por sectores

Sector Centrales

Sector 1 EOLICO SING I EOLICO SING III Eólica IV Región 09EOLICO SING IV VALLE VIENTOS SING EOLICO SING II

Sector 2 EOLICA TALTAL

Sector 3 EOL P COLORADA EOLICA CABO LEONES I

Sector 4

MONTEREDONDO CANELA2 EOL IVREG07

PTA PALMERA EOL TALINAY PONIENTE EOL IVREG08

EOL TOTORAL TALINAY ORIENTE CHANARAL ACEITUNO

EOL IVREG01 PUNTA SIERRA EOL III 02

EOL IVREG02 LOS CURUROS EOL III 03

EOL IVREG03 EL ARRAYAN EOL III 01

EOL IVREG04 EOL IV 01 CANELA

EOL IVREG05 EOL IVREG06

Sector 5

EOLICA LEBU EOL CONCE06 Eólica Charrúa 04

EOLICA UCUQUER Eólica Charrúa 01 EOL VIII 02

EOLICA P CHOME Eólica Charrúa 02 Eólica Charrúa 03

EOLICA UCUQUER II EOL CONCE01 EOL VIII 01

EOL BUENOS AIRES EOL CONCE04 EOL CONCE05

Sector 6

NEGRETE CUEL Eólica Chiloé 01 EOL RENAICO

EOL COLLIPULLI Eólica Chiloé 02

Sector 7 EOL SAN PEDRO EOL X 01

Para efecto de representar la variabilidad de una central respecto de aquellas que seencuentran alejadas geográficamente, los sectores se han construido de manera tal que lascentrales eólicas pertenecientes a un mismo sector posean iguales series de ventosidad encada una de las hidrologías.

3.4

Plazos estimados de procesos administrativos

A partir de la experiencia obtenida en las licitaciones anteriores, se han estimado lossiguientes plazos para el proceso administrativo que media entre la publicación del decreto deexpansión que corresponda y el inicio de la construcción de obras que se decretasen:

Figura 1: Estimación de plazos para los procesos administrativos

E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D

HITOS DEL PROCESO

Rev is ión 2 01 5 del ETT C DEC a go-1 5

Pla n de Expans ión CNE 2 me ses

Panel de Expertos 2 meses

D ec reto Ministerio de Energía d ic -1 5

Adj ud ic aci ón d e l a o bra 4 me se sInicio de la construcción may-15

Proceso de l lamado a l ici ta ción 1 mes

Adj ud ic aci ón d e l a o bra 8 me se s

Publicación del decreto de adjudicación 2 meses

Inicio de la construcción dic-16

2013 2014

Obra Ampliación5 meses

Obra Nueva

12 meses


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Para efectos estimar los plazos de construcción de los proyectos a evaluar se han consideradolos periodos indicados por el consultor, en el Informe Técnico y en estimaciones de la DPDpara cada caso particular.


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4

DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS

A partir de la información recibida por este CDEC sobre los desarrollos futuros en materia degeneración y consumo, se han evidenciado proyectos que pueden alcanzar la condición dedesarrollo efectivo en el corto plazo. Producto del posible impacto agregado de estosproyectos y sus potenciales efectos sobre las obras de expansión, se ha considerado laelaboración de un escenario base y cuatro escenarios alternativos.

i. Escenario Base

El plan de obras de generación para el caso base considera el plan de expansión de Generacióndefinido en el Informe Técnico de Precio de Nudo de Abril 2015 (Cuadro 9) ajustado de

acuerdo a la mejor información disponible por la DPD y los nuevos proyectos informados enconstrucción de acuerdo a las resoluciones CNE y las obras de generación incorporadas parael periodo de relleno.

Figura 2: Evolución costos marginales Escenario Base

ii. Escenario Norte ERNC Atacama (Escenario ERNC NA)

En el escenario alternativo zona norte Atacama se toma como supuesto que se materializan

proyectos ERNC y mineros que han sido informados a la DPD para efectos del catastro públicode generación y consumo, los cuales suman aproximadamente 1500 MW de potencia degeneración instalada ubicados entre las subestaciones Diego de Almagro y Punta Colorada. Seconsidera que estas centrales reemplazan algunas de las centrales indicativas del ITPN por untotal de 500 MW de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 9 y se incorporan al modelo losproyectos mineros del Cuadro 8, los cuales adicionan 250 MW de consumo concentrados enS.E. Carrera Pinto y S.E. Punta Colorada.

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2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

C o s t o M a r g i n a l [ U S $ / M W h ]

Evolución de Costos Marginales

D. Almagro 220

Quillota220

Alto Jahuel 220

Charrua220

Cautín 220

P. Montt 220


16/140


Figura 3: Evolución costos marginales Escenario ERNC Norte Atacama

iii.

Escenario Norte ERNC Coquimbo (Escenario ERNC NC)

En el escenario alternativo zona norte Coquimbo se toma como supuesto que se materializanproyectos ERNC y mineros que han sido informados a la DPD para efectos del catastro públicode generación y consumo, los cuales suman aproximadamente 1800 MW de potencia degeneración instalada ubicados entre las subestaciones Diego de Almagro y Los Vilos.Adicionalmente en la base de modelación se considera que estas centrales reemplazanalgunas de las centrales indicativas del ITPN por un total de 800 MW de acuerdo a lo indicadoen el Cuadro 9 y se incorporan al modelo los proyectos mineros del Cuadro 8, los cualesadicionan 250 MW de consumo concentrados en S.E. Carrera Pinto y S.E. Punta Colorada.

Figura 4: Evolución costos marginales Escenario ERNC Norte Coquimbo

iv. Escenario ERNC sur (Escenario ERNC S)

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2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030



D. Almagro 220

Quillota220

Alto Jahuel 220

Charrua220

Cautín 220

P. Montt 220

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2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030



D. Almagro 220

Quillota220

Alto Jahuel 220

Charrua220

Cautín 220

P. Montt 220


17/140


En este escenario se incorporan al plan de obras las centrales eólicas informadas a la DPD alsur de Charrúa con un total aproximado de 1400 MW, los cuales se encuentran distribuidosprincipalmente entre Charrúa y Cautín y más al sur entre Valdivia y Puerto Montt.

Adicionalmente se adelanta la puesta en servicio de la central Neltume a enero de 2023. Paramantener un equilibrio potencia instalada y demanda proyectada se considera que lascentrales incorporadas reemplazan algunas de las centrales eólicas indicativas en el ITPN porun total de 750 MW y adicionalmente se desplaza la puesta en servicio de las centrales Carbón1 VIII región y Carbón 2 IV Región de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 9.

Figura 5: Evolución costos marginales Escenario ERNC Sur

v.

