PROPUESTA PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL DEL SIC REVISIÓN 2014 ESTUDIO DE TRANSMISIÓN TRONCAL CUATRIENIO

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1 PROPUESTA PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL DEL SIC REVISIÓN 214 ESTUDIO DE TRANSMISIÓN TRONCAL CUATRIENIO Dirección de Peajes CDEC-SIC 29 de octubre de 214

2 ÍNDICE DE CONTENIDO 1 INTRODUCCIÓN 6 2 RESUMEN EJECUTIVO 7 3 CONSIDERACIONES GENERALES SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA REPRESENTACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS REPRESENTACIÓN DE CENTRALES SOLARES PLAZOS ESTIMADOS DE CONSTRUCCIÓN DE OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL 13 4 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS DEMANDA PROYECTADA 16 5 SISTEMA DE GENERACIÓN DISPONIBILIDAD DE GNL 22 6 SISTEMA DE TRANSMISIÓN OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO 27 7 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN METODOLOGÍA DE ANÁLISIS EXIGENCIAS DE LA NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO CRITERIOS PARA LOS ANÁLISIS DE ESTABILIDAD. 3 8 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE SUFICIENCIA LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN 33 9 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS ESCENARIO BASE (ESCENARIO ) 37 Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

3 9.1.1 PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO BASE DEMANDA PROYECTADA PARA ESCENARIO BASE CARACTERÍSTICAS ESCENARIO BASE ESCENARIO ZONA SUR (ESCENARIO Nº1) PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO Nº DEMANDA PROYECTADA PARA ESCENARIO N ESCENARIO ZONA NORTE ERNC (ESCENARIO Nº2) PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO Nº DEMANDA PROYECTADA PARA ESCENARIO N CARACTERÍSTICAS ESCENARIO N DIAGNOSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL ZONA NORTE TRAMO CARDONES DIEGO DE ALMAGRO TRAMO MAITENCILLO - CARDONES TRAMO PAN DE AZÚCAR - PUNTA COLORADA MAITENCILLO TRAMOS NOGALES PAN DE AZÚCAR TRAMOS POLPAICO NOGALES SENSIBILIDAD ZONA NORTE, INTERCONEXIÓN SIC - SING ZONA CENTRO TRAMO LAMPA POLPAICO TRAMO CHENA - CERRO NAVIA TRAMO ALTO JAHUEL CHENA TRAMOS RAPEL A. MELIPILLA LO AGUIRRE CERRO NAVIA SISTEMA DE 5 KV ENTRE ALTO JAHUEL Y POLPAICO SISTEMA ANCOA AL NORTE 5 KV TRAMO ANCOA 5/22 KV TRAMO ANCOA COLBÚN 22 KV TRAMO COLBÚN CANDELARIA 22 KV TRAMO CANDELARIA ALTO JAHUEL 22 KV TRAMO ANCOA ITAHUE ZONA SUR TRAMO CHARRÚA ANCOA TRAMOS CHARRÚA - LAGUNILLAS 22 KV Y CHARRÚA - HUALPÉN 22 KV TRAMO CAUTÍN MULCHÉN - CHARRÚA 22 KV TRAMO CAUTÍN VALDIVIA TRAMO CIRUELOS PICHIRROPULLI SISTEMA AL SUR DE S.E. PICHIRROPULLI ANÁLISIS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA METODOLOGÍA MIN MAX REGRET ZONA NORTE ESCENARIO (BASE) 84 Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

4 ESCENARIO N ANÁLISIS DEL MÍNIMO ARREPENTIMIENTO EN LA ZONA NORTE ZONA CENTRO ZONA SUR ESCENARIO (BASE) ESCENARIO N ANÁLISIS DEL MÍNIMO ARREPENTIMIENTO EN LA ZONA SUR ANÁLISIS DE SUBESTACIONES S.E. DIEGO DE ALMAGRO ANÁLISIS PARA ACOMETIDA DE NUEVAS LÍNEAS ANÁLISIS PARA EL CUMPLIMIENTO DE ESTÁNDARES DE SEGURIDAD DE SERVICIO ANÁLISIS DE POSIBILIDADES DE AMPLIACIÓN S.E. CARRERA PINTO ANÁLISIS PARA ACOMETIDA DE NUEVAS LÍNEAS ANÁLISIS PARA EL CUMPLIMIENTO DE ESTÁNDARES DE SEGURIDAD DE SERVICIO ANÁLISIS DE POSIBILIDADES DE AMPLIACIÓN S.E. CARDONES ANÁLISIS PARA ACOMETIDA DE NUEVAS LÍNEAS ANÁLISIS PARA EL CUMPLIMIENTO DE ESTÁNDARES DE SEGURIDAD DE SERVICIO ANÁLISIS DE POSIBILIDADES DE AMPLIACIÓN S.E. POLPAICO S.E. ALTO JAHUEL NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES ANÁLISIS PARA EL CUMPLIMIENTO DE ESTÁNDARES DE SEGURIDAD DE SERVICIO ANÁLISIS DE POSIBILIDADES DE AMPLIACIÓN S.E. CHARRÚA NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES ANÁLISIS PARA LA ACOMETIDA DE NUEVOS PROYECTOS NIVEL DE CONGESTIÓN DE LA SUBESTACIÓN S.E. TEMUCO S.E. CAUTÍN S.E. CIRUELOS ANÁLISIS PARA ACOMETIDA DE NUEVAS LÍNEAS ANÁLISIS DE POSIBILIDADES DE AMPLIACIÓN S.E. PICHIRROPULLI NIVEL DE CONGESTIÓN Y POSIBILIDAD DE AMPLIACIÓN S.E. PUERTO MONTT NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES ACOMETIDA DE NUEVAS LÍNEAS ANÁLISIS DE POSIBILIDADES DE AMPLIACIÓN PROYECTOS ADICIONALES ANALIZADOS ADECUACIÓN DE COMPENSACIÓN SERIE NUEVA LÍNEA POLPAICO PAN DE AZÚCAR 2X5 KV COMPENSACIÓN REACTIVA ADICIONAL PARA EL NUEVO SISTEMA POLPAICO CARDONES 5 KV 123 Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

5 14 CONCLUSIONES 125 ANEXO ANEXO ANEXO ANEXO ANEXO ANEXO ANEXO ANEXO ANEXO ANEXO 1 14 ANEXO ANEXO Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

6 1 INTRODUCCIÓN De acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 99 del DFL Nº 4/26, anualmente la Dirección de Peajes (DP) del CDEC-SIC debe realizar, sobre la base del Informe Técnico 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 período siguiente, para posibilitar el abastecimiento de la demanda, considerando las exigencias de calidad 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 Informe Técnico como los que sean presentados a la DP por sus promotores. Adicionalmente, de acuerdo al Artículo 37 letra k) del Decreto 291/27, la Dirección de Peajes debe presentar a los operadores del sistema de transmisión troncal y a los usuarios que hacen o harán uso de dicho sistema, una propuesta de Plan de Expansión antes del 31 de octubre del año anterior a su vigencia. La revisión a realizar en el presente periodo 214, se basa en el Informe Técnico para la determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal, Cuatrienio , aprobado mediante la Res. Ex. Nº 194 del 19 de abril de 211 de la CNE, y rectificada mediante Res. Ex. Nº 232 del 5 de mayo de 211, en adelante el Informe Técnico. El Informe Técnico contiene las obras de transmisión troncal que deben ser iniciadas dentro del Período Tarifario , en base a los resultados del Estudio de Transmisión Troncal (ETT). La presente revisión además incorpora en su desarrollo las obras decretadas en virtud de los planes de expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los meses siguientes a la emisión de la Res. Ex. N 194/211, indicando las obras necesarias para el abastecimiento de la demanda. En el presente informe se describen los análisis y conclusiones derivados de proyectar los niveles de utilización del sistema de transmisión troncal para determinar los tramos sobre los cuales resultaría pertinente evaluar 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 sean superiores a las máximas admisibles con el nivel de seguridad coherente con el criterio N-1. Para aquellos tramos del sistema que podrían requerir un aumento de capacidad, se han llevado a cabo evaluaciones económicas de los proyectos propuestos para determinar la conveniencia de su materialización. Adicionalmente, el informe presenta los análisis y conclusiones de requerimientos de expansión de subestaciones troncales del SIC necesarios para permitir la conexión de otras obras troncales, considerando los requerimientos de la NTSyCS en coherencia con la evolución esperada del sistema eléctrico. Finalmente, en anexo al presente documento, se ha incorporado un informe que contiene el aumento de pagos por concepto de peajes que significarían las obras propuestas. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

7 2 RESUMEN EJECUTIVO En el proceso 214 de la revisión anual del Estudio de Transmisión Troncal, la Dirección de Peajes del CDEC- SIC ha elaborado una propuesta preliminar de expansión del Sistema de Transmisión Troncal en base a una evaluación técnico - económica de las necesidades de desarrollo del SIC. Para determinar el plan de expansión propuesto, se ha analizado el comportamiento de los tramos troncales del sistema y los posibles requerimientos de expansión considerando, dentro del conjunto de proyectos posibles, las obras incorporadas en el Informe Técnico de la CNE, que no han sido decretadas con motivo de los últimos Planes de Expansión del Sistema Troncal del SIC además de aquellos proyectos presentados por las empresas promotoras. Adicionalmente la DP ha determinado necesario analizar otras obras para cubrir los casos en que no se dispusiera de propuestas de proyectos adecuados a los requerimientos del sistema. Con el objetivo de determinar el comportamiento de los tramos troncales del SIC y las opciones óptimas de expansión, el estudio considera el análisis de escenarios de generación y demanda alternativos en base a la información recibida por la DP para la elaboración del catastro público que indica el artículo 37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/27). Con lo anterior se ha estudiado el comportamiento del sistema bajo los supuestos de tres escenarios, cuyos horizontes de modelación comienzan en abril de 214 y finalizan en marzo de 229: Escenario Base: Preparado a partir de proyecciones de demanda de la CNE, distribuida en las barras mediante los perfiles de consumos obtenidos de los datos de facturación de 213 y la incorporación de futuros proyectos de consumo en desarrollo efectivo. Considera además el plan de obras de generación de la CNE, ajustado con la información más actualizada disponible por la DP. Escenario N 1: El escenario considera proyectos de generación adicionales de magnitud relevante en la zona sur. Se mantiene igual proyección de demanda que en el Escenario Base y se incorporan al plan de obras centrales hidroeléctricas emplazadas en la zona de Aysén (Blanco 375 MW y Cuervo 64 MW), conectadas en Puerto Montt, retrasando la puesta en servicio de la central módulo 5 y Carbón Maitencillo supuesta en el periodo de relleno. Escenario N 2: Considera la incorporación de los proyectos ERNC informados a la DP en la zona norte del SIC por un total aproximado de 14 MW. Consistentemente con este aumento de generación se supone una postergación del cierre del ciclo combinado de la central Taltal y de la puesta en servicio de la central Carbón Maitencillo 2. Adicionalmente se incorporan proyectos de consumo mineros por un total de 35 MW en la zona norte del SIC. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

8 Para la evaluación de la conveniencia económica de la materialización de los proyectos, se utilizó la metodología consistente en determinar la diferencia entre los beneficios operativos de expandir el sistema con el costo total actualizado de los proyectos en evaluación. El beneficio operativo se obtiene como el ahorro en costos de operación y falla del sistema, al comparar una simulación con proyecto con otra sin proyecto. En aquellos casos en que los resultados de los análisis bajo los distintos escenarios originaron resultados de expansión distintos, se aplicó la metodología Minmax Regret para optar por la decisión que minimiza el máximo arrepentimiento. El conjunto de obras recomendadas a partir de las evaluaciones técnico económicas realizadas consta de los siguientes proyectos: Cuadro 1: Obras Troncales Recomendadas de acuerdo a evaluaciones técnico - económicas N Obras Troncales Recomendadas Responsable Cambio de configuración de la S.E. Carrera Pinto y ampliación para el seccionamiento del primer circuito de la nueva línea Cardones Diego de Almagro. (1) (5) Seccionamiento del primer circuito Cardones Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto. (2) (5) Cambio de conductor por uno de alta capacidad (4 MVA), línea 1x22 kv Cardones Carrera Pinto - Diego de Almagro 1x197 MVA. (3) Fecha de puesta en servicio Plazo constructivo VI miles de US$ Transelec Abr meses 13,4 Eletrans Abr meses 5,232 Transelec Abr meses 23,47 4 Nueva línea Ciruelos Cautín 2x5 kv, energizada en 22 kv (4) - Nov meses 1,537 (1) VI considera las obras para efectuar el cambio de configuración de la S.E. y las ampliaciones para recibir los paños asociados al seccionamiento del primer circuito de la nueva línea Cardones Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto. (2) VI considera los paños de línea para el seccionamiento en Carrera Pinto en configuración interruptor y medio. (3) Las desconexiones asociadas a los trabajos se deben efectuar luego de la entrada en operación de la nueva línea Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 2x22 kv. (4) Se sugiere analizar la conveniencia de definir un radio a partir del cual la llegada a las subestaciones Cautín y Ciruelos se realice en torres de 22 kv, incluyendo, como parte de este proyecto, la compra de un terreno en el trazado de la línea en el punto de cambio de nivel de tensión de diseño, para las eventuales futuras subestaciones de 5/22 kv (no incluido en este VI). (5) Las empresas responsables de las obras 1 y 2 deben coordinarse adecuadamente con la finalidad de que ambos proyectos entren en servicio en las fechas indicadas Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

9 Adicionalmente, con motivo de las necesidades de conexión de obras troncales y desarrollo de largo plazo del sistema eléctrico, se han analizado expansiones en subestaciones troncales del SIC. Las obras a recomendar a partir de los análisis indicados, corresponden a los siguientes proyectos. Cuadro 2: Obras Troncales Recomendadas de acuerdo a análisis de subestaciones y de compensación reactiva N Obras Troncales Recomendadas Responsable Fecha de puesta en servicio Plazo constructiv o 1 Ampliación subestación Diego de Almagro 22 kv Transelec Nov-17 (1) 18 meses 497 VI miles de US$ 2 Ampliación subestación Cardones 22 kv Transelec Nov meses 1,856 3 Ampliación en subestación Nueva Pan de Azúcar 5 kv: Instalación de Compensación Reactiva Shunt (2) Interchile Ene-18 (3) 24 meses 12,324 4 Ampliación en subestación Nueva Maitencillo 5 kv: Instalación de Compensación Reactiva Shunt (2) Interchile Ene-18 (3) 24 meses 12,324 5 Cambio de interruptores 22 kv en Subestación Alto Jahuel (52J3, 52JS, 52J1, 52JCE1, 52J6, 52JZ3, 52J7) Transelec Nov meses 4,411 6 Conexión de doble interruptor 22 kv para tercer banco de autotransformadores 5/22 kv en S.E. Alto Jahuel (ATR3) Transelec Abr meses 1,976 7 Adecuación de compensación serie Nueva línea Polpaico Pan de Azúcar 2x5 kv Interchile Ene-18 (4) - (5) 8 Ampliación en S.E Polpaico para dar cabida a equipos de compensación serie de la Nueva línea Polpaico Pan de Azúcar 2x5 kv (6) Transelec Ene meses Cambio de interruptores 22 kv en Subestación Charrúa (52JT5, 52JT6, 52J23, 52J3, 52J15) Transelec Nov meses 3,22 1 Ampliación subestación Temuco 22 kv Transelec Jul meses 5, Ampliación subestación Ciruelos 22 kv para recibir: Tendido segundo circuito de la línea Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv Nueva línea Ciruelos - Cautín 2x5 kv (22 kv) (7) Transelec Nov meses 2,37 12 Ampliación subestación Puerto Montt 22 kv Transelec Nov meses 2,851 (1) La fecha de puesta en servicio considera que esta obra debe estar en servicio en conjunto con la Nueva Línea Cardones Diego de Almagro 2x22 kv. (2) En caso que la obra 7 no sea incorporada en el plan de expansión se debe analizar la necesidad de adicionar compensación paralelo en Maitencillo 5 kv y en Pan de Azúcar 5 kv (obras N 3 y N 4). (3) Estas obras deben estar en servicio en conjunto con la Nueva Línea Polpaico Pan de Azúcar Maitencillo 2x5 kv. (4) Esta obra deben estar en servicio en conjunto con la Nueva Línea Polpaico Pan de Azúcar 2x5 kv. (5) Los costos asociados a este proyecto se encuentran pendientes a la espera de recabar mayor información respecto del avance del proyecto Nueva línea Polpaico Pan de Azúcar 2x5 kv. (6) Proyecto condicionado a la ejecución de la obra N 7. (7) Se sugiere la ampliación de la S.E. Ciruelos para recibir la nueva línea Ciruelos-Cautín en conjunto con la ampliación para recibir el segundo circuito de la línea Ciruelos- Pichirropulli, debido a las economías de ámbito y de oportunidad que representaría su pronta ejecución. Esta obra se encuentra condicionada a la inclusión en el Plan de Expansión de la Nueva línea Ciruelos Cautín 2x5 kv, energizada en 22 kv. por lo que en caso que esto no ocurra, el valor de inversión de la ampliación en la S.E. Ciruelos correspondería a 1,521 miles de US$ con un plazo de 24 meses. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