Escenario ERNC + Hidro sur (Escenario ERNC+H S)

Al igual que en Escenario ERNC Sur se incorporan al plan de obras las centrales eólicasinformadas a la DPD al sur de Charrúa con un total aproximado de 1400 MW, los cuales seencuentran distribuidos principalmente entre Charrúa y Cautín y más al sur entre Valdivia yPuerto Montt. Para mantener un equilibrio potencia instalada y demanda proyectada seconsidera que las centrales incorporadas reemplazan algunas de las centrales eólicasindicativas en el ITPN por un total de 750 MW. En este escenario además se incorpora lacentral Cuervo de 640 MW en enero de 2023 de acuerdo a lo informado por la empresapropietaria. Se desplaza la puesta en servicio de las centrales Carbón 1 VIII región y Carbón 2IV Región y Neltume de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 9.

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2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

C o s t o M a r g i n a l

[ U S $ / M W h ]


D. Almagro 220

Quillota220

Alto Jahuel 220

Charrua220

Cautín 220

P. Montt 220


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Figura 6: Evolución costos marginales Escenario ERNC+H Sur

4.1 Previsión y representación de la demanda

Consideraciones generales para la modelación de demanda4.1.1

La previsión de demanda de energía y potencia por barra se desagregó hasta el nivelmodelado en el programa de coordinación hidrotérmica, para el período comprendido entreabril de 2015 y marzo de 2035, de acuerdo al tipo de consumo, diferenciando entre libre yregulado. El comportamiento de cada tipo de consumo se caracteriza a través de curvas deduración de dos o diez bloques mensuales de acuerdo a lo indicado en el capítulo 3.1.

Para determinar los consumos del período 2015-2030, se han considerado las tasas de

crecimiento zonales definidas en el Informe Técnico de Precios de Nudo Definitivo de la CNEde Abril de 2015. Además, para efectos de distribuir adecuadamente los consumos entre lasdistintas barras de una misma zona, se ha realizado un ajuste del consumo industrial queconsidera la información sobre proyectos en desarrollo efectivo. Para los efectos indicadosanteriormente, la DPD ha solicitado a los clientes libres, distribuidoras y a aquellas empresasque han hecho pública su intención de desarrollar proyectos que involucran un aumentorelevante de demanda para el SIC, que informen a través del catastro de proyectos que debemantener la DPD, el estado de avance, de tal forma de verificar si cumplen con los requisitospara ser considerados como desarrollo efectivo o proyectan estarlo en el corto plazo.

Ajuste de consumo en base a proyectos4.1.2

El ajuste del consumo industrial que considera la información sobre proyectos en desarrolloefectivo, se realiza siguiendo el procedimiento que se describe a continuación:

A todos los consumos de clientes libres se aplica una tasa de crecimiento base de 1,8%,estimada a partir de la tasa de crecimiento promedio obtenida de la información histórica delos consumos de los clientes libres, excluyéndose los consumos de los clientes que ingresarono salieron en el período considerado.

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2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030



D. Almagro 220

Quillota220

Alto Jahuel 220

Charrua220

Cautín 220

P. Montt 220


19/140


Luego se agregan los consumos considerados en desarrollo efectivo y, finalmente, se ajustanlos consumos del sistema (a excepción de los considerados previamente) de forma de alcanzarlos niveles de consumo de energía anual que se muestran en el Cuadro 6 presentado más

adelante.Para efectos de aplicar los crecimientos a los consumos regulados, las cargas se agruparondefiniendo seis zonas:

1. Norte : considera los consumos del SIC ubicados desde Los Vilos al norte.

2. Centro : considera los consumos ubicados entre Nogales y Alto Jahuel, incluyendo losconsumos conectados a estas subestaciones.

3. Itahue : considera los consumos ubicados entre Alto Jahuel e Itahue en niveles detensión menor o igual a 154 kV, con excepción del consumo ubicado en la subestaciónParral.

4. Concepción : considera los consumos ubicados en la zona de Concepción en niveles detensión menor o igual a 154 kV, con excepción del consumo ubicado en la subestaciónChillán.

5. Sur : considera los consumos entre las subestaciones Ancoa y Charrúa incluida.6. Austral : considera los consumos ubicados al sur de la subestación Charrúa.

Demanda proyectada4.1.3

A continuación se presentan las tasas de crecimiento y las energías utilizadas para laprevisión de demanda del SIC:

Cuadro 5: Previsión Total de Consumo del SIC

Año Total (GWh) Crecimiento

2015 50,157 -2016 52,606 5.3%2017 55,375 5.2%2018 58,271 4.9%2019 61,133 4.5%2020 63,912 4.6%2021 66,850 4.2%2022 69,658 4.1%2023 72,492 4.0%2024 75,386 3.8%2025 78,274 3.5%2026 80,984 3.4%2027 83,772 3.4%

2028 86,643 3.3%2029 89,535 3.3%2030 92,526 3.3%2031 95,619 3.3%2032 98,816 3.3%2033 102,122 3.3%2034 105,541 3.3%2035 109,075 3.3%

Figura 7: Proyección Total de consumo SIC

En el caso de los consumos de clientes libres las tasas de crecimiento utilizadas y el consumoindustrial proyectado son los siguientes:

0.0%

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2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

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20,000

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2 0 3 5

T a s a d e C r e c i m i e n t o [ % ]

E n e r g í a [ G W h ]

Proyección Total de consumos SIC


20/140


Cuadro 6: Previsión de consumo industrial del SIC

Año Total (GWh) Crecimiento

2015 18,444 -2016 19,736 7.00%2017 21,203 7.43%2018 22,742 7.26%2019 24,196 6.39%2020 25,513 5.44%2021 26,967 5.70%2022 28,316 5.00%2023 29,641 4.68%2024 30,970 4.48%2025 32,234 4.08%2026 33,263 3.19%2027 34,309 3.14%2028 35,373 3.10%2029 36,393 2.88%2030 37,443 2.89%

2031 38,524 2.89%2032 39,636 2.89%2033 40,780 2.89%2034 41,958 2.89%2035 43,170 2.89%

Figura 8: Proyección Industrial de consumo SIC

Las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo regulado proyectado por zona, para elescenario base son los siguientes:

Cuadro 7: Previsión de Consumo Regulado por zona

Año Norte Centro Itahue Concepción Sur Austral TOTAL

T a s a

E n e r g í a

[ M W h

]

T a s a

E n e r g í a

[ M W h

]

T a s a

E n e r g í a

[ M W h

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T a s a

E n e r g í a

[ M W h

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T a s a

E n e r g í a

[ M W h

]

T a s a

E n e r g í a

[ M W h

]

T a s a

E n e r g í a

[ M W h

]

2015 2,114,768 18,759,230 3,458,261 1,679,358 1,873,936 3,826,562 31,712,115

2016 4.40% 2,207,818 3.60% 19,434,562 3.70% 3,586,217 3.70% 1,741,494 3.70% 1,943,271 3.40% 3,956,665 3.65% 32,870,027

2017 4.30% 2,302,754 3.90% 20,192,510 4.10% 3,733,252 4.00% 1,811,153 4.00% 2,021,002 3.90% 4,110,975 3.96% 34,171,647