10 3 CONSIDERACIONES GENERALES 3.1 Supuestos del modelo de coordinación hidrotérmica A continuación se describen los principales supuestos empleados en la modelación del problema de coordinación hidrotérmica multinodal multiembalse considerados para representar la situación de despacho y transferencias esperados. - Se considera un período de planificación que se inicia en abril de 214 y termina en marzo de 229. El software empleado para resolver el problema de coordinación hidrotérmica es PLP versión 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 214 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 por los propietarios de los sistemas de transmisión. - La aleatoriedad hidrológica se ha considerado mediante series hidrológicas, construidas a partir de los años hidrológicos 196/61 al 211/12. - La aleatoriedad eólica se ha considerado mediante series de ventosidad, construidas a partir 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 aplican los límites de transmisión por líneas del Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 214 (ERST 214) emitido por la Dirección de Operación del CDEC-SIC. Lo anterior sin perjuicio de cálculos de límites distintos en algunos tramos para los cuales se cuenta con información adicional a la utilizada en el ERST. - Para la modelación de los transformadores desfasadores de la S.E. Cerro Navia se realiza una simulación de la operación del SIC mediante el modelo de coordinación hidrotérmica, liberando las restricciones de transmisión de la línea Cerro Navia Polpaico 2x22 kv. De los resultados se determina cuáles son las etapas en que las transferencias resultan mayores al límite operativo esperado para el tramo. Luego, sobre dichas etapas, y para todas las series hidrológicas, se modela un aumento del paso de derivación en el transformador desfasador mediante la modificación de la reactancia del tramo, verificando posteriormente que con el paso asignado no se supere el flujo máximo en ninguna de las hidrologías simuladas. La reactancia a aplicar corresponde al valor equivalente al aumento de pasos en el transformador desfasador. Esta se obtiene mediante la simulación de flujos de potencia AC de variados escenarios de despachos, con los cuales se extraen las transferencias por los circuitos y los ángulos en los extremos del tramo calculando Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

11 algebraicamente la reactancia equivalente a partir de los pasos de operación en el transformador. - En cumplimiento con lo establecido en el artículo 5-5 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en adelante indistintamente Norma Técnica, NTSyCS o NT, se considera la aplicación del criterio N-1 en las alternativas estudiadas. Además, de acuerdo a este mismo artículo, la aplicación del criterio señalado solo puede utilizar recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por frecuencia o por tensión. - En la modelación se han incorporado los sistemas SIC (145 barras, 286 centrales, 192 línea) y SING (77 barras, 56 centrales, 92 líneas), con los datos proveniente del modelo correspondiente al ITPND de abril de 214. Estos sistemas eléctricos se han considerado interconectados a partir de enero de En la modelación se han considerado 5 bloques de demanda mensuales desde enero de 217 hasta diciembre de 226, con la finalidad de representar adecuadamente las transferencias esperadas para diversas condiciones de consumo durante el período más relevante. Para el resto del horizonte se consideró 1 bloque mensual. 3.2 Representación de centrales eólicas La variabilidad de los vientos incidentes a las centrales eólicas, implica una considerable volatilidad en la inyección de energía al sistema eléctrico, lo cual influye en los flujos de potencia a través de las líneas del sistema de transmisión troncal. Debido a la inclusión de proyectos eólicos en el SIC, se efectuó una modelación más detallada de la generación de estas centrales para dar cuenta de su estocasticidad. El procedimiento de modelación se explica a continuación. Como parte del proceso de modelación de la demanda, en cada sub-período mensual se construye una curva de duración a partir de la cual se seleccionan los bloques que representen de mejor manera la curva horaria de demanda, así cada bloque contiene un conjunto de horas de demanda asignadas. Para efectos de la modelación eólica, para cada mes y para cada uno de sus bloques, se selecciona el conjunto de generaciones horarias que la central Canela presentó el año 29, correspondiente con las horas del año de dicho bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la generación horaria dentro del bloque, obteniendo así un conjunto de generaciones del cual se extraen los 3 valores coincidentes con el percentil 86%, 53% y el promedio del último tercio de la curva obtenida. Los niveles de generación seleccionados son los que definen los tres escenarios de generación eólica para cada bloque del horizonte de estudio, denominados: ventoso, medio y calmo respectivamente, los cuales son normalizados en base a la potencia máxima de la central Canela. Así mismo se extrae el máximo y mínimo valor de cada bloque para representar escenarios donde la generación eólica produce su peak de energía, escenario máximo, y donde no existe ventosidad, escenario mínimo. 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 53 hidrologías modeladas, Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

12 un escenario de ventosidad escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad de escenarios para cada tipo de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporar al modelo de coordinación hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie los elementos correspondientes al primer año hidrológico de la matriz base. El resto de las series se construyen de la misma forma ajustando sus factores de planta a un valor predefinido esperado. La modelación de la demanda puede realizarse con distinta cantidad de bloques para distintos períodos del horizonte de planificación, por lo que la metodología descrita se realiza para cada período en que se modifique el número de bloques mensuales. Por otra parte, se agruparon las centrales eólicas en 7 sectores, dando cuenta de la correlación de los vientos en centrales que se encuentran dentro de un radio de 1 km, según se muestra a continuación: Sector Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 Sector 7 Centrales Eólicas Cuadro 3: Agrupación de centrales eólicas por sectores (MW) Valle de Los Vientos, Eólico SING I y Eólico SING II Eólica Tal Tal Eólica Cabo Leonés, Eólica Punta Colorada Eólica IV Reg. 1, Eólica IV Reg. 2, Eólica IV Reg. 3, Eólica IV Reg. 4, Eólica IV Reg. 5, Eólica IV Reg. 6, Eólica IV Reg. 7, Eólica IV Reg. 8, Canela, Canela 2, Eólica Totoral, Eólica Monteredondo, Talinay Oriente, Talinay Poniente, Eólica El Arrayán, Eólica Punta Palmera y Eólica Los Cururos Eólica Lebu, Eólica Ucúquer, Eólica Ucúquer 2, Eólica Concepción 1, Eólica Concepción 4, Eólica Concepción 5 y Eólica Concepción 6 Eólica Negrete Cuel y Eólica Collipulli Eólica San Pedro Para efecto de representar la variabilidad de una central respecto de aquellas que se encuentran alejadas geográficamente, los sectores se han construido de manera tal que las centrales eólicas pertenecientes a un mismo sector posean iguales series de ventosidad en cada una de las hidrologías. 3.1 Representación de centrales solares La variabilidad de la generación solar ha sido tratada con una metodología similar a la utilizada para el caso de las centrales eólicas. En este caso se utilizaron los datos de radiación solar en el norte de Chile que se encuentran disponibles en la página web del Ministerio de Energía 1, cuyas mediciones fueron analizadas y reprocesadas por el Instituto Fraunhofer para Sistemas de Energía Solar (Fraunhofer ISE) de Alemania. 1 onales/tipos_energia/energia_solar.html Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

13 Se seleccionaron los datos horarios disponibles para la estación Inca de Oro, durante el año 21, considerando tecnología sin seguimiento y con seguimiento, para representar el perfil de generación de la central modelo. Para cada mes y para cada uno de sus bloques, se selecciona el conjunto de generaciones horarias que la central modelo presentó, correspondiente con las horas del año que definen dicho bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la generación horaria dentro del bloque, obteniendo así un conjunto de generaciones, el cual se separa en 6 sub-bloques de igual tamaño. Para cada uno de estos sub-bloques se calcula el promedio de todos sus datos. Los niveles de generación seleccionados son los que definen los seis escenarios de generación solar para cada bloque del horizonte de estudio, denominados: radiación 1%, radiación 8%, radiación 6%, radiación 4%, radiación 2%, radiación %, respectivamente, los cuales son normalizados en base a la potencia máxima de la central modelo. En una segunda etapa, se construye una matriz de generación solar base, la cual contiene, para cada uno de los bloques del horizonte y para cada una de las 53 hidrologías modeladas, un escenario de radiación escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad de escenarios para cada tipo de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporar al modelo de coordinación hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie los elementos correspondientes al primer año hidrológico de la matriz base. El resto de las series se construyen de la misma forma. Ejes 1 Centrales Solares Dalmagro_ps Fv_chanares Fv_conejo La_huayca_2_sing La_huayca_sing Lalackama Pedernales Quillagua_i_sing Quillagua_ii_sing Quillagua_iii_sing San_pedro_1_sing San_pedro_4_sing Loma_los_colorados Solar_avenir_1 Solar_esperanza Solar_iii_1 Solar_iii_4 Sdgx1 Solar_rm_1 Solar_SING_II Tambo_real Termopacifico_fv Til-til_1 Arica_solar_1_sing Arica_solar_2_sing Canto_agua Canto_agua Denersol_2 Denersol_2 Denersol_3 Denersol_3 Desierto_atacama Divisadero El_romero Fv_abasol Fv_Carrera_pinto_i Fv_carrera_pinto_ii Fv_guanaco Fv_punta_viento Javiera Llano_llampos Maria_Elena_sing Pampa_solar_norte Pozo_almonte_3_sing Ps_san_andres Pv_salvador San_pedro_3_sing Solar_iii_2 Solar_iii_3 Solar_luz_del_norte Solar_sing_i Solar_sing_iii Solar_sing_iv Solar_sing_ix Solar_sing_v Solar_sing_vi Solar_sing_vii Solar_sing_viii Solar_v_1 2 Calama_sur_sing San_pedro_2_sing Cuadro 4: Ejes de seguimiento de centrales solares modeladas (MW) 3.2 Plazos estimados de construcción de obras de transmisión troncal A partir de la experiencia obtenida en las licitaciones anteriores, se han estimado los siguientes plazos para el proceso administrativo que media entre la publicación del decreto de expansión que corresponda y el inicio de la construcción de obras que se decretasen: Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

14 HITOS DEL PROCESO A S O N D E F M A M J J A S O N D E F M A Obra Ampliación 5 meses Obra Nueva 12 meses Revisión 214 del ETT CDEC Plan de Expansión CNE Panel de Expertos Decreto Ministerio de Energía Adjudicación de la obra Inicio de la construcción Proceso de llamado a licitación oct-14 3 meses 2 meses abr-15 4 meses oct-15 1 mes Adjudicación de la obra 8 meses X Publicación del decreto de adjudicación Inicio de la construcción 2 meses abr-16 Figura 1: Estimación de plazos para los procesos administrativos Con la finalidad de estimar adecuadamente las etapas a partir de las cuales sería posible aumentar los actuales límites de transmisión y así, evaluar el uso potencial de las instalaciones del sistema de transmisión troncal para aquellos años en que pudieran requerirse obras nuevas o ampliaciones, es necesario precisar los plazos de construcción de los proyectos de transmisión. De esta forma, en general para efectos del presente informe, los plazos considerados corresponden a aquellos definidos en el Estudio de Transmisión Troncal que enmarca la presente revisión, los cuales se detallan en la Figura 2. EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND OBRA TIPO LT <8 km al Norte de Charrúa PLAZO 48 meses Abr LT >8 km al Norte de Charrúa 6 meses Abr LT >8 km al Sur de Charrúa 66 meses Nov Cambio de Conductor 24 meses Oct Tendido 2do circuito 24 meses Oct Figura 2: Plazos de construcción de obras de expansión Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

15 4 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA 4.1 Consideraciones generales para la modelación de demanda La previsión de demanda de energía y potencia por barra se desagregó hasta el nivel modelado en el programa de coordinación hidrotérmica, para el período comprendido entre abril de 214 y marzo de 229, de acuerdo al tipo de consumo, diferenciando entre libre y regulado. El comportamiento de cada tipo de consumo se caracteriza a través de curvas de duración de uno o cinco bloques mensuales. Para determinar los consumos de los años siguientes (período ), se han considerado las tasas de crecimiento zonales definidas en el Informe Técnico de Precios de Nudo Definitivo de la CNE de Abril de 214. Además, para efectos de distribuir adecuadamente los consumos entre las distintas barras de una misma zona, se ha realizado un ajuste del consumo industrial que considera la información sobre proyectos en desarrollo efectivo. Para los efectos indicados anteriormente, la DP ha solicitado a los clientes libres, distribuidoras y a aquellas empresas que han hecho pública su intención de desarrollar proyectos que involucran un aumento relevante de demanda para el SIC, que informen si con los requisitos para ser considerados como desarrollo efectivo o proyectan estarlo en el corto plazo. 4.2 Ajuste de consumo en base a proyectos El ajuste del consumo industrial que considera la información sobre proyectos en desarrollo efectivo, 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 de los consumos de los clientes libres, excluyéndose los consumos de los clientes que ingresaron o salieron en el período considerado. Luego se agregan los consumos considerados en desarrollo efectivo y, finalmente, se ajustan los consumos del sistema (a excepción de los considerados previamente) de forma de alcanzar los 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 agruparon definiendo seis zonas: 1. Norte : considera los consumos ubicados desde Los Vilos al norte. 2. Centro : considera los consumos ubicados entre Nogales y Alto Jahuel, incluyendo los consumos conectados a estas subestaciones. 3. Itahue : considera los consumos ubicados entre Alto Jahuel e Itahue en niveles de tensión menor o igual a 154 kv, con excepción del consumo ubicado en la subestación Parral. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

16 4. Concepción : considera los consumos ubicados en la zona de Concepción en niveles de tensión menor o igual a 154 kv, con excepción del consumo ubicado en la subestación Chillán. 5. Sur : considera los consumos entre las subestaciones Ancoa y Charrúa incluida. 6. Austral : considera los consumos ubicados al sur de la subestación Charrúa. 4.3 Demanda proyectada A continuación se presentan las tasas de crecimiento previsión de demanda: y las energías utilizadas para la Cuadro 5: Previsión Total de Consumo Año Total (GWh) Crecimiento ,6 5.% ,12 4.7% , % ,99 4.3% , % , % 22 64,469 4.% ,63 3.9% , % , % ,1 3.8% , % 226 8, % , % , % 229 9, % Energía [GWh] 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, Proyección Total de consumos SIC Figura 3: Proyección Total de consumo SIC 6.% 5.% 4.% 3.% 2.% 1.%.% Tasa de Crecimiento [%] En el caso de los consumos de clientes libres las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo industrial proyectado son los siguientes: Cuadro 6: Previsión de consumo industrial Año Total (GWh) Crecimiento , % , % 216 2, % , % , % ,75 5.3% 22 24, % , % , % , % 224 3, % , % , % ,61 4.8% , % , % Figura 4: Proyección Industrial de consumo SIC Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

17 Las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo regulado proyectado por zona, para el escenario base son los siguientes: Cuadro 7: Previsión de Consumo Regulado por zona Año Norte Centro Itahue Concepción Sur Austral TOTAL Tasa Energía [MWh] Tasa Energía [MWh] Tasa Energía [MWh] Tasa Energía [MWh] Tasa Energía [MWh] Tasa Energía [MWh] Tasa Energía [MWh] % 2,13,88 6.2% 18,682, % 3,553, % 1,772, % 1,621, % 3,86, % 31,538, % 2,199,83 4.2% 19,466, % 3,745,18 4.9% 1,859,84 5.3% 1,77,96 5.4% 4,11, % 32,99, % 2,292, % 2,26, % 3,928, % 1,942, % 1,789, % 4,28, % 34,368, % 2,377,35 3.4% 2,893,71 4.4% 4,11,379 4.% 2,2, % 1,866,85 4.4% 4,393, % 35,652, % 2,462,68 3.3% 21,583,22 4.2% 4,273, % 2,99,25 4.1% 1,943, % 4,582, % 36,944, % 2,548,8 3.2% 22,273, % 4,448, % 2,179,22 4.% 2,21, % 4,774, % 38,246, % 2,635, % 22,964,355 4.% 4,626,81 3.7% 2,259,646 4.% 2,11,972 4.% 4,965, % 39,554, % 2,722, % 23,676,25 3.8% 4,82, % 2,34, % 2,181, % 5,154, % 4,878, % 2,812,269 3.% 24,386, % 4,98, % 2,422, % 2,262, % 5,345, % 42,29, % 2,92, % 25,93, % 5,159, % 2,55,37 3.6% 2,344,28 3.6% 5,537, % 43,542, % 2,995, % 25,821, % 5,345, % 2,59, % 2,428, % 5,737, % 44,917, % 3,9, % 26,57, % 5,537, % 2,678, % 2,515, % 5,943, % 46,337, % 3,189,89 2.9% 27,34, % 5,737, % 2,769, % 2,66,46 3.6% 6,157, % 47,81, % 3,291, % 28,133,71 3.6% 5,943, % 2,863,83 3.6% 2,7, % 6,379, % 49,312, % 3,397,39 2.9% 28,949, % 6,157, % 2,961, % 2,797, % 6,68, % 5,872, % 3,56,23 2.9% 29,789, % 6,379, % 3,61, % 2,898, % 6,846, % 52,481,325 Figura 5: Proyección de demanda consumos regulados SIC Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