2018 4.30% 2,401,773 3.90% 20,980,018 4.10% 3,886,315 4.10% 1,885,411 4.10% 2,103,863 3.90% 4,271,303 3.97% 35,528,683

2019 4.20% 2,502,647 3.90% 21,798,239 4.10% 4,045,654 4.10% 1,962,713 4.10% 2,190,121 3.90% 4,437,884 3.96% 36,937,258

2020 4.20% 2,607,759 3.90% 22,648,370 4.10% 4,211,526 4.10% 2,043,184 4.00% 2,277,726 3.90% 4,610,961 3.96% 38,399,526

2021 4.00% 2,712,069 3.80% 23,509,008 4.00% 4,379,987 4.10% 2,126,954 4.00% 2,368,835 3.80% 4,786,178 3.86% 39,883,032

2022 3.90% 2,817,840 3.60% 24,355,332 3.90% 4,550,807 3.90% 2,209,906 3.80% 2,458,851 3.40% 4,948,908 3.66% 41,341,643

2023 3.80% 2,924,917 3.60% 25,232,124 3.90% 4,728,288 3.90% 2,296,092 3.80% 2,552,287 3.40% 5,117,171 3.65% 42,850,880

2024 3.80% 3,036,064 3.60% 26,140,481 3.90% 4,912,691 3.90% 2,385,639 3.80% 2,649,274 3.40% 5,291,154 3.65% 44,415,305

2025 3.90% 3,154,471 3.60% 27,081,538 3.90% 5,104,286 3.90% 2,478,679 3.80% 2,749,947 3.40% 5,471,054 3.66% 46,039,975

2026 3.80% 3,274,341 3.60% 28,056,473 3.90% 5,303,354 3.90% 2,575,348 3.80% 2,854,445 3.40% 5,657,069 3.65% 47,721,030

2027 3.80% 3,398,766 3.60% 29,066,506 3.90% 5,510,184 3.90% 2,675,786 3.80% 2,962,914 3.40% 5,849,410 3.65% 49,463,566

2028 3.80% 3,527,919 3.60% 30,112,901 3.90% 5,725,081 3.90% 2,780,142 3.80% 3,075,504 3.40% 6,048,290 3.65% 51,269,837

2029 3.80% 3,661,980 3.60% 31,196,965 3.90% 5,948,360 3.90% 2,888,568 3.80% 3,192,374 3.40% 6,253,932 3.65% 53,142,177

2030 3.80% 3,801,135 3.60% 32,320,056 3.90% 6,180,346 3.90% 3,001,222 3.80% 3,313,684 3.40% 6,466,565 3.65% 55,083,007

2031 3.80% 3,945,578 3.60% 33,483,578 3.90% 6,421,379 3.90% 3,118,270 3.80% 3,439,604 3.40% 6,686,428 3.65% 57,094,837

2032 3.80% 4,095,510 3.60% 34,688,987 3.90% 6,671,813 3.90% 3,239,882 3.80% 3,570,309 3.40% 6,913,767 3.65% 59,180,267

2033 3.80% 4,251,139 3.60% 35,937,790 3.90% 6,932,014 3.90% 3,366,237 3.80% 3,705,980 3.40% 7,148,835 3.65% 61,341,996

2034 3.80% 4,412,683 3.60% 37,231,551 3.90% 7,202,362 3.90% 3,497,521 3.80% 3,846,808 3.40% 7,391,896 3.65% 63,582,819

2035 3.80% 4,580,365 3.60% 38,571,887 3.90% 7,483,254 3.90% 3,633,924 3.80% 3,992,986 3.40% 7,643,220 3.65% 65,905,636

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T a s a d e C r e c i m i e n t o [ % ]

E n e r g í a [ G W h ]

Proyección de consumo Industrial SIC


21/140


Figura 9: Proyección de demanda consumos regulados SIC

De acuerdo a la información recibida se han incluido los siguientes proyectos:

Cuadro 8: Proyectos de Consumo (MW)

Proyecto Punto de ConexiónConsumo Estimado [MW]

Fecha Inicial Fecha FinalEscenarioBase

Escenario 1 Escenario2

Caserones Maitencillo 220 kV Ene-2016 Mar-2035 150 150 150MineroPColorada

Punta Colorada 220 kV Ene-2018 Dic-2018 95 95 95Ene-2019 Mar-2035 117 117 117

Inca de Oro Carrera Pinto Ene-2018 Mar-2035 - 50 -

Dominga Punta ColoradaDic-2018 Dic-2018 - 20 -Ene-2019 Mar-2035 - 195 -

TOTAL 362 627 362

La potencia indicada en el cuadro anterior corresponde a la potencia media informada por lasempresas. Cabe señalar en todo caso, que al corresponder a consumos industriales mineros,este nivel de potencia es muy similar a su demanda máxima.

4.2 Plan de obras de Generación

El Informe Técnico Definitivo de Precios de Nudo de Abril de 2015 (ITPN) establece un plande obras de generación que contempla la instalación de 7330 MW entre abril 2015 ydiciembre de 2030, de los cuales 2866 MW están en construcción y 4464 MW corresponden alplan indicativo, los cuales se consideran como base.

El plan de obras de generación considera el plan de expansión de generación definido en elITPN de Abril 2015 ajustado de acuerdo a la mejor información disponible por la DPD. Cabe

0

10,000,000

20,000,000

30,000,000

40,000,000

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2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

E n e r g í a [ M W h ]

Proyección de Demanda de Energía Regulados

N orte Centro I tahue Concepc ión Sur Austral


22/140


hacer notar que el horizonte considerado (2015-2035) es superior al del ITPN (2015-2030),por lo que se han adicionado a las obras de generación en construcción e indicativas, centralesde medios de generación convencionales y no convencionales.

El plan de obras en construcción se detalla en el Cuadro 9 y es equivalente para todos losescenarios analizados.

Cuadro 9: Plan de obras de generación en construcción modelado

CentralPotencia[MW]

BarraEscenarioBASA

EscenarioERNC NA

EscenarioERNC NC

EscenarioERNC SUR

EscenarioERNC+HidroSUR

Río Picoiquén 19.2 Charrúa 220 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15

El Pilar Los Amarillos 3 Diego de Almagro 110 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15

Lalackama Etapa II 16.3 Paposo 220 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15

La Montaña I 3 Itahue 154 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15

El Paso 60 Tinguiririca 154 may-15 may-15 may-15 may-15 may-15

Los Guindos 132 Charrúa 220 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15

Papeles Cordillera S.A 50 Florida 110 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15

Conejo Etapa I 108 Diego de Almagro 220 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15

Luz del Norte Etapa I 36 Carrera Pinto 220 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15

Itata 20 Chillan 154 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15

Malalcahuello 9.2 Cautín 220 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15

Carilafquén 19.8 Cautín 220 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15

Luz del Norte Etapa II 38 Carrera Pinto 220 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15

Doña Carmen 66.5 Doña Carmen 220 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15

CMPC Tissue 5 Melipilla 220 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15

Chaka Etapa I 23 Diego de Almagro 110 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15

Chaka Etapa II 27 Diego de Almagro 110 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15

Quilapilun 110 Los Maquis 220 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15

Pampa Solar Norte 90.6 Paposo 220 oct-15 oct-15 oct-15 oct-15 oct-15

Guanaco Solar 50 Diego de Almagro 110 nov-15 nov-15 nov-15 nov-15 nov-15

Luz del Norte Etapa III 36 Carrera Pinto 220 nov-15 nov-15 nov-15 nov-15 nov-15

Guacolda V 139 Maitencillo 220 kV dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15

Carrera Pinto 97 Carrera Pinto 220 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15

Luz del Norte Etapa IV 31 Carrera Pinto 220 ene-16 ene-16 ene-16 ene-16 ene-16

Valleland 67.4 Cardones 220 (*) sep-16 sep-16 sep-16 sep-16 sep-16

Renaico 88 Temuco 220 ene-16 ene-16 ene-16 ene-16 ene-16

PFV Olmué 144 Olmué 220 mar-16 mar-16 mar-16 mar-16 mar-16

Los Buenos Aires 24 Charrúa 154 mar-16 mar-16 mar-16 mar-16 mar-16

Río Colorado 15 Loma Alta 220 jun-16 jun-16 jun-16 jun-16 jun-16

Ancoa 27 Ancoa 220 jun-16 jun-16 jun-16 jun-16 jun-16

Pelícano 100 Pelicano 220 jul-16 jul-16 jul-16 jul-16 jul-16

San Juan Aceituno 180 Punta Colorada 220 nov-16 nov-16 nov-16 nov-16 nov-16

Ñuble 136 Ancoa 220 jul-17 jul-17 jul-17 jul-17 jul-17

CTM-3 251 Los Changos 220 ene-18 ene-18 ene-18 ene-18 ene-18

Alto Maipo - Central Las Lajas 267 Florida 110 feb-18 feb-18 feb-18 feb-18 feb-18

Alto Maipo - Central Alfalfal II 264 Los Almendros 220 may-18 may-18 may-18 may-18 may-18

Los Cóndores 150 Ancoa 220 dic-18 dic-18 dic-18 dic-18 dic-18CH San Pedro 144 Ciruelos 220 jul-20 jul-20 jul-20 jul-20 jul-20

(*) Punto de conexión provisorio sujeto a la definición de puntos óptimos de por parte de la DPD.

En el Cuadro 10 se presentan las centrales adicionales a las en construcción modeladas. Estascentrales corresponden a las del plan indicativo del ITPN Abril 2015 y algunos proyectos quehan sido informados a la DPD con motivo del catastro público de generación y consumo.


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Cuadro 10: Plan de obras de generación en construcción modelado

CentralPotencia[MW]

BarraEscenarioBASE

EscenarioERNC NA

EscenarioERNC NC

EscenarioERNCSUR

EscenarioERNC+HidroSUR

Indicativo

plan CNE

Hidroeléctrica VII Región 02 20 Ancoa 220 oct-19 oct-19 oct-19 oct-19 oct-19

Central Des.For. VIII Región 01 9 Arauco 66 jul-21 jul-21 jul-21 jul-21 jul-21

Hidroeléctrica VII Región 03 20 Ancoa 220 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22

Eólica IV Región 02 50 Pan de Azúcar 110 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22

Eólica Concepción 04 50 Concepción 220 jul-22 jul-22 jul-22 jul-22 jul-22

Geotermica Calabozo 01 40 Calabozo 220 ene-23 ene-23 ene-23 ene-23 ene-23

Central Des.For. VII Región 01 15 Itahue 154 ene-23 ene-23 ene-23 ene-23 ene-23

Solar Cardones 02 100 Cardones 220 ene-24 - - ene-24 ene-24

Solar Diego de Almagro 02 100 D. Almagro 220 jul-24 - - jul-24 jul-24

Solar Cardones 03 100 Cardones 220 dic-24 ene-24 ene-24 ene-24 ene-24

Eólica IV Región 09 50 Pan de Azúcar 220 dic-24 dic-24 dic-24 dic-24 dic-24

Eólica IV Región 01 50 Pan de Azúcar 220 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25

Eólica Concepción 01 50 Concepción 220 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25

Central Des.For. VII Región 02 10 Itahue 154 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25

Solar Diego de Almagro 03 100 D. Almagro 220 jul-25 - - jul-25 jul-25

Eólica Charrúa 02 100 Nueva Charrúa 220 jul-25 jul-25 jul-25 - -

Eólica Chiloé 02 100 Puerto Montt 220 jul-25 jul-25 jul-25 - -

Solar Carrera Pinto 03 200 Carrera Pinto 220 sep-25 sep-25 sep-25 sep-25 sep-25

Carbón VIII Región 01 400 Charrúa 500 abr-26 abr-26 abr-26 - -

Grupo MH X Región 01 60 Puerto Montt 500 ene-27 ene-27 ene-27 ene-27 ene-27

Eólica Charrúa 04 100 Nueva Charrúa 220 ene-27 ene-27 ene-27 - -

Solar Carrera Pinto 04 300 Carrera Pinto 220 ago-27 ago-27 ago-27 ago-27 ago-27

Carbón Pan de Azúcar 03 400 Pan de Azúcar 220 ene-28 ene-28 ene-28 ene-28 ene-28

Solar Diego de Almagro 01 300 D. de Almagro 220 ene-28 ene-28 - ene-28 ene-28

Hidroeléctrica VIII Región 03 20 Charrúa 220 mar-28 mar-28 mar-28 mar-28 mar-28

Solar Ovalle 01 100 Carrera Pinto 220 mar-28 - - mar-28 mar-28

Carbón Maitencillo 02 335 Maitencillo 220 dic-28 ene-33 ene-33 dic-30 dic-31

Hidroeléctrica VIII Región 02 20 Charrúa 220 ene-29 ene-29 ene-29 ene-29 ene-29

Eólica Charrúa 01 100 Nueva Charrúa 220 ene-29 ene-29 ene-29 - -

Solar Diego de Almagro 05 250 D. de Almagro 220 feb-29 feb-29 feb-29 feb-29 feb-29

Eólica Charrúa 03 250 Nueva Charrúa 220 feb-29 feb-29 feb-29 - -

Solar Diego de Almagro 06 300 D. de Almagro 220 oct-29 oct-29 oct-29 oct-29 oct-29

Solar Carrera Pinto 01 100 Carrera Pinto 220 ene-30 - - ene-30 ene-30

Eólica Chiloé 01 100 Puerto Montt 220 ene-30 ene-30 ene-30 - -

Solar Carrera Pinto 02 100 Carrera Pinto 220 dic-30 dic-30 dic-30 dic-30 dic-30

Escenario

ERNC NA (*)