18 El Cuadro 8 presenta una comparación entre las proyecciones de consumo total para el SIC utilizadas en la presente revisión (Caso Base), el Estudio de Transmisión Troncal del cuatrienio (ETT) y el Informe de Precios de Nudo de abril de 214. Cuadro 8: Comparación proyecciones de consumo (GWh) Año Revisión 214 (Caso Base) Informe ETT ITPN abr ,6 52,979 5, ,12 55,89 53, ,568 58,713 56, ,99 61,786 58, ,438 65,17 61, ,952 68,61 63, ,469 72,25 66, ,63 75,646 68, ,676 79,199 71, ,287 82,928 74, ,1 86, ,852 9, , , , ,527 Figura 6: Comparación de proyecciones de Demanda SIC Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

19 5 SISTEMA DE GENERACIÓN El Informe Técnico Definitivo de Precios de Nudo de Abril de 214 (ITPND) establece un plan de obras de generación, que contempla la instalación de 4268 MW entre abril 214 y diciembre de 223, de los cuales 244 MW están en construcción y 2224 MW han sido recomendados. Los datos presentados en el (Cuadro 9) y (Cuadro 1), consideran como base el plan del ITPND. Cuadro 9: Obras de Generación en Construcción ITPND Fecha de Entrada Obras en construcción Potencia MW Barra may-14 Proyecto fotovoltaico Llano de Llampos 93 Cardones22 may-14 Proyecto fotovoltaico San Andrés 5 SAndres22 jun-14 Parque Eólico El Arrayán 1 ElArrayan22 jun-14 San Andrés 4 Tinguiri154 jul-14 Parque Eólico Los Cururos 11 LCururos22 oct-14 Proyecto Lautaro II 22 Temuco22 oct-14 Central Hidroeléctrica Laja I 34.4 Charrua22 oct-14 Salvador FV 68 DAlmagro22 oct-14 Picoiquén 19 Charrua154 oct-14 Punta Palmeras 45 LPalmas22 oct-14 Tal Tal Eólico 99 Paposo 22 oct-14 Ucuquer II Eólico 9 Rapel22 oct-14 Pulelfu 9 Rahue22 nov-14 El Paso 6 Tinguiri154 dic-14 Los Hierros 2 6 Pehuenche22 dic-14 Lalackama 55 DAlmagro22 dic-14 Parque Fotovoltaico Chañares 35 DAlmagro22 ene-15 Javiera 69 DAlmagro22 mar-15 Parque Eólico Talinay Poniente 6.8 Talinay22 abr-15 Rio Colorado 15 Pehuenche22 abr-15 Guindos 132 Charrua22 may-15 Luz del Norte FV 141 Carrera Pinto 22 jun-15 Proyecto Solar Conejo (Fase 1) 18 Paposo22 jun-15 Guanaco Solar 5 DAlmagro22 jul-15 Itata 2 Chillan154 jul-15 Cordillera 5 Candela22 jul-15 Cabo Leonés 17 Maitencil22 oct-15 Diego de Almagro FV 36 Diego de Almagro 22 oct-15 Guacolda Maitencil22 oct-15 Pampa Solar Norte 9.6 Paposo22 nov-15 Pedernales 1 DAlmagro22 jul-17 Ñuble 136 Ancoa22 dic-17 Las Lajas 267 Florida11 jun-18 Alfalfal Almendros22 ene-19 San Pedro 144 Ciruelos22 Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

20 Cuadro 1: Obras de Generación Recomendadas ITPND Fecha de Entrada Centrales Potencia MW ene-17 Taltal CC GNL 12 oct-19 Hidroeléctrica VII Región 2 2 jul-2 Carbón VIII Región ene-21 Eólica IV Región 1 5 ene-21 Eólica Concepción 1 5 ene-21 Central Des.For. VII Región 1 15 ene-21 Central Des.For. VII Región 2 1 mar-21 Hidroeléctrica VIII Región 3 2 jul-21 Central Des.For. VII Región 3 1 jul-21 Geotérmica Calabozo 1 4 jul-21 Central Des.For. VIII Región 1 9 jul-21 Carbón Maitencillo ene-22 Hidroeléctrica VII Región 3 2 ene-22 Eólica IV Región 3 5 ene-22 Eólica IV Región 2 5 ene-22 Geotérmica Potrerillos 2 4 jul-22 Eólica IV Región 4 5 jul-22 Eólica Concepción 4 5 jul-22 Eólica Concepción 5 5 jul-22 Eólica IV Región 5 5 sep-22 Quintero CC FA GNL 35 sep-22 Quintero CC GNL 12 sep-22 Geotérmica Potrerillos 1 4 ene-23 Hidroeléctrica VIII Región 5 2 ene-23 Hidroeléctrica VIII Región 2 2 ene-23 Eólica IV Región 6 5 ene-23 Geotérmica Calabozo 2 4 ene-23 Eólica Concepción 6 5 jul-23 Eólica IV Región 7 5 jul-23 Eólica IV Región 8 5 nov-23 Módulo 5 36 Cuadro 11: Cuadro Obras de Generación Informadas de acuerdo al Art 37 bis del DS 291/27 Proyecto Fecha Inicio Barra Potencia (MW) Parque Fotovoltaico Chañares dic-14 DAlmagro22 35 Parque Eólico Talinay Poniente mar-15 Talinay Proyecto Solar Conejo (Fase 1) jun-15 Paposo22 18 Guanaco Solar jun-15 DAlmagro22 5 Pampa Solar Norte oct-15 Paposo CTM 3* jun-17 Cardones Central Hidroeléctrica Los Cóndores dic-18 Ancoa22 15 *La central se ha incorporado en la modelación de acuerdo a la información recibida por parte de E.CL S.A., mediante carta VPC/114/214 en la cual se informa la desconexión de la central CTM-3 del SING y carta VPC/115/214 en donde se declara la conexión de CTM-3 al SIC en junio de 217. Para llevar a cabo la conexión de dicha central al SIC, la empresa ha declarado (carta S/N del ) que se encuentra actualmente en construcción una línea de 5 kv Mejillones Cardones, con sus respectivas subestaciones elevadoras y reductoras, de propiedad de la empresa Transmisora Eléctrica del Norte S.A. filial de E. CL y cuyo plazo estimado de puesta en servicio es junio de 217. Adicionalmente, se han modelado las centrales incluidas en el Cuadro 11 que contiene obras adicionales que los propietarios de proyectos de generación han remitido a la DP con motivo de las solicitudes de información para la elaboración del catastro público que indica el artículo 37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/27). Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

21 En virtud de la obligación establecida en el artículo 15 bis del DFL Nº4 de 26 del Ministerio de Minería, se han estimado los porcentajes de energía anual que deben ser inyectados por medios de generación renovables, de acuerdo a los criterios señalados en el artículo 1 transitorio de la ley 2.257, modificado por el artículo 2 de la ley Cuadro 12: Estimación % de ERNC requerido % 6.1% 6.8% 7.5% 8.2% 9.5% 11.% 14.1% 15.9% 17.2% 18.2% 18.3% 18.5% 18.6% El plan de obras de generación considera el plan de expansión de Generación definido en el ITPND de Abril 214 ajustado de acuerdo a la mejor información disponible por la DP. Cabe hacer notar que el horizonte considerado ( ) es superior al del Informe Técnico de Precios de Nudo Definitivo de la CNE de Abril de 214 ( ), por lo que se han adicionado a las obras de generación en construcción y recomendadas las siguientes centrales de medios de generación convencionales y no convencionales. Cuadro 13: Obras de Generación Convencional incorporadas en el período de relleno SIC Proyecto Fecha Inicio Barra Potencia (MW) Carbón Maitencillo ene-24 Maitencil22 37 Carbón Ancoa ene-26 Ancoa Hidro XIV Región ene-28 Pichirro22 4 Cuadro 14: Obras de Generación No Convencional incorporadas en el período de relleno SIC Proyecto Fecha Entrada Potencia (MW) Barra Fuente SOLAR_III_1 ago-22 2 CPinto22 Solar SOLAR_III_2 oct Cardones22 Solar SOLAR_III_3 ene Maitencil22 Solar EOL_VIII_1 abr Charrua22 Eólica EOL_VIII_2 jul Charrua22 Eólica EOL_X_2 oct PMontt22 Eólica EOL_III_1 dic Maitencil22 Eólica EOL_X_1 ene PMontt22 Eólica SOLAR_V_1 may-25 1 Quillota22 Solar SOLAR_III_4 sep-25 1 Cardones22 Solar SOLAR_RM_1 ago Polpaico22 Solar EOL_IV_1 abr PColorada22 Eólica EOL_III_2 sep PColorada22 Eólica EOL_III_3 ene Maitencil22 Eólica Las centrales señaladas se han escogido a fin de mantener el perfil de costos marginales sin variaciones significativas en el SIC a partir del año 224. Las centrales adicionadas en el periodo de relleno para el SING son las siguientes: Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

22 Cuadro 15: Obras de Generación incorporadas en el período de relleno para SING Proyecto Fecha Inicio Barra Potencia (MW) Tarapacá 1 jun-21 Tarapacá 22 kv 175 Tarapacá 2 ene-22 Tarapacá 22 kv 175 Tarapacá 3 feb-22 Tarapacá 22 kv 11 Atacama GNL U1 ene-23 Atacama 22 kv 25 Atacama GNL U2 mar-23 Atacama 22 kv 25 Atacama GNL U3 ene-24 Atacama 22 kv 25 Solar_SING_III ene-24 Laberinto22 8 Solar_SING_IV ene-24 Encuentro22 12 Solar_SING_IX ene-25 Crucero22 15 Solar_SING_VII ene-25 Condores22 8 EOLICO_SING_III ene-25 ElAbra22 17 Solar_SING_V ene-26 Calama11 6 Solar_SING_VI ene-26 Lagunas22 7 Solar_SING_VIII ene-26 Domeyko22 5 Mejillones U2 may-26 Chacaya 22 kv 35 EOLICO_SING_IV ago-27 Lagunilla Mejillones U1 sep-27 Chacaya 22 kv 35 Cabe indicar que con el Plan de Obras señalado se cumple con el abastecimiento de la demanda del SIC y, por lo tanto, con lo indicado en el Oficio Circular SEC N del 27 de octubre de 21. Este Oficio señala que, los CDEC deberán considerar en su análisis todas aquellas obras, ya sea existentes, en construcción, en proyecto, o bien formalmente recomendadas, que técnicamente permitan abastecer la demanda, cumpliendo las exigencias de seguridad y calidad de servicio contenidas en la ley, esto para efectos de la interpretación de desarrollos efectivos en materia de generación. De esta forma, en consideración al Oficio señalado, para efectos de las recomendaciones realizadas en este informe, todas las obras de generación indicadas en el Cuadro 1, el Cuadro 13 y el Cuadro 14 han sido consideradas en el análisis. 5.1 Disponibilidad de GNL En función de lo establecido en el Informe Técnico de Precio de Nudo, se ha considerado disponibilidad de GNL para las siguientes centrales a partir de las fechas que se indican: San Isidro : Todo el horizonte San Isidro 2 : Todo el horizonte Quintero I : Enero 215 Quintero II : Enero 215 Tal Tal : Todo el horizonte Nueva Renca : Abril 215 Candelaria I : Febrero 22 Candelaria II : Febrero 22 Nehuenco I : Abril 216 Nehuenco II : Abril 216 Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

23 6 SISTEMA DE TRANSMISIÓN En los análisis realizados se consideraron los proyectos del transmisión en el Sistema Troncal actualmente en construcción, adjudicados y/o por adjudicar, que son modelados en el programa de coordinación hidrotérmica de acuerdo a lo establecido en el Estudio de Transmisión Troncal del cuatrienio , los decretos de expansión N 115 y 116 exentos del 2 de mayo de 211, el decreto de expansión N 82 exento del 24 de marzo de 212, el N 31 de agosto de 213 y el decreto de expansión N 21 del 2 de junio de 214 (Cuadro 17, Cuadro 18,. Cuadro 19, Cuadro 2 y Cuadro 21). A partir de enero del año 221 se ha considerado la interconexión de los sistemas SIC-SING, la cual se ha incorporado con tecnología HVDC, de acuerdo a lo modelado por CNE en informe técnico definitivo de precio de nudo de Abril 214. Las fechas de entrada de estos proyectos corresponden a las mejores estimaciones con que cuenta la DP a junio de 214 a partir de las respuestas a las solicitudes sobre el estado de avance de las obras de transmisión y la información remitida con motivo del catastro público que indica el artículo 37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/27). 6.1 Obras de transmisión troncal decretadas A continuación se detallan las obras que se encuentran decretadas o bien en construcción. Cuadro 16: Obras de Transmisión Troncal en construcción a agosto de 214. Fecha de Entrada Obra Capacidad [MVA] oct-215 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x5 kv: primer circuito. 1x1732 (35 C, c/sol) Cuadro 17: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N 115 del 2 de mayo de 211 Fecha estimada de entrada Obra Capacidad [MVA] sep-215 Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I 75 nov-217 Nueva Línea Cardones Diego de Almagro 2x22 kv: tendido primer circuito 1 x 29 ene-218 Nueva Línea Cardones Maitencillo 2x5 kv 2 x 15 ene-218 Nueva Línea Maitencillo Pan de Azúcar 2x5 kv 2 x 15 ene-218 Nueva Línea Pan de Azúcar Polpaico 2x5 kv 2 x 15 feb-218 Nueva Línea Charrúa Ancoa 2x5 kv: tendido primer circuito 1 x14 may-218 Nueva Línea Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv: tendido primer circuito 1 x 29 Cuadro 18: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N 116 del 2 de mayo de 211 Fecha estimada de entrada ene-215 may-215 may-215 Obra Ampliación de la S/E Ciruelos: Barra de Transferencia y Paño Acoplador 22 kv Incorporación de Barra de Transferencia en 22 kv en la S/E Diego de Almagro Incorporación de Barra de Transferencia en 22 kv en la S/E Los Vilos Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

24 Cuadro 19 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N 82 del 24 de marzo de 212 Fecha estimada de entrada Obra Capacidad [MVA] sep-216 Segundo Transformador Ancoa 5/22 kv 75 oct-218 (*) Nueva Línea Lo Aguirre C.Navia 2x22 kv 2 x 15 jun-218 Nueva Línea Rapel A.Melipilla 1x22 kv 1 x29 jun-218 Nueva Línea Lo Aguirre A.Melipilla 2x22 kv. Tendido un circuito 1 x 29 (*) Licitación declarada desierta durante el primer llamado. La fecha de puesta en servicio considera un retraso debido a los nuevos procesos de licitación. Cuadro 2 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N 31 del 8 de agosto de 213 Fecha estimada de entrada Obra Capacidad [MVA] may-216 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x5 kv: segundo circuito. 1x1732 (35 C, c/sol) may-217 Seccionamiento S/E Ciruelos sep-217 Tercer Transformador A.Jahuel 5/22 kv 1x75 ene-218 Banco Autotransformadores, 5/22 kv, 75 MVA. S/E Nueva Cardones, S/E Nueva Maitencillo y S/E Nueva Pan de Azúcar 1x75 abr-216 Ampliación S/E Ancoa 5 kv abr-216 Ampliación S/E Pan de Azúcar 22 kv jul-216 Ampliación S/E Cardones 22 kv jul-216 Ampliación S/E Cerro Navia 22 kv jul-216 Ampliación S/E Maitencillo 22 kv jul-216 Ampliación S/E Polpaico 5 kv y cambio de interruptor paño acoplador 52JR sep-216 Ampliación S/E Rapel 22 kv e instalación de interruptor 52JS ene-217 Ampliación S/E Charrúa 5 kv y cambio interruptor paños acopladores 52JR1, 52JR2, 52JR3 ene-217 Ampliación S/E Diego de Almagro 22 kv ene-217 Ampliación S/E Las Palmas 22 kv ene-217 Cambio interruptor paño acoplador 52JR S/E Alto Jahuel Fecha estimada de entrada Cuadro 21: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N 21 del 2 de junio de 214 Obra Capacidad [MVA] oct-217 Tendido segundo circuito línea 2x22 kv Cardones - Diego de Almagro, con seccionamiento en S.E. Carrera Pinto 1x29 oct-217 Seccionamiento barra principal en Carrera Pinto dic-216 Aumento de capacidad de línea Maitencillo - Cardones 1x22 kv 1x26 mar-217 Seccionamiento barras 5 kv subestación Alto Jahuel mar-217 Seccionamiento barras 5 kv subestación Ancoa mar-217 Seccionamiento barras 5 kv subestación Charrúa may-218 Tendido segundo circuito línea 2x22 kv Ciruelos - Pichirropulli 1x29 dic-216 Seccionamiento completo en subestación Rahue jul-218 Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x5 kv Charrúa - Ancoa 1 y 2 y nueva línea 2x22 kv Nueva Charrúa Charrúa y nuevo autotransformador 5/22 kv, 75 MVA feb-221 Línea 2x5 kv Pichirropulli - Puerto Montt, energizada en 22 kv 2x Proyectos de transmisión A continuación se describen las obras incorporadas en el Informe Técnico de la CNE, que no han sido decretadas con motivo de los últimos Planes de Expansión del Sistema Troncal del SIC, las cuales se considerarán para efectos de evaluar la pertinencia de expandir el Sistema de Transmisión Troncal en virtud de la presente revisión del ETT. Se incluye la fecha estimada de puesta en servicio a partir de los plazos contenidos en el Estudio de Transmisión Troncal Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

25 (Figura 2) y las fechas estimadas de inicio de los procesos de adjudicación (Figura 1) como consecuencia de la presente propuesta. Fecha estimada de puesta en servicio may-19 may-2 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 Proyecto Cuadro 22: Proyectos de transmisión del plan cuadrienal Segunda Etapa S/E Lo Aguirre, seccionando el otro circuito Alto Jahuel Polpaico 5 kv, incluye segundo transformador 5/22 kv. Línea 2x5 kv Polpaico - Alto Jahuel, con un circuito tendido Línea Charrúa Mulchén 2X5 kv operado en 22 kv con un circuito tendido. Línea Mulchén Cautín 2X5 kv operado en 22 kv con un circuito tendido. Línea Cautín Ciruelos 2X5 kv operado en 22 kv. Línea Charrúa Mulchén 2x22 kv con un circuito tendido. Línea Mulchén Cautín 2x22 kv con un circuito tendido. Línea Cautín Ciruelos 2x22 kv tendido 1 circuito. Tipo VI ref MUS$ AVI ref MUS$ COMA ref MUS$ Obra Nueva 27,766 2,839 4 Obra Nueva 71,58 7,24 1,6 Obra Nueva 49,539 5, 713 Obra Nueva 71,89 7,254 1,35 Obra Nueva 91,88 9,198 1,312 Obra Nueva 3,51 3, Obra Nueva 45,421 4, Obra Nueva 54,313 5,488 1,157 En el Cuadro 23 se presentan otros proyectos considerados por la DP para efectos de llevar a cabo las evaluaciones. Fecha estimada de puesta en servicio Nov-17 Nov-17 Abr-18 May-18 Nov-21 Ene-19 Ene-19 Ene-18 Ene-18 Sep-17 Plazo 24 meses Proyecto Cuadro 23: Otros proyectos de transmisión evaluados Cambio de configuración de la S.E. Carrera Pinto y ampliación para dar cabida al seccionamiento del primer circuito Cardones Diego de Almagro. (1) Seccionamiento del primer circuito Cardones Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto. Cambio de conductor por uno de alta capacidad (4 MVA), línea 1x22 kv Cardones Carrera Pinto - Diego de Almagro 1x197 MVA. (2) Cambio de conductor Ibis por Grosbeak en el tramo Loncoche - Ciruelos 1x22 kv. (3) Nueva línea Ciruelos Cautín 2x5 kv, 2x15 MVA energizada en 22 kv. (4) VI ref MUS$ AVI ref MUS$ COMA ref MUS$ 13,4 1, meses 5, meses 23,47 2, meses 4, meses 1,537 1,155 2,61 32 meses Segundo Transformador Nueva Maitencillo 5/22 kv, 1x75 MVA. 26,55 2, S.E. Seccionadora Nueva Las Palmas 5 kv; Transformador Nueva Las meses Palmas 5/2 kv con enlace a las Palmas 22 kv. 55,56 5,682 1, 27 meses Repotenciamiento tramo Las Palmas Pan de Azúcar 2x22 kv. 15,71 1, meses Repotenciamiento tramo Pan de azúcar Maitencillo 2x22 kv. 18,775 1, Conexión de doble interruptor para tercer banco de autotransformadores meses 5/22 kv en S.E. Alto Jahuel (ATRN 3) 1, (1) Considera las obras para efectuar el cambio de configuración de la S.E. y las ampliaciones para recibir los paños asociados al seccionamiento del primer circuito de la nueva Cardones Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto. (2) VI referencial. Lo anterior debido a que no se dispone de información precisa de la topografía del terreno. Para efectos del cálculo se ha considerado un aumento de los imprevistos de un 5% adicional (2% total) (ANEXO 5). Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

26 (3) El VI se ha estimado como un proporcional a los km del proyecto Cambio de conductor Ciruelos Valdivia 1x22 kv, presentado por Transelec para revisión 212 del ETT. (4) VI estimado a partir del proyecto del Plan Cuadrienal Línea Cautín Ciruelos 2X5 kv operado en 22 kv de 11 MVA. Cabe señalar que con motivo de las observaciones recibidas el 3 de septiembre del año 214, la empresa Transelec incorporó información relativa a los siguientes tres proyectos: - Modificación Conexión ATR N 3 5/22 kv en S/E Alto Jahuel. - Seccionadora de barra 22 kv en S/E Temuco. - Transformación a Configuración de Interruptor y medio de S/E Carrera Pinto, y seccionamiento completo línea 2x22 kv Cardones-Diego de Almagro. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

27 6.3 Diagrama unifilar simplificado Nva. Encuentro5 Obras en construcción o licitación Obras en evaluación Estación conversoara HVDC lado SING d.almag22 Estación conversoara HVDC lado SIC c.pinto22 cardone5 1x75 MVA s.andres22 2x15 MVA 1x75 MVA cardone22 maitenc5 1x75 MVA maitenc22 p.colorada22 p.azuca5 2x15 MVA 1x75 MVA DonGoyo22 Talinay22 l.palmas22 p.azuca22 L.Cebada22 M.Redondo22 l.vilos22 nogales22 quillot22 polpaic22 melipilla22 aguirre22 lampa 22 rapel22 c.navia22 aguirre5 c.chena22 a.jahue5 a.jahue22 maipo 22 candela22 ancoa 5 colbun22 Nva Charrua 5kV ancoa 22 charrua5 itahue_22 charrua22 lagunil22 Mulchen 22kV esperan22 temuco_22 hualpen22 cautin_22 l.cirue22 valdivi22 Pichirropu22 Rahue22 p.montt22 Figura 7. Diagrama Unifilar Simplificado Sistema Interconectado Central Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

28 7 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN En este capítulo se presenta una descripción de la metodología utilizada para determinar transferencias máximas por las líneas troncales en las que se prevean posibles limitaciones por estabilidad de tensión o se consideren cambios topológicos futuros que hagan necesario evaluar límites distintos a los utilizados en la actualidad debido a efectos de redistribución de flujos post-contingencia. La evaluación de las restricciones en el sistema de transmisión contempla las limitaciones por capacidad térmica tanto de las líneas y transformadores, como de los elementos serie del sistema de transmisión, además de las limitaciones operacionales por estabilidad de tensión y el cumplimiento de las exigencias de regulación de tensión para los estados normal y de alerta contenidos en el capítulo 5 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. 7.1 Metodología de análisis De los resultados obtenidos a partir de las simulaciones realizadas con el modelo de coordinación hidrotérmica, se determinan los tramos del sistema troncal que superarían sus capacidades actuales de transferencia en 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 ser ampliados, y así determinar las máximas transferencias posibles a través de ellos. Para cada uno de los tramos se seleccionan escenarios de despacho y demanda que cumplan con los siguientes requisitos: - 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 la zona 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 de operación que cumpla con las exigencias de regulación de tensión contenidos en la Norma Técnica, además de corregir el despacho de las centrales que 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 por el tramo en estudio hasta alcanzar un cierto valor previamente estimado, que idealmente coincide con el límite térmico N-1 estricto del tramo o un valor superior en caso de un tramo enmallado. A continuación, para comprobar la transferencia determinada, se simulan contingencias de severidad 4 y 8 en el tramo (sin actuación de EDAG, EDAC ni ERAG que no sean supervisados Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

29 por frecuencia o tensión), las que son seleccionadas de acuerdo a la gravedad que podrían generar sobre la zona en estudio. Adicionalmente se simula la contingencia de la unidad de generación de mayor impacto en la estabilidad o regulación de tensión de cada zona en estudio. De esta forma, mediante un proceso iterativo se llega a la transferencia máxima por el tramo que cumpla con el criterio de estabilidad de tensiones y con las exigencias de regulación de tensión contenidos en la Norma Técnica, ya sea para estado normal (pre contingencia) o de alerta (post contingencia). 7.2 Exigencias de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio En las simulaciones realizadas se consideran las disposiciones establecidas en la Norma Técnica. A continuación se describen las consideraciones generales utilizadas para la realización de los análisis: - En el artículo 5-5 se establece que la planificación del sistema de transmisión troncal deberá ser realizada aplicando el Criterio N-1, criterio que garantiza que ante la ocurrencia de una contingencia simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del sistema, provocando la salida en cascada de otros componentes debido a sobrecargas inadmisibles o pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión. Así mismo, se deberá verificar que las alternativas de ampliación recomendadas aseguren el cumplimiento de dicho criterio, en todos los tramos del sistema de transmisión troncal. Adicionalmente para la determinación de las máximas transferencias por tramo que cumplan con el criterio N-1, solo se podrá considerar la utilización de los recursos EDAC, EDAG y/o ERAG supervisados por frecuencia o tensión. - Se analizan contingencias simples similares a aquellas de severidad 4, 5, 8 y 9 por considerarse que son las fallas más riesgosas (con criterio N-1) para el sistema de transmisión troncal, con el uso restrictivo de los recursos EDAC, EDAG y/o ERAG indicado previamente. Cabe señalar que en la actualidad se encuentra en proceso de implementación un esquema de automatismos de desconexión de generación para aquellos casos en que las líneas de transmisión de 22 kv entre las SS.EE. Maitencillo y Nogales vean superados sus límites operativos de acuerdo a sus curvas de capacidad en función de la temperatura, ya sea por efecto de alguna contingencia en el sistema de transmisión, o bien por la sola inyección de potencia de las centrales ERNC de alta variabilidad en la zona (no despachable). Con la implementación de este esquema se busca aprovechar al máximo posible el uso de los recursos ERNC instalados (y por instalar), reduciendo con ello el costo de operación del sistema. Este esquema está pensado para la operación en el corto plazo, desde su fecha de puesta en servicio, estimada para enero de 215, hasta la puesta en servicio del sistema de 5 kv Polpaico Cardones (enero de 218), fecha en la cual se produce ampliación de la capacidad de transmisión en los tramos involucrados, tanto por la presencia misma de las Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

30 nuevas instalaciones, como por la redistribución de flujos post-contingencia. Las principales características que tendrá el esquema a implementar se resumen en el ANEXO 2. Dado lo anterior, la presente revisión considerará el esquema mencionado, lo cual se justifica toda vez que se requiere consistencia con la condición de operación más probable esperada para los primeros años del horizonte de estudio para los cuales, no se consideran ampliaciones candidatas a evaluar debido a que cualquier proyecto de expansión implicaría plazos mayores de implementación Criterios para los análisis de estabilidad Estándares de operación en estado pre contingencia. Para las simulaciones estáticas se considera que el estado pre contingencia corresponde al estado de operación normal establecido en la Norma Técnica. De acuerdo a lo anterior, los márgenes permitidos de tensión en barras y de reserva de potencia reactiva en las unidades generadoras corresponden a lo descrito a continuación: - Rangos de tensión respecto a las tensiones nominales (artículo 5-24): a).97 y 1.3 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 5 kv. b).95 y 1.5 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 2 kv e inferior a 5 kv. c).93 y 1.7 por unidad, para instalaciones con tensión nominal inferior a 2 kv. - Reserva de potencia reactiva en máquinas generadoras (artículo 6-41, letra b): En estado de operación normal, deberán mantenerse las tensiones dentro de los límites establecidos en el capítulo 5 de la Norma Técnica, con las unidades generadoras sincrónicas operando dentro de su diagrama PQ, los parques eólicos y fotovoltaicos operando dentro de los rangos de potencia reactiva que puedan aportar en su Punto de Conexión. - Factor de potencia en consumos (artículos 5-22, 5-23): Las instalaciones de Clientes Libres y de Empresas de Distribución deberán tener un factor de potencia en cualquier condición de carga, según nivel de tensión como se indica a continuación: a).93 inductivo y.96 capacitivo en los Puntos de Control con tensión nominal inferior a 3 kv. b).96 inductivo y.98 capacitivo en los Puntos de Control con tensiones nominales iguales o superiores a 3 kv e inferiores a 1 kv. c).98 inductivo y.995 capacitivo en los Puntos de Control con tensiones nominales iguales o superiores a 1 kv e inferiores a 2 kv. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

31 d).98 inductivo y 1 en los Puntos de Control con tensiones nominales iguales o superiores a 2 kv Estándares de operación en estado post contingencia. Para las simulaciones estáticas, el estado post contingencia se analiza de acuerdo a lo establecido para la operación en estado de alerta según lo descrito en la Norma Técnica. - Márgenes de tensión (artículo 5-28): a).95 y 1.5 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 5 kv. b).93 y 1.7 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 2 kv e inferior a 5 kv. c).9 y 1.1 por unidad, para instalaciones con tensión nominal inferior a 2 kv. - Reserva de potencia reactiva en máquinas generadoras (artículo 6-41, letra c): Ante condiciones de contingencia simple deberán mantenerse las tensiones dentro de los límites establecidos en la Norma Técnica, con las unidades generadoras operando dentro del 1% de la capacidad definida en su diagrama PQ, y en el caso de parques eólicos y fotovoltaicos hasta un factor de potencia.95 inductivo o capacitivo en su Punto de Conexión. - Factor de potencia en consumos De acuerdo a lo establecido en los artículos 5-22 y Estándares para generadores eólicos y fotovoltaicos. Para las simulaciones estáticas se consideró que los parques eólicos y solares fotovoltaicos se comportan de acuerdo a lo establecido en el artículo 3-8 de la Norma Técnica: El diseño de las instalaciones de generación deberá asegurar, para tensiones en el rango de estado normal, que estos generadores pueden operar en forma permanente entregando o absorbiendo reactivos, en el punto de conexión al sistema de transmisión, siempre y cuando esté disponible su recurso primario, para tensiones en el rango de Estado Normal, en las zonas definidas a continuación: I. Parque eólicos Zona de operación entregando reactivos: - Potencia activa correspondiente al 2% de la potencia nominal del parque y potencia reactiva nula. - Potencia activa nominal del parque con potencia reactiva nula. - Potencia activa nominal del parque con una potencia reactiva correspondiente a un factor de potencia.95. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

32 - Potencia activa igual al 2% de la potencia activa nominal del parque y potencia reactiva correspondiente al punto precedente. Zona de operación absorbiendo reactivos: - Potencia activa correspondiente al 2% de la potencia nominal del parque y potencia reactiva nula. - Potencia activa nominal del parque con potencia reactiva nula. - Potencia activa nominal del parque con una potencia reactiva correspondiente a un factor de potencia Potencia activa igual al 5% de la potencia activa nominal del parque y potencia reactiva correspondiente al punto precedente. - Potencia activa igual al 2% de la potencia activa nominal del parque y potencia reactiva correspondiente al 12% de la potencia nominal del parque. II. Parques fotovoltaicos Zona de operación entregando y absorbiendo reactivos: - Potencia activa y potencia reactiva nula. - Potencia activa nominal del parque con potencia reactiva nula. - Potencia activa nominal del parque con una potencia reactiva correspondiente a un factor de potencia Potencia activa nula y potencia reactiva correspondiente a la viñeta precedente. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