PV Abasol 61.5 Maitencillo 220 - mar-16 mar-16 - -

FV Divisadero I 65 Maitencillo 220 - mar-16 mar-16 - -

Desierto Atacama 120 Cardones 220 - jun-16 jun-16 - -

PV El Romero 196 P. Colorada 220 - sep-16 sep-16 - -

Inca Varas I 50 Carrera Pinto220 - sep-16 sep-16 - -

La Gorgonia 40 Las Palmas 220 - dic-16 dic-16 - -

Eólica Cabo Leones I 170 Maitencillo 220 - ene-17 ene-17 - -

PV Luz De Oro 250 Nva. DAlmagro220 - mar-18 mar-18 - -

Sol Vallenar 273 Cardones220 - mar-18 mar-18 - -

PV Solar Andino 150 Carrera Pinto 220 - jul-18 jul-18 - -

Camarico 39 Las Palmas 220 - jul-18 jul-18 - -

Pedernales 100 Nva D.Almagro 220 - jul-18 jul-18 - -

Escenario

ERNC NC (*)

Talinay II etapa 1207

Don Goyo/Nva.

Talinay- - ene-21 -

-

Talinay II etapa 2105

La Cebada/Nva.

Talinay - - ene-21 --

Escenario

ERNC SUR

(*)

Toplan 144 Mulchén 220 - - - feb-16 feb-16

Aurora 192 Rahue 220 - - - sep-16 sep-16

PE Piñón Blanco 168 Duqueco 220 - - - oct-16 oct-16

PE Campo Lindo 145 Charrúa 220 - - - dic-16 dic-16

PE Trigales 142 Mulchén 220 - - - jun-17 jun-17

PE San Gabriel 201 Duqueco 220 - - - jun-17 jun-17

PE Malleco 270 Mulchén 220 - - - dic-17 dic-17

Llanquihue 74 Rahue 220 - - - ene-19 ene-19

PE Starkerwind 106 Rahue 220 - - - feb-19 feb-19

Escenario

ERNC +

Hidro SUR(*) Cuervo 640

Nva. Puerto Montt

220- - - - ene-23

(*) El punto de conexión de las centrales incorporadas en los escenarios alternativos corresponde a ubicaciones referenciales.


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Del cuadro 7 se desprende que todos los escenarios cumplen con los requerimientosseñalados en la ley. Cabe señalar que estos porcentajes no son comparables entre si ya que la

demanda considerada difiere en cada uno de los escenarios.

Cuadro 11: Obras de Generación incorporadas en el período de relleno SIC

Las centrales señaladas se han escogido a fin de mantener el perfil de costos marginales sinvariaciones significativas en el SIC a partir del año 2030.

Las centrales en construcción e indicativas modeladas para el SING en todos los escenariosson las siguientes:

Cuadro 12: Obras de Generación incorporadas SING

Central Barra Potencia [MW] Fecha PES

Solar III 02 Cardones220 196 ene-30

Neltume Ciruelos 220 490 ene-31

Carbón Maitencillo 03 Maitencillo 220 370 abr-30

Hidro VII Región Ciruelos 220 490 ene-31

Carbón Ancoa Ancoa 220 375 ene-31

Solar III 03 Maitencil220 114 abr-31

Eol III 02 PColorada220 184.8 jul-31

Eol III 01 Maitencil220 235 oct-31

Eol VIII 01 Charrua220 266 ene-32

Eol X 01 NvaPMontt220 192 may-32

Solar III 04 Cardones220 100 ago-32Eol III 03 Maitencil220 204 sep-32

Hidro X Región Pichirro 220 400 ene-33

Carbón Charrúa Nva_Charrua500 600 abr-33

Eol VIII 02 Charrua220 184 ago-33

Solar V 01 Quillota220 100 abr-34

Eol IV 01 PColorada220 128 ene-35

Solar III 01 CPinto220 200 sep-35

Solar RM 01 Polpaico220 120 oct-29

Proyecto Fecha Inicio Barra Potencia (MW)Jama (ex - San Pedro III) abr-15 A110 30

Pular (ex - San Pedro IV) oct-15 A110 24

Paruma (ex - San Pedro I) oct-15 A110 17

Andes Solar may-15 Andes220 21

Arica Solar 1 (Etapa I) sep-15 Parinacota220 18

Arica Solar 1 (Etapa II) sep-15 Parinacota220 22

Lascar (ex - San Pedro II) Oct-15 A110 30

Salín (ex - Calama Sur) ene-16 Calama110 30Uribe Solar nov-15 Esmeralda220 50

Quillagua I dic-15 Crucero220 23

Atacama I Dic-15 Encuentro220 100

Quillagua II abr-16 Crucero220 27

Cochrane U1 may-16 Encuentro220 236

Bolero I (ex - Laberinto I) may-16 Laberinto220 42

Finis Terrae jun-16 Encuentro220 138

Huatacondo jul-16 Lagunas220 98

Blue Sky 2 ago-16 Encuentro220 51

Bolero II (ex - Laberinto II) oct-16 Laberinto220 42

Kelar oct-16 Kapatur220 517

Cochrane U2 oct-16 Encuentro220 236


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Cabe indicar que con el Plan de Obras señalado se cumple con el abastecimiento de lademanda del SIC y, por lo tanto, con lo indicado en el Oficio Circular SEC N°10.666 del 27 deoctubre de 2010. Este Oficio señala que, “los CDEC deberán considerar en su análisis todasaquellas obras, ya sea existentes, en construcción, en proyecto, o bien formalmenterecomendadas, que técnicamente permitan abastecer la demanda, cumpliendo las exigenciasde seguridad y calidad de servicio contenidas en la ley”, esto para efectos de la interpretaciónde desarrollos efectivos en materia de generación.

De esta forma, en consideración al Oficio señalado, para efectos de las recomendacionesrealizadas en este informe, todas las obras de generación indicadas en el Cuadro 9, el Cuadro

11 y el Cuadro 12 han sido consideradas en el análisis.

En virtud de la obligación establecida en el artículo 150° bis del DFL Nº4 de 2006 delMinisterio de Minería, se han estimado los porcentajes de energía anual que deben serinyectados por medios de generación renovables, de acuerdo a los criterios señalados en elartículo 1° transitorio de la ley 20.257, modificado por el artículo 2° de la ley 20.698. Deacuerdo a lo indicado en la ley este aumento progresivo se aplicará de la siguiente forma:

Para los contratos celebrados con posterioridad al 31 agosto de 2007 y conanterioridad al 1 de julio de 2013, los retiros afectos a la obligación al año 2015deberán cumplir con el 5,5%, los del año 2016 con el 6% y así sucesivamente hasta

alcanzar el año 2024 el 10%. Para los contratos firmados con posterioridad al 1 de julio de 2013, la obligación

aludida será del 5% al año 2013, con incrementos del 1% a partir del año 2014 hastallegar al 12% el año 2020, e incrementos del 1,5% a partir del año 2021 hasta llegar al18% el año 2024, y un incremento del 2% al año 2025 para llegar al 20% el año 2025.