33 8 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE SUFICIENCIA En esta etapa del estudio descrito en el presente informe, se proyecta la utilización esperada del sistema de transmisión troncal, además de otros tramos de relevancia para los análisis. Para esto se considera el criterio N-1 como límite de transferencia para todos los tramos actuales del sistema, aumentando el límite de transferencia admisible en aquellos en que se observa congestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión acorde a la ejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos, o bien por medio de la adición de circuitos o transformadores en paralelo a los existentes. Los resultados por zona del sistema de transmisión troncal se presentan en los gráficos de probabilidad de excedencia mostrados en los puntos siguientes. Estos gráficos se construyen de acuerdo al siguiente procedimiento. Para cada mes se despliegan cuatro niveles de transmisión, correspondientes a transferencias con probabilidad de excedencia de %, 2%, 8% y 1%. Estos valores se determinan a partir del universo de transmisiones equiprobables resultantes para cada mes, considerando los 51 despachos resultantes por etapa y sus bloques de demanda modelados. De esta manera, las curvas no representan trayectorias de transmisiones a lo largo del tiempo para una determinada secuencia de operación, sino transmisiones de igual probabilidad de excedencia que pueden ocurrir en diversas condiciones hidrológicas a lo largo del horizonte de planificación. 8.1 Limitaciones en la capacidad de transmisión En el análisis de flujos esperados, respecto de las limitaciones de transmisión utilizadas, se considera lo siguiente: Para el sistema de transmisión troncal se utilizan límites de transmisión que consideran la aplicación del criterio N-1 por capacidad térmica de los circuitos u otras eventuales limitaciones. En los sistemas de subtransmisión y adicionales se suponen las ampliaciones que fueran necesarias de tal forma de no restringir los flujos esperados en el sistema troncal. Respecto de los gráficos, el sentido de los flujos es positivo cuando coincide con la definición del nombre del tramo indicado en ellos. Para aquellos tramos en los que se ha modelado una obra de expansión, en la gráfica se muestra con línea roja el nuevo límite de transmisión y en línea punteada el límite en caso de no ejecutar el proyecto, a menos que se indique lo contrario. Las limitaciones estimadas en el presente estudio no necesariamente coinciden con las utilizadas en la operación real, lo cual se debe a que la normativa vigente contempla distintas exigencias para la planificación, respecto de la operación. Los límites de transmisión utilizados en este informe corresponden a los resultados obtenidos en los análisis eléctricos realizados, disponibles en el ANEXO 1. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

34 Cuadro 24: Resumen limitaciones de transmisión. Tramo Año Mes Límite Origen de la Criterio MVA limitación 2 Seguridad Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión Desde el Norte a Cardones LT-C N L. 1x22 kv, 1x197 MVA 217 Nov 29 LT-C N-1/Ajus + Nueva L. 2x22 kv, 2x29 MVA Dos circuitos secc. en S/E C. Pinto 217 Nov 35 LT-C N-1/Ajus + Seccionamiento completo en C. Pinto Tres circuitos secc. en S/E C. Pinto Cardones 5/22 kv 218 Ene 43 LT N-1/Ajus Transformador 1x75 MVA Lim. Calculado en ANEXO 1. Maitencillo Cardones 22 kv LT N-1/Ajus L. 2x22 kv, 2x29 MVA + L. 1x22 kv, 1x197 MVA Lim. Vigente 217 Ene 52 LT N-1/Ajus + Repot. L. 1x22 kv, 1x197 a 1x26 MVA 218 Ene 66 LT N-1/Ajus + Nueva L. 2x5 kv, 2x15 MVA Mait. - Cardones Considera redistribución por 5 kv Lim. Calculado en ANEXO 1 Maitencillo 5/22 kv 218 Ene 43 LT N-1/Ajus Transformador 1x75 MVA. Maitencillo P. Colorada 22 kv LT-C N-1 /Est L. 2x22 kv, 2x197 MVA 215 Ene 394 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte sur 218 Ene 275 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. 2x5 kv, 2x15 MVA Mait. - P. de Azúcar Considera redistribución por 5 kv, inyección completa de eólicas de la zona P. Colorada P. de Azúcar 22 kv LT-C N-1/Est L. 2x22 kv, 2x197 MVA 215 Ene 394 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte sur 218 Ene 275 LT-C N-1/Ajus + Nueva L. 2x5 kv, 2x15 MVA Mait. - P. de Azúcar Considera redistribución por 5 kv P. Azúcar Las Palmas 22 kv LT-C N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x224 MVA 215 Ene 4 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte sur 218 Ene 28 LT-C N-1 / Ajus +Nueva L. 2x5 kv, 2x15 MVA Polpaico - P. de Azúcar Considera redistribución por 5 kv, inyección completa de eólicas de la zona Lim. Calculado en ANEXO 1 Pan de Azúcar 5/22 kv 218 Ene 43 LT N-1/Ajus Transformador 1x75 MVA. Las Palmas Los Vilos 22 kv LT-C N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x224 MVA 215 Ene 4 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte sur 218 Ene 28 LT-C N-1 / Ajus +Nueva L. 2x5 kv, 2x15 MVA Polpaico - P. de Azúcar Considera redistribución por 5 kv, inyección completa de eólicas de la zona Los Vilos Nogales 22 kv LT-C N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x224 MVA 215 Ene 4 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte sur 218 Ene 28 LT-C N-1 / Ajus +Nueva L. 2x5 kv, 2x15 MVA Polpaico - P. de Azúcar Considera redistribución por 5 kv, inyección completa de eólicas de la zona Lím. Calculado en ANEXO 1 Nogales Quillota 22 kv LT-C N-1/Est L. 2x22 kv, 2x224 MVA 2 LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post contingencia). Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

35 Tramo Año Mes Límite Origen de la Criterio MVA limitación 2 Seguridad Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión Polpaico Nogales 22 kv LT-C N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x15 MVA Polpaico Quillota 22 kv LT-ES N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x144 MVA Límite por desconectador en S/E Quillota. Límite actual 216 Jul 1422 LT-C N-1 / Est + cambio de desconectador en S/E Quillota y TT/CC en ambas SS.EE. Obra en construcción Cerro Navia Polpaico 22 kv LT-C N-1 / Ajus L. 2x22 kv, 2x31 MVA Redist. post contingencia. Lím. vigente (s/edac) Lo Aguirre Cerro Navia 218 Oct 15 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x22 kv, 2x15 MVA Lo Aguirre 5/22 kv 215 Oct 75 LT N-1/Ajus Transformador 1x75 MVA Melipilla C. Navia 22 kv LT-C N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x197 MVA Melipilla Lo Aguirre 22 kv 215 Sep 197 LT-C N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x197 MVA Seccionamiento en S/E Lo Aguirre 218 Jun 394 LT-C N-1 / Est + Nueva L. 1(2)x22 kv, 1(2)x29 MVA Tendido primer circuito Rapel Melipilla 22 kv LT-C N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x197 MVA 218 Jun 394 LT-C N-1 / Est + Nueva L. 1x22 kv, 1x29 MVA Chena Cerro Navia 22 kv LT-C N-1 / Ajus L. 2x22 kv, 2x4 MVA Redist. post contingencia. Alto Jahuel Chena 22 kv LT-C N-1 / Est L. 4x22 kv, 2x4 MVA + 2x35 MVA Alto Jahuel al norte 5 kv LT-C N-1 / Est + Seccionamiento L. Ancoa Polpaico 1x5 kv Cable Colbún E/S, redistribución post contingencia 221 May 192 LT-C N-1 / Ajus + S/E Lo Aguirre (secciona L. 1x5 kv A. Jahuel Polpaico) Cable Colbún E/S, redistribución post contingencia Polpaico 5/22 kv LT N-1/Ajus Transformadores 2x75 MVA Lím. Calculado en ANEXO 1 Alto Jahuel 5/22 kv LT N-1/Ajus Transformadores 2x75 MVA Lím. Calculado en ANEXO Jul 225 LT N-1/Ajus Transformadores 3x75 MVA Seccionamiento completo Ancoa Charrúa 2x5 kv Lím. Calculado en ANEXO 1 Ancoa - Alto Jahuel 5 kv LT-C N-1 / Ajus L. 1x5 kv, 1x1544 MVA + L. 1x5 kv, 1x18 MVA Lím. Conductor circuito 1 Ancoa A. Jahuel 5 kv. 215 Oct LT-ES N-1 / Ajus + Nueva L. Ancoa A. Jahuel 1(2)x5 kv, 1(2)x18MVA Limitación por tramo Charrúa Ancoa 5 kv 216 Feb 277 LT-ES N-1 / Ajus + 2do circuito Nueva L. Ancoa A. Jahuel 2x5 kv Limitación por tramo Charrúa Ancoa 5 kv 218 May 32 LT N-1 / Ajus + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x5 kv, 1x1766 MVA + Nueva Charrúa 5/22 kv 1x75 MVA Ancoa 5/22 kv LT N Transformador 1x75 MVA 216 Sep 115 LT N-1 / Ajus + Transformador 1x75 MVA Charrúa Ancoa 5 kv LT - ES N-1 / Ajus L. 2x5 kv, 2x1766 MVA Sobrecarga admisible en CC.SS. (más de 3 min) 218 Feb 21 LT - ES N-1 / Est + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x5 kv, 1x1766 MVA Limitación por tramo Charrúa 5/22 kv 218 May 286 LT - ES N-1 / Est + Nueva Charrúa 5/22 kv 1x75 MVA Limitación por tramo Charrúa 5/22 kv Charrúa 5/22 kv LT N-1 / Est Transformadores 3x75 MVA 218 Feb 215 LT N-1 / Ajus + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x5 kv, 1x1766 MVA Sobrecarga admisible (más de 3 min.) 218 May 2915 LT N-1 / Ajus + Nueva Charrúa 5/22 kv 1x75 MVA Sobrecarga admisible (más de 3 min.) Ancoa Colbún 22 kv 214 Abr 6 LT-C N-1 / Ajus L. 1x22 kv, 1x6MVA Lím. Calculado en ANEXO 1 3 Límite establecido por restricciones en tramos al sur de Ancoa. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

36 Tramo Año Mes Límite MVA Origen de la limitación 2 Criterio Seguridad Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión Colbún Candelaria 22 kv LT-C N-1 / Ajus + Interconexión Ancoa Colbún Candelaria Maipo 22 kv LT-C N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x6 MVA Maipo Alto Jahuel 22 kv LT-C N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x6 MVA Ancoa Itahue 22 kv LT-C N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x4 MVA Charrúa Lagunillas 22 kv LT-C N-1 / Ajus L. 1x22 kv, 1x366 MVA Redist. post contingencia. Charrúa Hualpén 22 kv LT-C N-1 / Ajus L. 1x22 kv, 1x227 MVA Redist. post contingencia. Charrúa - Mulchén 22 kv LT-ES N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x581 MVA Lím. TTCC S/E Charrúa Mulchén Cautín 22 kv LT-ES N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x581 MVA Lím. TTCC S/E Cautín Charrúa - Temuco LT-C N-1 / Est L. 1x22 kv, 1x264 MVA Temuco - Cautín LT-C N-1 / Est L. 2x22 kv, 2x193 MVA Cautín al Sur LT-C N-1 / Ajus L.2x22 kv, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos Cautín Ciruelos 22 kv LT-C N-1 / Est L.2x22 kv, 1x193 MVA y 1x145 MVA Seccionamiento completo en Ciruelos Ciruelos al Sur 22 kv LT-C N-1 / Ajus L.2x22 kv, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos 217 Ene 145 LT-C N-1 / Est + Seccionamiento completo S/E Ciruelos 218 May 325 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv, 2x29 MVA Suma de los tres circuitos Valdivia al Sur LT-C N-1 / Ajus L.2x22 kv, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos 216 Dic 145 LT-C N-1 / Est + seccionamiento completo en S/E Rahue Pichirropulli al Sur 218 May 145 LT-C N-1 / Ajus L. 2x22 kv, 1x193 y 1x145MVA Suma de ambos circuitos 221 Feb 435 LT-C N-1 / Ajus Nueva L. P.Montt Pichirropulli 2x22(5)kV, 2x29 (15) MVA Suma de los 4 circuitos Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

37 9 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS A partir de la información recibida por este CDEC sobre los desarrollos futuros en materia de generación y consumo, se han evidenciado proyectos que pueden alcanzar la condición de desarrollo efectivo en el corto plazo. Producto de la envergadura de algunos de estos proyectos, y sus potenciales impactos sobre las obras de expansión, la Dirección de Peajes ha considerado adecuada la elaboración de escenarios alternativos. 9.1 Escenario Base (Escenario ) Plan de obras de generación Escenario Base El plan de obras de generación para el caso base considera el plan de expansión de Generación definido en el ITPND de Abril 214 (Cuadro 9 y Cuadro 1) ajustado de acuerdo a la mejor información disponible por la DP y las obras informadas en construcción a la DP con motivo del Art 37 bis del DS 291/27 (Cuadro 11) y las obras de generación incorporadas para el periodo de relleno Demanda proyectada para Escenario Base De acuerdo a la información recibida se han incluido los siguientes proyectos: Cuadro 25: Proyectos de Consumo (MW) Proyecto Punto de Conexión Consumo Estimado Fecha Inicial Fecha Final MW abr-14 ago-14 1 Caserones Maitencillo 22 kv sep-14 nov dic-15 dic-15 7 ene-16 mar ene-16 dic-16 1 Pascua Lama Punta Colorada 22 kv ene-17 dic ene-18 dic ene-19 mar Cerro Negro Norte Cardones 22 kv abr-14 mar La potencia indicada en el cuadro anterior corresponde a la potencia media informada por las empresas. Cabe señalar en todo caso, que al corresponder a consumos industriales mineros, este nivel de potencia es muy similar a la máxima Características escenario base En la Figura 9 se presenta en carácter referencial el perfil de costos marginales promedio de algunas barras relevantes del sistema troncal, resultantes para la modelación del escenario base, analizado para todo el horizonte de estudio. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

38 16 Evolución de Costos Marginales 14 Costo Marginal [US$/MWh] DAlmagro22 Quillota22 AJahuel22 Charrua22 Cautin22 PMontt Figura 8: Evolución de costos marginales en Escenario Base La Figura 9, muestra la distribución del total de potencia media anual generada por zona y por tipo de central para el escenario base. Figura 9: Potencia media anual generada Escenario Base 9.2 Escenario zona sur (Escenario Nº1) Considerando los potenciales proyectos de gran envergadura en la zona sur del SIC, se ha definido el Escenario N 1. En este escenario se incorporan al plan de obras centrales hidroeléctricas conectadas en la zona sur, para lo cual se retrasa la puesta en servicio del módulo hidroeléctrico 5. Bajo los supuestos del Escenario Nº1 se hace necesario considerar la realización de un análisis Min-Max Regret que permita definir el plan de expansión óptimo para la zona Plan de obras de generación Escenario Nº1 Se adicionan al plan de generación base las centrales Blanco y Cuervo de acuerdo a la información recibida por la empresa propietaria de las futuras centrales. En el Cuadro 26 se detallan las modificaciones realizadas al plan de obras de generación base con motivo de la elaboración del Escenario N 1: Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

39 Cuadro 26: Plan de obras de Generación Escenario N 1 Escenario N 1 Proyecto Potencia [MW] Puesta en Servicio Barra de Conexión Cuervo 64 ene-23 P. Montt 5 kv Blanco 375 ago-23 P. Montt 5 kv Carbón IV Región 37 Después de marzo de 229 Maitencillo 22 kv Módulo 5 36 Después de marzo de 229 Lo Aguirre 5 kv Demanda proyectada para Escenario N 1 La demanda proyectada para el escenario alternativo N 1 no se modificó respecto del escenario base. 9.3 Escenario zona norte ERNC (Escenario nº2) Considerando los potenciales proyectos de gran envergadura en la zona norte del SIC, se ha definido el Escenario N 2. En este escenario se incorporan al plan de obras las centrales ERNC del Cuadro 27 y se retrasa la puesta en servicio de las centrales de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 28, adicionalmente se incorporan al modelo los proyectos mineros del Cuadro 29. Bajo los supuestos del Escenario Nº2 se hace necesario considerar la realización de un análisis Min-Max Regret que permita definir el plan de expansión óptimo para la zona Plan de obras de generación Escenario Nº2 Las modificaciones realizadas al plan de obras de generación base se detallan a continuación: Cuadro 27: Centrales incorporadas en Escenario N 2 Proyecto Fecha Inicio Barra Potencia (MW) Fuente CANTO_AGUA ene-15 Maitencil11 21 Solar DENERSOL_3 ene-15 Maitencil11 3 Solar FV_CARRERA_PINTO_I jul-15 CPinto Solar EL_ROMERO oct-15 Maitencil Solar DIVISADERO oct-15 Maitencil Solar DESIERTO_ATACAMA dic-15 Maitencil22 12 Solar FV_ABASOL dic-15 Maitencil Solar PUNTA_SIERRA dic-15 MRedondo Eólica CHANARAL_ACEITUNO ene-16 PColorada Eólica SARCO jun-16 Maitencil Eólica FV_PUNTA_VIENTO jul-16 PColorada Solar EOL_CABO_LEONES_II dic-16 Maitencil22 24 Eólica FV_CARRERA_PINTO_II dic-17 CPinto Solar TOTAL 1444 Cuadro 28: Centrales modificadas en Escenario N 2 Proyecto Fecha Inicio Esc. Base Fecha Inicio Esc N 2 Taltal CC GNL ene-17 ene-21 Carbón Maitencillo 2 jul-21 jul-25 Cabe señalar que con las modificaciones anteriores se continúa cumpliendo con el porcentaje de obligación ERNC de la ley Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

40 12 Generación ERNC promedio mensual incorporada en Escenario N 2 1 CANTO_AGUA [MW] DENERSOL_3 FV_CARRERA_PINTO_II EL_ROMERO DIVISADERO DESIERTO_ATACAMA SARCO CHANARAL_ACEITUNO EOL_CABO_LEONES_II PUNTA_SIERRA 2 abr-14 jul-14 oct-14 ene-15 abr-15 jul-15 oct-15 ene-16 abr-16 jul-16 oct-16 ene-17 abr-17 jul-17 oct-17 ene-18 abr-18 jul-18 oct-18 ene-19 abr-19 jul-19 oct-19 ene-2 abr-2 jul-2 oct-2 ene-21 abr-21 jul-21 oct-21 ene-22 abr-22 jul-22 oct-22 ene-23 abr-23 jul-23 oct-23 ene-24 abr-24 jul-24 oct-24 ene-25 abr-25 jul-25 oct-25 ene-26 abr-26 jul-26 oct-26 ene-27 abr-27 jul-27 oct-27 ene-28 abr-28 jul-28 oct-28 ene-29 abr-29 Figura 1: Generación mensual promedio incorporada en Escenario N Demanda proyectada para Escenario N 2 Los proyectos de consumos incorporados en el Escenario N 2 se detallan en el Cuadro 29. Cuadro 29: Proyectos de Consumo incorporados en Escenario N 2 Proyecto Fecha Inicio Fecha término Barra Dda. Media (MW) oct-16 dic Santo Domingo Diego de Almagro 22 kv ene-17-1 Inca de Oro Carrera Pinto 22 kv ene-18-5 ene-16 dic-17 2 Dominga Punta Colorada 22 kv ene Figura 11: Potencia media anual de consumos adicionados en Escenario N 2 Potencia [MW] Demanda total anual adcionada en Escenario N Año Características escenario N 2 En la Figura 9 se presenta en carácter referencial el perfil de costos marginales promedio de algunas barras relevantes del sistema troncal resultantes para la modelación del escenario N 2 para todo el horizonte de estudio. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

41 16 Evolución de Costos Marginales 14 Costo Marginal [US$/MWh] DAlmagro22 Quillota22 AJahuel22 Charrua22 PMontt Figura 12: Evolución de costos marginales en Escenario Base Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

42 1 DIAGNOSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL A continuación se presenta la utilización esperada de los tramos del sistema de transmisión troncal, incluyendo para cada uno de ellos un diagrama simplificado de las instalaciones existentes, en construcción y las obras propuestas, detallando además los límites con criterio N-1 modelados. Para efectos de determinar las transferencias esperadas se consideran las expansiones necesarias aumentando el límite admisible en aquellos tramos en que se observa congestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión, acorde a la ejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos estimados. En aquellos tramos en que se observan saturaciones se obtiene un indicador de sobrecarga anual para el tramo, el cual representa el porcentaje de horas en que el flujo superaría el límite admisible sin considerar la materialización de las obras propuestas, sobre el universo del total de horas simuladas para el año en cuestión (probabilidad de exceder la transferencia máxima admisible). 1.1 Zona norte El análisis de la zona norte muestra el estudio de los flujos esperados para los tramos comprendidos entre las subestaciones Diego de Almagro y Polpaico. En la zona se espera contar con capacidad adicional proveniente del sistema de 5 kv decretado entre las SS.EE. Polpaico y Cardones, de la línea Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x22 kv, 2x29 MVA y de la Modificación Línea Maitencillo Cardones 1x22 kv, 1x197 MVA a 1x26 MVA. cardone5 Existente En Licitación o Construcción Proyecto Esc. Base Proyecto Esc. 2 d.almag22 c.pinto22 S.Andres22 2x15 MVA 1x75 MVA cardone22 maitenc5 1x75 MVA maitenc22 p.azuca5 p.colorada22 DGoyo22 p.azuca22.palmas5 2x15 MVA 1x75 MVA Talinay22 L.Cebada22 M.Redondo22 L.Palm22 l.vilos22 nogales22 quillot22 polpaic22 Ilustración 1.Diagrama simplificado zona norte Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

43 1.1.1 Tramo Cardones Diego de Almagro Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras decretadas: Obras a analizar: (1) Línea Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 1x22 kv, 1x197 MVA 25ºC. (2) Nueva Línea 2x22 kv, 1x29 MVA 25ºC (nov-17) (3) Tendido segundo circuito 1x29 MVA 25ºC, seccionado en S.E. Carrera Pinto (nov-17) (4) Seccionamiento del circuito 1 de la Nueva línea Cardones Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto ( abr-18). (5) Cambio de conductor por uno de alta capacidad Línea Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 1x22 kv 1x197 MVA (abr-18). Ilustración 2.Diagrama de obras modeladas tramo Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro Escenario Base Escenario N [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 [MW] Desde el sur a Diego de almagro 22 kv (Carrera Pinto - Diego de almagro desde Abr-18) 8 6 Desde el sur a Diego de almagro 22 kv (Carrera Pinto - Diego de almagro desde Abr-18) mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28-8 Mes Mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 13: Flujos desde el sur a Diego de Almagro 22 kv para distintas probabilidades de excedencia La Figura 13 muestra que los mayores niveles de transferencias se originan en el sentido norte sur, debido principalmente a la alta penetración de ERNC en la zona de Diego de Almagro 4. Se observa que los flujos se verían restringidos en caso de no considerar un proyecto para el tramo, por consiguiente la inyección en Diego de Almagro se vería limitada 4 La limitación considerada para el tramo Paposo Diego de Almagro 22 kv es de 57 MVA debido a la suposición de implementación de automatismos consiste con lo indicado en la carta DO N 13/214. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

44 por la capacidad de transferencia máxima admisible de los tramos al sur de esta subestación, particularmente entre Carrera Pinto y Cardones, debido a la incorporación de generación adicional en Carrera Pinto y en San Andrés. La simulación presentada en la Figura 13 considera la liberación de las restricciones mencionadas hacia el sur, puesto que se ha modelado el cambio de conductor del tramo Cardones San Andrés - Carrera Pinto, obteniendo de este modo flujos máximos admisibles que llegarían a Cardones acorde a los niveles de transferencia esperados. Escenario Base Escenario N 2 8 Desde Cardones 22 kv al norte 8 Desde Cardones 22 kv al norte [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 Flujo [MW] Flujo [MW] % 3% 5% 8% 11% 13% 15% 18% 21% 24% 27% 29% 32% 35% 37% 4% 4% 45% 48% 5% 53% 56% 59% 61% 64% 66% 69% 72% 75% 77% 8% 82% 85% 88% 9% 93% 96% 98% [MW] % 3% 5% 8% 1% 13% 16% 19% 21% 24% 27% 29% 32% 34% 36% 36% 43% 45% 48% 51% 53% 56% 59% 61% 64% 67% 69% 72% 75% 77% 8% 82% 85% 88% 9% 93% 96% 98% mes mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 14: Flujos desde el norte a Cardones 22 kv para distintas probabilidades de excedencia En la Figura 14 se presentan las transferencias esperadas por el tramo Diego de Almagro C. Pinto San Andrés Cardones 22 kv. Esto corresponde a la totalidad de los flujos que llegan desde el norte hacia la S.E. Cardones. En la figura se aprecia que los límites de transferencia serían alcanzados a lo largo de todo el horizonte de estudio en el sentido Norte-Sur, lo que está relacionado a las inyecciones de potencia de las centrales eólicas y solares ubicadas al norte de Cardones. Las gráficas siguientes muestran las transferencias esperadas para el año 218 y año 219 en el Escenario Base para las 53 series modeladas, indicado además la probabilidad de excedencia de flujo en caso de no considerar ningún proyecto (29 MVA) para el tramo y con ello la energía de flujos interrumpidos promedio que se experimentaría para el año en cuestión. Desde el norte a Cardones 22 kv año 218 Desde el norte a Cardones 22 kv año %Pexc F 197=% %Pexc F 197=% 2 EFIP+ [GWh] = 2 EFIP+ [GWh] = %Pexc F -29=37.8% EFIP- [GWh] =567-4 %Pexc F -29=37.3% EFIP- [GWh] = Probabilidad de excedencia -8 Probabilidad de excedencia F [MW] FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P lim- C/P F [MW] FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P lim- C/P Figura 15: Curvas de duración de transmisión desde el norte a Cardones 22 kv años 218 y 219 Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

45 Probabilidad de Excedencia de flujo máximo admisible Año Escenario Base % 37% 37% 36% 36% 36% 35% 35% 33% 33% 33% 36% 36% Cuadro 3: Probabilidad de excedencia de flujo máximo Desde el norte a Cardones 22 kv Para el tramo en cuestión, no se han presentado proyectos adicionales a los ya decretados (2) y (3), de todos modos la DP ha estimado pertinente el análisis de soluciones que permitan liberar las restricciones de transmisión. Entre las obras posibles se estudió el seccionamiento completo en Carrera Pinto 22 kv, que permitiría elevar el límite de transferencia desde 29 MVA a 35 MVA y cuya evaluación económica se presenta en el acápite Con el proyecto mencionado no se logra alcanzar un límite acorde a los niveles de transferencias esperados, por lo que se analizó adicionalmente el repotenciamiento del circuito existe de 1x197 MVA Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro, que limita el tramo impidiendo que se puedan utilizar plenamente los circuitos paralelos de 29 MVA aún luego de realizar el seccionamiento completo en S.E. Carrera Pinto. Una de las alternativas de repotenciamiento estudiadas consiste en el aumento de la capacidad máxima de operación normal del conductor existente mediante la elevación de la distancia al suelo por medio de la inversión de crucetas, que permitiría llevarlo desde 197 MVA a 26 MVA y con ello modificar la restricción para el tramo desde 35 MVA a 48 MVA. El límite en este caso aún resultaría insuficiente para los niveles de transferencia esperados, por lo que se considera y evalúa la alternativa de cambio del conductor por uno de alta capacidad 5 de 4 MVA, consiguiendo así una limitación de 58 MVA para el tramo 6. El proyecto a evaluar económicamente considera que los trabajos de cambio de conductor requerirían 5 meses de desenergización, por lo que las desconexiones serían factibles de realizar sólo después de la puesta en servicio de la nueva línea 2x22 kv Cardones Diego de Almagro 2x29 MVA estimada para nov-17. El Cuadro 31 muestra los límites calculados para la suma de flujos que llegan desde el norte a S.E. Cardones en los casos con y sin proyecto. Fecha Límite Modelado MVA Sin Proyecto Con Proyecto Proyecto Considerado Descripción Nov Nva línea Cardones Diego de Almagro 2x29 Obra en construcción Abr Seccionamiento circuito N 1 Carrera Pinto Diego de Almagro Obra en evaluación Abr Cambio Conductor de 1x197 MVA a 1x4 MVA. Sin seccionamiento Obra en evaluación Cambio Conductor de 1x197 MVA a 1x4 MVA. Con seccionamiento Obra en evaluación Cuadro 31: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo desde el Norte a Cardones 5 El detalle de los proyectos analizados se encuentran en el ANEXO 5. 6 Se verificó que para los niveles de flujos de 58 MW no se presentaran problemas de estabilidad de tensión en el sistema. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

46 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 [MW] [MW] Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SIC 29 de octubre de Tramo Maitencillo - Cardones Instalaciones existentes: (1) Línea 1x22 kv, 1x197 MVA 25ºC (2) Línea 2x22 kv, 2x29 MVA 25ºC (3) CER en S.E. Cardones Obras en construcción: (4) Nueva línea 2x5 kv, 2x15 MVA (ene-18) (5) Transformador 5/22 kv, 1x75 MVA, S.E. Cardones Obras decretadas: (6) Modificación línea 1x22 kv, 1x197 MVA 25ºC a 1x26 MVA (dic-16) Abr-14 - Dic-16 cardone22 Ene-17 - Dic-17 cardone22 cardone5 Ene-18 - Mar-29 2x29 MVA 2x29 MVA 1x197 MVA 1x26 MVA 2x15 MVA maitenc22 maitenc22 1x75 MVA cardone22 Existente En Licitación o Construcción Proyecto 1x75 MVA 1x26 MVA maitenc22 maitenc5 Ilustración 3.Diagrama para el tramo Maitencillo Cardones 8 6 Escenario Base Escenario N 2 Maitencillo - Cardones 22 kv 8 6 Maitencillo - Cardones 22 kv Mes-Año % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Mes-Año % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 16: Flujos Maitencillo Cardones 22 kv para distintas probabilidades de excedencia En la Figura 16 se aprecia que el tramo no presenta congestiones a partir de la puesta en servicio de las obras en construcción y decretadas a la fecha. Lo anterior se debe, en parte, a la presencia de una importante cantidad de centrales ERNC en la zona de Diego de Almagro, lo que contribuye a disminuir los niveles de transferencia esperados desde Maitencillo al norte. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

47 2 15 Escenario Base Escenario N abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 abr-14 ago-14 dic-14 abr-15 ago-15 dic-15 abr-16 ago-16 dic-16 abr-17 ago-17 dic-17 abr-18 ago-18 dic-18 abr-19 ago-19 dic-19 abr-2 ago-2 dic-2 abr-21 ago-21 dic-21 abr-22 ago-22 dic-22 abr-23 ago-23 dic-23 abr-24 ago-24 dic-24 abr-25 ago-25 dic-25 abr-26 ago-26 dic-26 abr-27 ago-27 dic-27 abr-28 ago-28 dic-28 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 Maitencillo - Cardones 5 kv 2 15 Maitencillo - Cardones 5 kv % 2% 8% 99% mínimo máximo c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 17: Flujos Maitencillo Cardones 5 kv para distintas probabilidades de excedencia. 8 6 Escenario Base Escenario N 2 Cardones 5/22 kv 8 6 Cardones 5/22 kv abr-14 ago-14 dic-14 abr-15 ago-15 dic-15 abr-16 ago-16 dic-16 abr-17 ago-17 dic-17 abr-18 ago-18 dic-18 abr-19 ago-19 dic-19 abr-2 ago-2 dic-2 abr-21 ago-21 dic-21 abr-22 ago-22 dic-22 abr-23 ago-23 dic-23 abr-24 ago-24 dic-24 abr-25 ago-25 dic-25 abr-26 ago-26 dic-26 abr-27 ago-27 dic-27 abr-28 ago-28 dic-28 % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 18: Flujos Cardones 5/22 kv para distintas probabilidades de excedencia 2 15 Escenario Base Escenario N 2 Maitencillo 5/22 kv 2 15 Maitencillo 5/22 kv abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28-2 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 19: Flujos Maitencillo 5/22 kv para distintas probabilidades de excedencia A partir de la Figura 17 se observa que con la interconexión SIC-SING, en enero de 221, aumentan los niveles de transferencia en el sistema de 5 kv para el tramo Maitencillo Cardones 5 kv, presentando flujos mayoritariamente en el sentido SIC-SING, alcanzando en algunos casos niveles cercanos a la transferencia máxima admisible por el tramo (15 MVA). Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

48 De la Figura 18 se observa que el tramo de transformación 5/22 kv de la S.E. Nueva Cardones presenta holgura de capacidad a lo largo de todo el horizonte de estudio, de modo que no se estima necesario evaluar alguna obra de expansión. De la Figura 19 se observa que en el tramo de transformación 5/22 kv de S.E. Nueva Maitencillo, la capacidad máxima con criterio N-1 se vería superada a partir del año 221 en el Escenario Base (línea negra punteada en el gráfico), producto del aumento de transferencias desde 22 a 5 kv originadas por la interconexión SIC SING y la incorporación de la central Carbón Maitencillo 2. Para lo cual se ha supuesto la incorporación de un nuevo transformador que libera los flujos, cuya evaluación económica puede ser postergada para futuras revisiones del ETT debido a los plazos constructivos para obras de esta naturaleza. Hacia comienzos del año 224 se aprecia un nuevo aumento importante en los flujos debido a la incorporación de generación de bajo costo en Maitencillo 22 kv correspondiente a la central Carbón Maitencillo (37 MW), utilizada como extensión del plan de obras de generación de la CNE, para los años 224 a 229. Para el Escenario N 2 se observa que la unidad de transformación presentaría elevados niveles de saturación desde su puesta en servicio en enero de 218, producto de la incorporación de inyecciones ERNC en Maitencillo 22 kv. Por lo anterior la simulación presentada considera la una segunda unidad de transformación en enero de 219, fecha consistente con el supuesto de materialización a partir de la presente recomendación Tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada Maitencillo Instalaciones existentes: (1) Línea 2x22 kv, 2x197 MVA a 25 C Obras licitadas: (2) Nueva línea 2x5 kv, 2x15 MVA Pan de Azúcar Maitencillo (ene-18) (3)Transformador 5/22 kv, 1x75 MVA, S.E. Pan de Azúcar (ene-18) Abr-13 - Dic-17 Ene-18 - Mar-28 maitenc5 maitenc22 2x197 MVA p.colorada22 2x15 MVA maitenc22 1x75 MVA 2x197 MVA p.colorada22 Existente En Licitación o Construcción Proyecto p.azuca22 1x75 MVA p.azuca22 p.azuca5 Ilustración 4.Diagrama de obras modeladas tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada Maitencillo Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