En base a la información disponible en el catastro de contratos de suministro del SIC, sehan calculado los porcentajes de requerimientos de energía en base a centrales ERNC de

Blue Sky 1 oct-16 Encuentro220 34

Quillagua III feb-17 Crucero220 50

Cerro Dominador mar-17 Encuentro220 110

Infraestructura EnergéticaMejillones

Jun-18 Los Changos 350

Irruputuncu jun-21 Collahuasi220 50Solar SING I mar-22 Lagunas220 150

Eólico SING I ene-23 Laberinto220 200

Solar SING IV ene-23 Encuentro220 150

Solar SING II ene-24 PozoAlmonte220 150

Eólico SING II sep-24 Lagunas220 200

Eólico SING IV ene-25 ElAbra220 200

Tarapacá I ene-27 Tarapaca220 300

Solar SING III jul-27 Laberinto220 200

Solar SING V mar-28 Calama110 75

Mejillones I jun-28 Chacaya220 350

Eólico SING III jul-28 ElAbra220 300

Mejillones III dic-29 Chacaya220 380

Eólico SING V ene-30 Encuentro220 300


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acuerdo a las exigencias normativas. Adicionalmente se han calculado las cuotasincorporadas en cada uno de los escenarios analizados.

Cuadro 13: Porcentajes de ERNC generada

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Base 10.6% 13.4% 15.4% 15.1% 14.7% 14.3% 14.1% 14.4% 14.7% 15.2% 16.2%

ERNC Norte A 10.4% 13.2% 15.6% 16.8% 16.9% 16.7% 16.3% 16.5% 16.8% 16.9% 17.6%

ERNC Norte C 10.4% 13.2% 15.6% 16.8% 16.8% 16.6% 17.1% 17.2% 17.5% 17.6% 18.3%

ERNC SUR 10.2% 12.8% 15.5% 16.5% 16.6% 16.0% 15.6% 16.0% 16.4% 16.8% 17.5%

% requerido 3.9% 4.5% 5.4% 6.4% 7.2% 8.5% 10.3% 12.1% 13.7% 15.5% 17.7%


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5 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DEREQUERIMINETOS DE EXPANSIÓN

5.1 Diagnóstico de la utilización esperada del sistema de transmisión

En esta etapa del estudio descrito se proyecta la utilización esperada del sistema detransmisión troncal, además de otros tramos de relevancia para los análisis. Para esto seconsidera el criterio N-1 como límite de transferencia para todos los tramos actuales delsistema, aumentando el límite de transferencia admisible en aquellos en que se observacongestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión acorde a laejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos, o bien por medio de laadición de circuitos o transformadores en paralelo a los existentes.

Los resultados por zona del sistema de transmisión troncal se presentan en los gráficos deprobabilidad de excedencia mostrados en los puntos siguientes. Estos gráficos para cada messe despliegan cuatro niveles de transmisión, correspondientes a transferencias conprobabilidad de excedencia de 0%, 20%, 80% y 100%. Estos valores se determinan a partirdel universo de transmisiones equiprobables resultantes para cada mes, considerando los 54despachos por etapa y sus bloques de demanda modelados. De esta manera, las curvas norepresentan trayectorias de transmisiones a lo largo del tiempo para una determinadasecuencia de operación, sino transmisiones de igual probabilidad de excedencia que puedenocurrir en diversas condiciones hidrológicas, de ventosidad y radiación solar a lo largo delhorizonte de planificación. En los gráficos mencionados, además de los flujos se presentan laslimitaciones de capacidad de cada tramo, identificando con línea punteada el límite asociado a

las instalaciones existentes y las que se encuentran en construcción cuando corresponda(indicado en la leyenda bajo la nomenclatura sin proyecto “s-“ y “s+”), mientras que en línearoja la nueva limitación en caso de considerar el proyecto de expansión propuesto para eltramo (nomenclatura de leyenda “c-” y “c+”).

Como parte del proceso anterior se analizan las transferencias esperadas en los tramos detransmisión troncal, identificando aquellas instalaciones que presentan transferenciasrestringidas considerando los valores permitidos por criterio de seguridad N-1.Posteriormente en base a la información entregada por las empresas al CDEC SIC, sedetermina si la posible incorporación de generación o demanda hace pertinente la definiciónde algún escenario alternativo de evaluación.

5.2 Estudios de limitaciones de transmisión

La evaluación de las restricciones en el sistema de transmisión contempla las limitaciones porcapacidad térmica de las líneas, transformadores u otros elementos serie del sistema detransmisión, además de las eventuales limitaciones por estabilidad y regulación de tensión deacuerdo a las exigencias contenidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Serviciovigente.


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A partir de las simulaciones realizadas con el modelo de coordinación hidrotérmica sedeterminan los tramos del sistema troncal que superarían sus capacidades de transferenciaen el futuro, requiriendo estudiar su expansión. Para los tramos en que se previera limitación

por estabilidad de tensión, se procede a verificar su estabilidad antes y después de serampliados, y así determinar las máximas transferencias posibles a través de ellos,obteniéndose así las limitaciones para los casos con y sin proyecto de expansión.

En términos generales, para cada uno de los tramos de transmisión se seleccionan escenariosde despacho y demanda que impliquen condiciones de operación exigentes para el tramo y/osu entorno, para lo cual se identifican aquellos escenarios que cumplan con los siguientesrequisitos:

- Altas transferencias en el tramo en estudio

- Configuraciones de demanda y generación que representen condiciones de operación

desfavorables desde el punto de vista de la estabilidad o regulación de tensiones de lazona en estudio.

Los escenarios seleccionados se simulan en el programa Power Factory de DigSILENT ®,procediéndose en primer lugar a adaptar la condición de operación para obtener un punto deoperación que cumpla con las exigencias de regulación de tensión contenidos en la NormaTécnica de Seguridad y Calidad de Servicio, además de corregir el despacho de las centralesque se encuentren en operación bajo su potencia de mínimo técnico.

A partir del escenario adaptado se modifica el despacho de generación con la finalidad de

aumentar las transferencias de potencia (en caso de ser posible) por el tramo en estudio hastaalcanzar un cierto valor previamente estimado, que idealmente coincide con el límite térmicoN-1 estricto del tramo o un valor superior en caso de un tramo enmallado.

A continuación, para comprobar que la transferencia determinada cumpla con el criterio deseguridad N-1 y las demás exigencias contenidas en la NTSyCS, se simulan contingencias deseveridad 4, 8 y 93 en el tramo (sin actuación de EDAG, EDAC ni ERAG que no seansupervisados por frecuencia o tensión) y su entorno, las que son seleccionadas de acuerdo a lagravedad que podrían generar sobre la zona en estudio. Adicionalmente se simula lacontingencia de la unidad de generación de mayor impacto en la estabilidad o regulación detensión de cada zona en estudio.