49 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 [MW] Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SIC 29 de octubre de 214 Escenario Base Escenario N 2 5 Punta Colorada - Maitencillo 22 kv 5 Punta Colorada - Maitencillo 22 kv Mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Mes-Año % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 2: Flujos Punta Colorada Maitencillo 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 2 se puede apreciar que las transferencias por el tramo Maitencillo Punta Colorada ocurren mayoritariamente en sentido Norte Sur, lo que refleja, en buena medida, la abundante presencia de centrales eólicas y solares al norte de Maitencillo, cuya inyección se suma a la proveniente de las centrales térmicas del complejo Guacolda. La ocurrencia de altas transferencias en sentido Norte Sur entre las SS.EE. Maitencillo y Nogales ha motivado la implementación del esquema de automatismos comentados en el acápite 7.2, cuya modelación se aprecia en la figura a partir de enero de 215. Desde la puesta en servicio del sistema de 5 kv entre Polpaico y Cardones se considera que este esquema queda fuera de servicio, de modo que la limitación de transmisión correspondería a la calculada a partir de la redistribución de flujos por los circuitos en paralelo de 22 kv y 5 kv, capacidad que resultaría insuficiente a partir de la entrada en operación de la central Carbón Maitencillo (37 MW), en enero de 224, en el Escenario Base. Dado lo anterior, y para efectos de visualizar posibles necesidades de expansión, se amplió la capacidad de transmisión del tramo por medio de una obra genérica consistente en el repotenciamiento de los circuitos del tramo Maitencillo Punta Colorada 22 kv, similar a la obra decretada para el circuito 1 del tramo Maitencillo Cardones 22 kv, cuya puesta en servicio se supuso para enero de 222. De esta forma, la línea roja de la figura representa el límite de transmisión una vez materializado este proyecto, mientras que la línea punteada de color negro representa el límite sin el desarrollo de esta obra. Considerando los plazos estimados para obras de ampliación de esta naturaleza, la pertinencia de evaluación del proyecto mencionado puede ser postergada para las siguientes revisiones del ETT. A diferencia de lo anterior, en el Escenario N 2 se observarían restricciones para el tramo desde enero de 218, por lo que considera pertinente la evaluación económica de un proyecto de repotenciamiento similar a la obra decretada para el circuito 1 del tramo Maitencillo Cardones 22 kv. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

50 Escenario Base Escenario N 2 4 Pan de Azúcar - Punta Colorada 22 kv [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 Mes mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28-5 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 Pan de Azúcar - Punta Colorada 22 kv mar-17 may-16 ago-17 oct-16 ene-18 mar-17 jun-18 ago-17 nov-18 ene-18 abr-19 jun-18 sep-19 nov-18 feb-2 abr-19 jul-2 sep-19 dic-2 feb-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 [MW] Mes-Año ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 21: Flujos Pan de Azúcar Punta Colorada 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 21 se observa que el comportamiento de tramos Pan de Azúcar Punta Colorada 22 kv, es similar al del tramo Punta Colorada - Maitencillo 22 kv pero con niveles de transferencia menores debido al consumo en la barra Punta Colorada 22 kv, asociados principalmente al proyecto minero Pascua Lama Escenario Base Escenario N 2 Pan de Azúcar - Maitencillo 5 kv Pan de Azúcar - Maitencillo 5 kv abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 MW ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 Mes Mes-Año % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 22: Flujos Pan de Azúcar Maitencillo 5 kv % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- En la Figura 22 se aprecia que las transferencias máximas por el tramo Pan de Azúcar - Maitencillo 5 kv alcanzarían los límites de transmisión del tramo en algunos ocasiones puntuales a partir de comienzos del año 221, por lo que no se considera necesario evaluar alguna obra de expansión para este tramo. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

51 1.1.4 Tramos Nogales Pan de Azúcar Instalaciones existentes: Obras licitadas: (1) Líneas 2x22 kv, 2x224 MVA 25ºC, Nogales Los Vilos Las Palmas - Pan de Azúcar (2) Nueva línea 2x5 kv, 2x15 MVA, Polpaico Pan de Azúcar (ene-218) (3) Transformador 5/22 kv, 1x75 MVA, S.E. Pan de Azúcar (ene-218) Abr-14 - Dic-17 p.azuca5 Ene-18 - Mar-29 Existente D.Goyo22 p.azuca22 D.Goyo22 p.azuca22 En Licitación o Construcción Proyecto Talinay22 L.Cebada22 Talinay22 L.Cebada22 M.Redondo22 l.palmas22 2x15 MVA M.Redondo22 l.palmas22 2x224 MVA l.vilos22 2x224 MVA l.vilos22 nogales22 nogales22 2x12x15 MVA 2x224 MVA 2x12x15 MVA 2x224 MVA quillot22 quillot22 2x19 MVA polpaic22 2x19 MVA polpaic22 polpaic5 Ilustración 5.Diagrama de obras modeladas tramo Polpaico - Pan de Azúcar Escenario Base Escenario N Pan de Azúcar 5/22 kv abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 [MW] nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 Mes - Año Figura 23: Flujos transformación Pan de Azúcar 5/22 kv % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Tal como se aprecia en la Figura 23, el tramo de transformación 5/22 kv de la S/E Pan de Azúcar presenta una holgura de capacidad importante a lo largo de todo el horizonte de estudio, de modo que no se considera necesario evaluar obras de expansión para este tramo. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

52 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 [MW] Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SIC 29 de octubre de Escenario Base Escenario N 2 Desde el sur a Pan de Azúcar 22 kv Desde el sur a Pan de Azúcar 22 kv -1 [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 Mes Mes - Año % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 24: Flujos desde el sur a Pan de Azúcar 22 kv, para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 24 se presentan las transferencias esperadas desde el sur hacia la S.E. Pan de Azúcar en 22 kv, las que incluyen las inyecciones de las centrales eólicas ubicadas entre las SS.EE. Las Palmas y Pan Azúcar. Estas centrales se encuentran modeladas cada una en su punto de conexión por circuito, de modo que las limitaciones de transmisión consideran tanto las restricciones del tramo completo (ambos circuitos) como las de cada circuito por separado. Por su parte, el límite conjunto del tramo para transferencias en sentido sur norte (flujos positivos en el gráfico de la Figura 24), correspondiente a la limitación por criterio N-1, el cual se ve alcanzado para algunas de las series modeladas. Por esta razón, y para efectos de visualizar posibles necesidades de ampliación de este tramo, se ha supuesto la materialización de una obra de ampliación genérica, consistente en el repotenciamiento de los circuitos del tramo, obra similar a la decretada para uno de los circuitos del tramo Maitencillo Cardones. La puesta en servicio de esta obra se supuso para enero de 218, en conjunto con la entrada en operación del sistema de 5 kv Polpaico Cardones. La evaluación económica del proyecto considerado se ha realizado en el capítulo 13. Para el Escenario N 2 se aprecia un incremento importante en las transferencias sur norte, y por ende los niveles esperados de congestión, originadas por el aumento de consumo en Punta Colorada y la diminución de energía de bajo costo disponible desde el norte, producto del consumo local en la zona de Diego de Almagro. La Figura 25 presenta los flujos esperados para las 53 series simuladas en el Escenario Base, observando una probabilidad de exceder flujo de un 6.4% y un 7.5% respectivamente, el Cuadro 32 muestra la probabilidad de excedencia del límite sin proyecto para todo los años del horizonte de estudio. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

53 Desde el sur a Pan de Azúcar 22 kv, Año 218 Desde el sur a Pan de Azúcar 22 kv, Año %Pexc F 224=6.37% 4 %Pexc F 224=7.56% EFIP+ [GWh] =15 EFIP+ [GWh] =2 2 2 Flujo [MW] % 3% 5% 8% 11% 13% 16% 19% 21% 24% 26% 29% 32% 34% 37% 4% 42% 45% 48% 5% 53% 55% 58% 61% 63% 66% 69% 71% 74% 77% 79% 82% 84% 87% 9% 92% 95% 98% Flujo [MW] % 3% 5% 8% 11% 13% 16% 19% 21% 24% 26% 29% 32% 34% 37% 4% 42% 45% 48% 5% 53% 55% 58% 61% 63% 66% 69% 71% 74% 77% 79% 82% 85% 87% 9% 92% 95% 98% -2 %Pexc F -29=% EFIP- [GWh] = -2 %Pexc F -29=% EFIP- [GWh] = Probabilidad de excedencia -6 Probabilidad de excedencia F [MW] FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P lim- C/P F [MW] FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P lim- C/P Figura 25: Flujos desde el sur a Pan de Azúcar 22 kv, año 218 y 219. Probabilidad de Excedencia de flujo máximo admisible Año Escenario Base 14% 1% 9% 9% 6% 8% 8% 1% 6% 8% 5% 6% 6% 6% 6% 4% Cuadro 32: Probabilidad de excedencia de flujo máximo tramo desde el sur a Pan de Azúcar Escenario Base Escenario N 2 Desde el norte a las Palmas 22 kv 5 Desde el norte a las Plamas 22 kv [MW] [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 % 2% 8% Mes 1% c+ s+ c- s- ene-28 jun-28 nov-28 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 Mes - Año % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 Figura 26: Flujos Desde el norte a Las Palmas 22 kv, para distintas probabilidades de excedencia. La Figura 26 muestra las transferencias esperadas desde el norte hacia la S.E. Las Palmas, recogiendo tanto las transferencias desde la S.E. Pan de Azúcar, así como las inyecciones de los parques eólicos de la zona. Estos resultados muestran que no sería necesaria la evaluación de una obra de ampliación para este tramo, ya que la entrada del sistema de 5 kv Polpaico Cardones entrega suficiente holgura de capacidad. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

54 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 [MW] Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SIC 29 de octubre de Escenario Base Escenario N 2 Los Vilos - Las Palmas 22 kv [MW] Los Vilos - Las Palmas 22 kv abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 Mes Mes - Año % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 27: Flujos Los Vilos Las Palmas 22 kv, para distintas probabilidades de excedencia. La Figura 27 muestra las transferencias esperadas para el tramo Los Vilos - Las Palmas 22 kv, el cual presenta algunas situaciones puntuales de saturación para el periodo posterior a la entrada en operación del sistema Polpaico Cardones 5 kv (enero 218), situación que se presenta principalmente para transferencias en sentido norte sur Escenario Base Escenario N 2 Nogales - Los Vilos 22 kv Nogales - Los Vilos 22 kv [MW] [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 Mes mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28-5 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 Mes - Año ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 28: Flujos Nogales Los Vilos 22 kv, para distintas probabilidades de excedencia En la Figura 28 se presentan las transferencias esperadas para el tramo Nogales Los Vilos, observándose congestiones importantes en sentido sur norte hasta la fecha de puesta en servicio del sistema de 5 kv Polpaico Cardones. En tanto, en sentido norte sur, las transferencias se mantienen dentro de sus límites máximos, los que consideran la implementación del esquema de automatismos señalado anteriormente, el que se utilizaría hasta enero de 218, fecha a partir de la cual se considera solamente la redistribución de flujos por los circuitos en paralelo. La capacidad del tramo permitiría operar sin restricciones hasta mediados del año 222, fecha a partir de la cual se amplió la capacidad de transmisión del tramo por medio de una obra genérica consistente en el repotenciamiento de los circuitos del tramo Nogales Los Vilos 22 kv. Considerando los plazos de ejecución de una obra de esta naturaleza, la pertinencia de su evaluación económica puede ser postergada para futuras revisiones del ETT. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

55 1.1.5 Tramos Polpaico Nogales Instalaciones existentes: Obras licitadas: (1) Líneas 2x22 kv, 2x224 MVA 25ºC, Quillota Nogales (2) Línea 2x22 kv, 2x15 MVA 3ºC, Polpaico Nogales (3) Línea 2x22 kv, 2x14 MVA 25ºC, Quillota - Polpaico (4) Nueva línea 2x5 kv, 2x15 MVA, Polpaico Pan de Azúcar (ene-218 (5) Reemplazo de desconectadores SS.EE. Quillota y Polpaico (jul-216) Escenario Base Escenario N 2 Polpaico - Pan de Azúcar 5 kv [MW] [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 Mes mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28-2 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 Polpaico - Pan de Azúcar 5 kv Mes - Año feb-25 oct-16 jul-25 mar-17 dic-25 ago-17 may-26 ene-18 oct-26 jun-18 mar-27 nov-18 ago-27 abr-19 ene-28 sep-19 jun-28 feb-2 nov-28 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 [MW] % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 29: Flujos Polpaico Pan de Azúcar 5 kv, para distintas probabilidades de excedencia En la Figura 29 se presentan las transferencias esperadas para el tramo Polpaico Pan de Azúcar 5 kv, las cuales alcanzan valores cercanos a los 15 MVA en algunas situaciones puntuales a lo largo del horizonte de estudio. Escenario Base Escenario N 2 2 Polpaico - Nogales 22 kv 2 Polpaico - Nogales 22 kv [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 Mes Mes - Año % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 3: Flujos Polpaico Nogales 22 kv, para distintas probabilidades de excedencia Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

56 La Figura 3 muestra las transferencias esperadas por el tramo Polpaico Nogales 22 kv, el cual presenta una holgura de capacidad considerable durante todo el horizonte de estudio, de modo que no se considera necesaria la evaluación de alguna obra de expansión para este tramo Escenario Base Escenario N 2 Quillota - Nogales 22 kv [MW] [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 Mes mar-22 ago-22 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 [MW] [MW] Quillota - Nogales 22 kv ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28-5 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 Mes - Año ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 31: Flujos Quillota Nogales 22 kv, para distintas probabilidades de excedencia La Figura 31 muestra las transferencias para el tramo Quillota Nogales 22 kv, cuya capacidad máxima de transmisión con criterio N-1 sería suficiente para transferir los niveles de flujo esperado hasta comienzos del año 223. A partir de esta fecha, en algunas ocasiones puntuales se alcanzaría el límite para el tramo, situación que podría ser resuelta mediante medidas operativas de abrir el tramo, condición en la que no se sobrecargan las líneas Polpaico Nogales 22 kv (2) ni la línea Polpaico Quillota 22 kv (3) Escenario Base Escenario N 2 Polpaico - Quillota 22 kv Polpaico - Quillota 22 kv Mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Mes - Año % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 32: Flujos Polpaico Quillota 22 kv, para distintas probabilidades de excedencia La Figura 32 muestra las transferencias esperadas para el tramo Polpaico Quillota 22 kv, el cual no presenta congestión. Cabe señalar que la modelación de los límites de transmisión para este tramo considera la obra (5), consistente en el cambio de los equipos serie (cambio de desconectadores y TT.CC.) que actualmente impiden que la línea sea utilizada hasta su capacidad térmica. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

57 1.1.6 Sensibilidad Zona Norte, Interconexión SIC - SING Como análisis adicional se realizó una la sensibilidad para la zona norte, en la cual se modifican los supuestos de la línea de interconexión SIC SING. La sensibilidad considera que en reemplazo de la línea Cardones Encuentro 2x5 kv en enero de 221, se materializa la interconexión entre las subestaciones Cardones y Mejillones, con tecnología AC en 5 kv en enero del año 218. En el ANEXO 6 se presentan las gráficas correspondientes a la sensibilidad realizada. Cabe señalar que bajo los supuestos del caso sensibilidad, los flujos esperados muestran que no se requerirían el análisis de proyectos adicionales a los considerados en el resto del estudio. 1.2 Zona centro El análisis de la zona centro comprende el estudio de los flujos esperados, para los tramos entre las subestaciones Polpaico y Ancoa, incluyendo los tramos en 22 kv entre Alto Jahuel y Colbún y Ancoa Itahue. Polpaico 22kV Rapel22 S/E Polpaico 5kV L.Aguirre22 Lampa 22 Existente En Licitación o Construcción Proyecto A.Melipilla22 C.Nav ia22 L.Aguirre5 Chena 22 S/E A.Jahuel 5kV A.Jahuel 22 Maipo 22 Candelaria 22 Ancoa 5kV Colbún 22 Ancoa Tramo Lampa Polpaico Itahue 22 Ilustración 6.Diagrama simplificado zona centro Instalaciones existentes: (1) Línea 2x22 kv, 2x31 MVA 25ºC Obras propuestas: Ninguna Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

58 7 Lampa - Polpaico 22 kv [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 33: Flujos Lampa Polpaico 22 kv, para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 33 se observa que si bien existe una alta utilización de este tramo, la capacidad vigente de 54 MVA no es superada, gracias a la incorporación de los transformadores desfasadores en Cerro Navia 22 kv el año Tramo Chena - Cerro Navia Obras existentes: (1) Línea 2x22 kv, 2x4 MVA 3ºC Obras propuestas: Ninguna De la Figura 34 se observa que los flujos se mantienen dentro de su límite sistémico con criterio N-1, calculado en los estudios eléctricos (51 MVA) en todo el horizonte de evaluación. 7 Chena - Cerro Navia 22 kv [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 34: Flujos Chena Cerro Navia 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