De esta forma, mediante un proceso iterativo se determina la transferencia máxima quecumpla con el criterio de estabilidad de tensiones y con las exigencias de regulación detensión contenidos en la Norma para estado normal (pre contingencia) o de alerta (postcontingencia), según corresponda.

3 Las limitaciones de transmisión obtenidas por la aplicación de contingencias de severidad 9 se encuentran en proceso deimplementación, por lo que se han analizado las secciones de barra que se prevé pudieran causar limitaciones producto decontingencias sobre ellas, particularmente aquellas en que el número de secciones de barra es inferior al número de circuitos delos tramos en análisis.


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5.3

Metodología de análisis de requerimientos en subestaciones

Con el fin de revisar el cumplimiento de los estándares de suficiencia y seguridad de lassubestaciones con instalaciones troncales del SIC, se realiza un recorrido por las instalaciones

del STT a fin de verificar el cumplimiento normativo de cada subestación, y con ello realizarun diagnóstico que permita detectar los posibles requerimientos de obras de expansión.

Para cada subestación se verifica el estado de cumplimiento respecto de las exigenciasnormativas resumidas en el Cuadro 14, utilizando como antecedentes la información enviadaal CDEC SIC por los coordinados, los planes de obras en ejecución fijadas en los decretos deexpansión correspondientes, visitas técnicas a algunas subestaciones que en el análisispreliminar aparecieron con incumplimientos normativos y análisis eléctricos. Conjuntamentecon lo anterior, se revisan las propuestas de normalización contenidas en el ETT 2015-2018.

Cuadro 14: Resumen de Exigencias de Diseño para la Planificación y Normalización de Subestaciones en el STT

1 Mantención deInterruptores (Artículo3-24, II)

“…Configuración de barras suficiente para que cada interruptor asociado a líneas,

transformadores u otros equipos, de manera que dichas instalaciones queden enoperación durante el mantenimiento del interruptor asociado a ellas…”

2 Secciones de Barra(Artículo 3-24, II)

“…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 enellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…”

3 ConfiguraciónTransformadores(Artículo 3-24, III)

“…Para subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de severidad 8 pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la

utilización de Recursos Generales y Especiales de Control de Contingencias…” “…los Coordinados que exploten transformadores de poder deberán disponer de

transformadores de reserva, propios o de terceros, energizados o desenergizados, talque en caso de falla permanente de uno de los transformadores … que impliquerestricciones al suministro de clientes regulados …, se pueda normalizar laoperación… antes de 96 horas ….” “…En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200

[kV] y tensión secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contarcon un número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos

pueda ser controlada sin propagarse…”

4 Conexiones en STT(Artículo 3-24, IV)

“…conexiones en un punto intermedio de una línea perteneciente al STT ,corresponderá construir una subestación que seccione al menos dos circuitos dela línea, la cual debe cumplir con los estándares mencionados en el punto II.Configuración de barras de subestaciones del presente artículo.…”

5 Planificación STT(Artículo 5-5 y Artículo 1-7 )

La planificación para el desarrollo del SI deberá ser realizada aplicando el Criterio N-

1.En los estudios de planificación, la aplicación del Criterio N-1 sólo podrá utilizarrecursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por frecuencia o por tensión.

6 Excepciones Conexionesal Troncal.(Artículo 10-18 )

No se aplicará el Artículo 3-24 numeral IV aquellas instalaciones que se hayan

declarado en construcción con posterioridad a la entrada en vigencia de la NTSyCS yhasta el 31 de diciembre de 2014.


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5.4

Metodología de evaluación económica

En la etapa siguiente al diagnóstico de utilización esperada por tramo, se llevan a cabo lasevaluaciones económicas de pertinencia de recomendación de los proyectos (las cuales sepresentarán en las siguientes versiones del presente informe).

En aquellas instalaciones troncales en que se detectó la necesidad de evaluar una posibleexpansión, se modelan los proyectos propuestos que permitan dar solución a las saturacionespresentadas. A continuación se realizan dos simulaciones de operación, para las situacionescon y sin proyecto en base una misma política de gestión de embalses. Se obtienen de cadasimulación los costos de generación térmica, la energía de falla valorizada a costo de falla delarga duración y el agua embalsada al final del horizonte de planificación valorizada a costomarginal, consolidados como promedios sobre las hidrologías. Con los resultados obtenidos

de ambas simulaciones, se calcula el VAN de realizar el proyecto, restando los beneficios encosto de operación con el costo asociado a cubrir el AVI y el COMA.

La evaluación del proyecto de expansión para un tramo en particular se realiza bajo distintasalternativas de ampliación en el resto de los tramos del sistema, por ende la determinación dela alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación ycombinación de las opciones posibles de desarrollo.

Min – Max Regret5.4.1

Para tomar la mejor decisión respecto de la alternativa óptima de expansión del sistema detransmisión, considerando la incertidumbre asociada a los futuros escenarios de generación – demanda, en casos específicos, se ha utilizado el criterio MinMax o bien el criterio deminimizar el máximo arrepentimiento.

En una primera etapa cada uno de los escenarios generación-demanda analizados se asumencomo certeros y se define bajo sus supuestos el plan óptimo de expansión en transmisión,

mediante la metodología descrita en el punto 5.4. Cada plan óptimo de expansión encontrado

se considera como una posible alternativa de expansión en la transmisión que será evaluadaconsiderando que se da un escenario distinto al que origina dicho plan, de modo de calcular elarrepentimiento o aumento de costos en caso de haber escogido esa alternativa. Finalmentese selecciona la alternativa que minimiza el máximo arrepentimiento.

Cabe señalar que para efectos de valorizar los arrepentimientos se ha supuesto que lassoluciones de expansión de la transmisión asociadas a una alternativa no necesariamente sonfijas en todo el horizonte, puesto que si en el futuro se presenta un escenario generación-demanda distinto, se pueden tomar medidas que permitan adaptar la transmisión al nuevoescenario. Por ejemplo, si se están calculando los costos de una alternativa de expansión queimplica la no realización de un obra de transmisión en todo el horizonte, pero bajo el


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escenario en que se incorpora nueva generación y demanda al sistema que hace evidente quea partir de cierto año se requiere de una expansión de transmisión, entonces ésta se consideracon el retraso correspondiente, por lo que los costos de ese conjunto alternativa-escenario

deben representar los sobrecostos asociados al retraso.

Figura 10: Metodología de decisión de evaluación económica

5.5 Diagrama de Flujo del proceso de determinación de la expansión troncal

En la Figura 11 se muestra mediante una representación esquemática, las distintas etapas queconstituyen el proceso con el cual la DPD define la recomendación de expansión de latransmisión troncal.

Figura 11: Diagrama de flujo recomendación de la expansión troncal

Evaluacióneconómica

Simulación

Escenarios

Gx-Dxrelevantes

TramoCongestionado

Proyecto

EscenarioBase

ConProyecto

SinProyecto

EscenarioAlternativo

ConProyecto

SinProyecto

≠

=

VAN

VAN

Decisión

Se

Recomienda

Análisis deMínimo

arrepentimiento

Metodología

signo

signo

+NO se

Recomienda-

Simulación de la operación en el Largo Plazo (20 años)

Detección de

Tramos

Congestionados

Simulación

de operación

del sistema

Flujos proyectadas

por Tramo Troncal

Evaluaciones económicas

Valorización

de proyectos

Estudios de

Limitaciones

Transmisión

Verificación

cumplimientos

NTSyCS

Soluciones de

Expansión

P r o y e c t o s

d e E

x p a n s i ó n

Informe TécnicoCNE

PropuestaEmpresas

Desarrollos DPD

Simulación de Alternativas de Expansión, Proceso Iterativo

Diagnóstico de

utilización esperada

Costos de

operación y

falla por

casos

Conveniencia

Económica

Análisis de

mínimo

arrepentimiento

Decisión de

Recomendación

Obtención de escenarios

de operación

Catastro de Proyectos

Proyección Demanda

Plan de Obras Tx, Gx

Programa de

mantenimiento

Costo Combustibles

Variabilidad eólica,

solar, hidráulica


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6

SISTEMA DE TRANSMISIÓN

En los análisis realizados se consideraron los proyectos del transmisión en el Sistema Troncalactualmente en construcción, adjudicados y/o por adjudicar, que son modelados en elprograma de coordinación hidrotérmica de acuerdo a lo establecido en el Estudio deTransmisión Troncal del cuatrienio 2015-2018, los decretos de expansión N° 115 y 116exentos del 2 de mayo de 2011, el decreto de expansión N° 82 exento del 24 de marzo de2012, el N°310 de agosto de 2013, el decreto de expansión N° 201 del 2 de junio de 2014 y eldecreto de expansión N°158 de abril de 2015 (desde el Cuadro 16 al Cuadro 21).

Las fechas de entrada de estos proyectos corresponden a las mejores estimaciones con quecuenta la DPD abril de 2015 a partir de las respuestas a las solicitudes sobre el estado deavance de las obras de transmisión y la información remitida con motivo del catastro públicoque indica el artículo 37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/2007).

6.1

Obras de transmisión troncal decretadas

A continuación se detallan las obras que se encuentran decretadas o bien en construcción.

Cuadro 15: Obras de Transmisión Troncal en construcción a agosto de 2014.Fecha de Entrada Obra Capacidad [MVA]

oct-2015 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: primer circuito. 1x1732 (35° C, c/sol)

Cuadro 16: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 115 del 2 de mayo de 2011Fecha estimadade entrada

Obra Capacidad [MVA]

oct-2015 Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I 750

sep-2015 Nueva Línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV: tendido primer circuito 1 x 290

ene-2018 Nueva Línea Cardones – Maitencillo 2x500 kV 2 x 1500

ene-2018 Nueva Línea Maitencillo – Pan de Azúcar 2x500 kV 2 x 1500ene-2018 Nueva Línea Pan de Azúcar – Polpaico 2x500 kV 2 x 1500

feb-2018 Nueva Línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV: tendido primer circuito 1 x1400

may-2018 Nueva Línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV: tendido primer circuito 1 x 290

Cuadro 17: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 116 del 2 de mayo de 2011Fecha estimada de

entradaObra

may-2015 Ampliación de la S/E Ciruelos: Barra de Transferencia y Paño Acoplador 220 kV

jun-2015 Incorporación de Barra de Transferencia en 220 kV en la S/E Diego de Almagro

may-2015 Incorporación de Barra de Transferencia en 220 kV en la S/E Los Vilos

Cuadro 18: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 82 del 24 de marzo de 2012 Fecha estimada de entrada Obra Capacidad [MVA]

jun-2015 Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV 750

oct-2018 Nueva Línea Rapel – A.Melipilla 1x220 kV 1 x290

oct-2018 Nueva Línea Lo Aguirre – A.Melipilla 2x220 kV. Tendido un circuito 1 x 290

Cuadro 19 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 310 del 8 de agosto de 2013Fecha estimadade entrada

Obra Capacidad [MVA]

Feb-2016 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: segundo circuito.1x1732 (35° C,

c/sol)


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Ene-2017 Seccionamiento S/E Ciruelos

Feb-2018 Tercer Transformador A.Jahuel 500/220 kV 1x750

ene-2018Banco Autotransformadores, 500/220 kV, 750

MVA. S/E Nueva Cardones, S/E Nueva Maitencillo y S/E Nueva Pan de Azúcar1x750

abr-2016 Ampliación S/E Ancoa 500 kV

abr-2015 Ampliación S/E Pan de Azúcar 220 kV

jul-2015 Ampliación S/E Cardones 220 kV

jul-2015 Ampliación S/E Cerro Navia 220 kV

jul-2015 Ampliación S/E Maitencillo 220 kV

nov-2015 Ampliación S/E Polpaico 500 kV y cambio de interruptor paño acoplador 52JR

sep-2015 Ampliación S/E Rapel 220 kV e instalación de interruptor 52JS

ene-2016Ampliación S/E Charrúa 500 kV y cambio interruptor paños acopladores 52JR1, 52JR2,

52JR3

oct-2017 Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV

oct-15 Ampliación S/E Las Palmas 220 kV

oct-15 Cambio interruptor paño acoplador 52JR S/E Alto Jahuel

Cuadro 20: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 201 del 2 de junio de 2014

Fecha estimadade entrada

ObraCapacidad[MVA]

feb-2017Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, con seccionamiento en

S.E. Carrera Pinto1x290

ene-2017 Seccionamiento barra principal en Carrera Pinto

dic-2016 Aumento de capacidad de línea Maitencillo - Cardones 1x220 kV 1x260

mar-2017 Seccionamiento barras 500 kV subestación Alto Jahuel

mar-2017 Seccionamiento barras 500 kV subestación Ancoa

mar-2017 Seccionamiento barras 500 kV subestación Charrúa

may-2018 Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli 1x290

feb-2017 Seccionamiento completo en subestación Rahue

jul-2018Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 y nueva

línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV, 750 MVA

feb-2021 Línea 2x500 kV Pichirropulli - Puerto Montt, energizada en 220 kV 2x1500

Cuadro 21: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 158 del 22 de abril de 2015

Fecha estimadade entrada

ObraCapacidad[MVA]

oct-17 Ampliación S.E. Carrera Pinto 220 kV

oct-17 Seccionamiento del circuito 1 Cardones – Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto

mar-18 r Pinto - Diego de Almagro 400

abr-17 Ampliación S.E. San Andrés 220 kV

oct

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Informe Rev 2015 tt

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