59 1.2.3 Tramo Alto Jahuel Chena Instalaciones existentes: Obras propuestas: Línea 2x22 kv, 2x35 MVA 3ºC (A.Jahuel-Rodeo-Chena) Línea 2x22 kv, 2x4 MVA 3ºC Ninguna 12 Alto Jahuel - Chena 22 kv 1 8 [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 35: Flujos Alto Jahuel Chena 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. Considerando la capacidad de los nuevos circuitos El Rodeo - Chena 22 kv, en paralelo con la capacidad de los nuevos conductores de alta capacidad, de acuerdo a los estudios eléctricos realizados en su oportunidad, se obtiene una capacidad sistémica con criterio N-1 del tramo completo de 11 MVA. Se aprecian flujos de sur a norte cuya tendencia es incremental hasta el año 218. Posteriormente se observa una baja en las transferencias debido a la entrada de la nueva línea Lo Aguirre C.Navia 2x22 kv en octubre de 218, obra que aportaría un camino alternativo para abastecer la zona centro con la energía proveniente desde el sur, reduciendo de este modo los flujos por el tramo en cuestión Tramos Rapel A. Melipilla Lo Aguirre Cerro Navia Instalaciones existentes: (1) Línea 2x22 kv, 2x197 MVA 25ºC Obras licitadas: (2) Nuevo transformador 5/22 kv, 1x75 MVA, Lo Aguirre, junto con el seccionamiento de un circuito Alto Jahuel Polpaico 5 kv y seccionamiento completo de Rapel C.Navia (oct-215). (3) Línea 1x22 kv, 1x29 MVA 25ºC, Rapel A. Melipilla (oct- 218) (4) Línea 2x22 kv, 2x29 MVA 25ºC, A. Melipilla Lo Aguirre, 1 circuito (oct-218). Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

60 Obras propuestas: (5) Nueva Línea 2x22 kv, 2x15 MVA 25ºC, Lo Aguirre C.Navia (oct-218) 7 (6) Segundo transformador 5/22 kv, 1x75 MVA, Lo Aguirre, junto con el seccionamiento del otro circuito Alto Jahuel Polpaico 5 kv. Abr-14 - Sep-15 Rapel22 Oct-15 - Sep-18 Rapel22 oct-18 Rapel22 Nov-18 - Mar-29 Rapel22 Existente A.Melipilla22 A.Melipilla22 A.Melipilla22 A.Melipilla22 En Licitación o Construcción Proyecto L.Aguirre22 L.Aguirre22 L.Aguirre22 C.Nav ia22 C.Nav ia22 C.Nav ia22 C.Nav ia22 Ilustración 7.Diagrama de obras modeladas tramo Rapel - Cerro Navia 5 Rapel - Alto Melipilla 22 kv 3 1 [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 36: Flujos Rapel Alto Melipilla 22 kv, para distintas probabilidades de excedencia 7 Licitación declarada desierta durante el primer llamado. La fecha de puesta en servicio considera el retraso debido a los nuevos procesos de licitación. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

61 5 Alto Melipilla - Cerro Navia 22 kv (A. Melipilla - Lo Aguirre desde oct-15) 3 [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 37: Flujos Alto Melipilla Lo Aguirre 22 kv, para distintas probabilidades de excedencia MW ene-14 jul-14 ene-15 jul-15 ene-16 jul-16 ene-17 jul-17 ene-18 jul-18 ene-19 jul-19 ene-2 jul-2 ene-21 jul-21 ene-22 jul-22 ene-23 jul-23 ene-24 jul-24 ene-25 jul-25 ene-26 jul-26 ene-27 jul-27 ene-28 jul-28 ene-29 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 Lo Aguirre - Cerro Navia 22 kv Mes Prob 1% Prob 8% Prob 2% Prob % C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec- Figura 38: Flujos tramo Lo Aguirre Cerro Navia 22 kv para distintas prob. de excedencia 1 Lo Aguirre 5/22 kv % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 39: Flujos Lo Aguirre 5/22 kv para distintas probabilidades de excedencia. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

62 De acuerdo a lo dispuesto en el Decreto Nº115/211, hacia octubre de 215 se contaría con la nueva S.E. Lo Aguirre, seccionando un circuito Alto Jahuel Polpaico 5 kv y seccionando ambos circuitos del tramo Alto Melipilla Cerro Navia, por lo que se separa el análisis del tramo en la nueva S.E. Lo Aguirre. De la Figura 36 se observa que la capacidad N-1 del tramo entre Rapel y Alto Melipilla se ve sobrepasada desde el inicio del horizonte de estudio hasta la puesta en servicio de la obra (3) en octubre de 218. Lo mismo ocurre con el tramo Alto Melipilla Lo Aguirre 22 kv (Figura 37) y la respectiva nueva obra (4) que aumenta su capacidad de transferencia. Como se puede apreciar de la Figura 38, la línea existente (1) se considera operando abierta en el tramo Lo Aguirre Cerro Navia desde la puesta en servicio de la subestación seccionadora Lo Aguirre en 22 kv en octubre de 215, debido a las saturaciones que se presentarían en caso de mantener el tramo cerrado. En el ANEXO 1 se describen los análisis eléctricos que justifican esta posibilidad de operación para los efectos de su incorporación en el modelo de coordinación hidrotérmica. Cabe señalar que la representación descrita, representa una simplificación de la modelación del tramo válida para el presente análisis, sin perjuicio de que la operación real de esta línea deberá ser evaluada de acuerdo a las condiciones particulares del momento. A partir de noviembre de 218, los flujos presentados corresponden a los transitados por la Nueva Línea 2x22 kv, 2x15 MVA 25ºC, Lo Aguirre C.Navia, la cual aportaría capacidad suficiente al tramo en todo el horizonte de análisis. En la Figura 39, se aprecia que para el transformador 5/22 kv de la S.E. Lo Aguirre los flujos aumentan progresivamente desde la puesta en servicio del proyecto Nueva línea Lo Aguirre C.Navia en noviembre de 218, sin alcanzar la capacidad máxima para el tramo en todo el horizonte de estudio Sistema de 5 kv entre Alto Jahuel y Polpaico Instalaciones existentes: (1) Línea 2x5 kv, 2x18 MVA 25ºC (2) Transformadores 2x5/22 kv, 2x75 MVA, Polpaico (3) Transformadores 2x5/22 kv, 2x75 MVA, A. Jahuel (4) Seccionamiento de Ancoa Polpaico 1x5 kv (Ene-214) Obras en construcción: (5) Seccionamiento de un circuito Alto Jahuel Polpaico 5 kv en S.E. Lo Aguirre (oct-215). (6) Tercer transformador 5/22 kv, 1x75 MVA, A. Jahuel (Sep-217) Obras propuestas: (7) Línea 2x5 kv, 1x18 MVA 25ºC, Alto Jahuel Polpaico (may-22) Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

63 Abr-14 - Sep-15 Oct-15 - Abr-17 Sep-17 - Abr-2 May-2 - Mar-29 S/E Polpaico 5kV S/E Polpaico 5kV S/E Polpaico 5kV S/E Polpaico 5kV S/E Lo Aguirre 5kV S/E Lo Aguirre 5kV S/E Lo Aguirre 5kV Existente En Licitación o Construcción Proyecto S/E A.Jahuel 5kV S/E A.Jahuel 5kV S/E A.Jahuel 5kV S/E A.Jahuel 5kV Hacia S/E Ancoa 5kV Hacia S/E Ancoa 5kV Hacia S/E Ancoa 5kV Hacia S/E Ancoa 5kV Ilustración 8.Diagrama de obras modeladas Sistema de 5 kv entre Alto Jahuel y Polpaico 5 kv abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 [MW] feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 [MW] Alto Jahuel al Norte 5 kv mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 4: Flujos Alto Jahuel al Norte 5 kv para distintas probabilidades de excedencia. 2 Polpaico5/22 kv mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 41: Flujos Polpaico 5/22 kv para distintas probabilidades de excedencia. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

64 25 Alto Jahuel 5/22 kv abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 [MW] mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 42: Flujos Alto Jahuel 5/22 kv para distintas probabilidades de excedencia. El gráfico de la Figura 4 muestra los flujos y los límites de transmisión con criterio N-1 de la S.E. Alto Jahuel al norte, con el fin de analizar los niveles de transferencias en los tramos entre la S.E. Alto Jahuel y la S.E. Polpaico 5 kv. En línea roja se presenta la limitación en caso de considerar la obra propuesta (7) y en línea punteada en caso contrario. Se observa un aumento en los flujos esperados a partir de febrero de 218 con la puesta en servicio del primer circuito de la nueva línea 2x5 kv Charrúa Ancoa, llegando a alcanzar la capacidad máxima de transferencia hacia fines del mismo año y superándola a partir de abril del año 221 en caso de no contar con el proyecto de expansión para el tramo. Por lo anterior se considera adecuado realizar una evaluación económica para determinar la pertinencia de incorporar el proyecto Línea 2x5 kv, 1x18 MVA 25ºC, Alto Jahuel Polpaico. Cabe señalar que en las siguientes versiones de este informe se realizarán los estudios eléctricos que permitan precisar la limitación de tramo Alto Jahuel al norte producto de la incorporación del proyecto mencionado. En la Figura 41 se observa que en la S.E. Polpaico 5/22 kv la capacidad de transformación disponible, permitiría operar con los niveles de flujo proyectados sin limitaciones en todo el horizonte de estudio. En Figura 42 se observa que en la S.E. Alto Jahuel 5/22 kv los niveles de transferencia proyectados se encontrarían cercanos a la capacidad máxima de transformación hacia mediados del año 217, lo anterior sin originar saturaciones gracias a la incorporación de un tercer transformador en septiembre de 217, que adicionará holgura suficiente para el nivel de flujos proyectados a lo largo del horizonte de estudio Sistema Ancoa al Norte 5 kv Instalaciones existentes: Obras en construcción: (1) Línea 1x5 kv, 1x1544 MVA 25ºC, Ancoa Alto Jahuel (2) Línea 1x5 kv, 1x18 MVA 25ºC, Ancoa Alto Jahuel (3) Secc. L. Ancoa Polpaico 1x5 kv, en S.E. Alto Jahuel (4) Línea 2x5 kv, 1X1732 MVA 35 C, Ancoa Alto Jahuel (oct-215) Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

65 (5) Tendido del segundo circuito Ancoa - Alto Jahuel 2x5 kv, 1X1732 MVA 35 C (Feb-216) Abr-14 - Sep-15 A.Jahuel 5kV Oct-15 - Ene-16 A.Jahuel 5kV Feb-16 - Mar-29 A.Jahuel 5kV Existente En Licitación o Construcción Proyecto Ancoa 5kV Ancoa 5kV Ancoa 5kV Ilustración 9.Diagrama de obras a considerar para el tramo Ancoa al Norte 5 K Fecha Límite MVA Proyectos considerados Descripción oct Nueva L. Ancoa A. Jahuel 1(2)x5 kv, 1(2)x18MVA Obra en Construcción feb do cto. L. Ancoa A. Jahuel 2(2)x5 kv, 2(2)x18MVA Obra en Construcción +Nueva L. Charrúa Ancoa 1(2)x5 kv, feb (2)x18MVA Obra en Construcción Cuadro 33: Límites de Transferencia Modelados Tramo Ancoa al Norte 5 kv Ancoa - Alto Jahuel 5 kv abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 [MW] oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 43: Flujos Ancoa al Norte 5 kv para distintas probabilidades de excedencia, con 4to Transf. Charrúa 5/22 kv. En la Figura 43 se muestra el flujo esperado a través del sistema de 5 kv para el tramo Ancoa Alto Jahuel considerando el cuarto transformador en Charrúa 5/22 kv en julio de 218. Con la entrada en servicio del tercer circuito Alto Jahuel Ancoa 5 kv hacia octubre de 215 y el cuarto circuito en febrero de 216 se obtiene un aumento considerable en la capacidad de transmisión, que mantiene las transferencias por debajo del límite del tramo. En febrero de 218 la puesta en servicio de la nueva línea 1(2)x5 kv Charrúa Ancoa produce un incremento importante en las transferencias hacia el norte, las cuales aumentan progresivamente y llevan al tramo Ancoa Alto Jahuel 5 kv a operar casi al límite de su capacidad para algunas hidrologías extremas hacia fines del año 225. Cabe mencionar que el flujo proyectado presentando considera que el cable Ancoa Colbún 22 kv se mantiene en operación hasta el final del horizonte de estudio. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

66 1.2.7 Tramo Ancoa 5/22 kv Instalaciones existentes: Obras en construcción: MW 2 (1) Transformador 1x5/22 kv, 1x75 MVA (2) Nuevo transformador 1x5/22 kv, 1x75 MVA (sep- 216) Ancoa 5/22 kv ene-14 jul-14 ene-15 jul-15 ene-16 jul-16 ene-17 jul-17 ene-18 jul-18 ene-19 jul-19 ene-2 jul-2 ene-21 jul-21 ene-22 jul-22 ene-23 jul-23 ene-24 jul-24 ene-25 jul-25 ene-26 jul-26 ene-27 jul-27 ene-28 jul-28 ene-29 Mes Prob 1% Prob 8% Prob 2% Prob % C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec- Figura 44: Flujos Ancoa 5/22 kv para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 44 se observa que luego de la materialización de la obra (2), la capacidad de transmisión es suficiente para los flujos proyectados Tramo Ancoa Colbún 22 kv Instalaciones existentes: 1 8 (1) Cable 1x22 kv, 1x6 MVA Ancoa - Colbun 22 kv abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 [MW] mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 45: Flujos Ancoa - Colbún 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. La Figura 45 muestra el flujo esperado a través del tramo Ancoa Colbún 22 kv. Se observa que para este tramo no existen problemas de capacidad de transmisión en todo el horizonte de estudio. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

67 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 [MW] Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SIC 29 de octubre de Tramo Colbún Candelaria 22 kv Instalaciones existentes: (1) Línea 2x22 kv, 2x6 MVA 1 Colbun - Candelaria 22 kv mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 46: Flujos Colbún - Candelaria 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. La Figura 46 muestra el flujo esperado a través del tramo Colbún - Candelaria 2x22 kv. Se observa que para este tramo no existen problemas de capacidad de transmisión en todo el horizonte de estudio Tramo Candelaria Alto Jahuel 22 kv Instalaciones existentes: (1) Línea 2x22 kv, 2x6 MVA 7 6 Candelaria - Alto Jahuel 22 kv abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 [MW] may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 47: Flujos Candelaria Alto Jahuel 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. La Figura 47 muestra el flujo esperado a través del tramo Candelaria Alto Jahuel 2x22 kv. Se observa que para este tramo no existen problemas de capacidad de transmisión. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

68 Tramo Ancoa Itahue Instalaciones existentes: (1) Línea 2x22 kv, 2x4 MVA 25ºC 5 Ancoa - Itahue 22 kv abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 [MW] dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 48: Flujos Ancoa Itahue 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 48 se observa que la capacidad N-1 del tramo es suficiente para los flujos proyectados durante el periodo de interés. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

69 1.3 Zona sur En la zona sur se analizan los flujos esperados para los tramos comprendidos entre Charrúa y Puerto Montt. Se espera contar con los proyectos recientemente decretados Línea 2x5 kv, energizada en 22 kv, tramo Puerto Montt Pichirropulli, hacia febrero de 221 y el nuevo transformador 1x75 en la S.E. Nueva Charrúa 5/22 kv. Como se mencionó al comienzo del capítulo, para llevar a cabo el diagnostico de flujos esperados se considera la liberación de las restricciones de transmisión mediante la incorporación de proyectos de transmisión. A continuación se presentan los flujos esperados para cada uno de los tramos Tramo Charrúa Ancoa Instalaciones existentes: (1) Línea 2x5 kv, 2x1766 MVA 25º. (2) Transformadores 3x5/22 kv, 3 x 75 MVA S.E. Charrúa Obras en licitación o en construcción: (3) Nueva línea Charrúa Ancoa 2x5 kv, 1x1766 MVA 25ºC (feb-218) (4) Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x5 kv Charrúa - Ancoa 1 y 2 (ene-17) (5) Nueva línea 2x22 kv Nueva Charrúa Charrúa y nuevo autotransformador 5/22 kv, 75 MVA (jul- 18) Abr-14 - Dic-16 Ancoa 5kV Ene-17 - Ene-18 Ancoa 5kV Feb-18 - Jun-18 Ancoa 5kV Jul-18 - mar-29 Ancoa 5kV Nv a Charrua 5kV Nv a Charrua 5kV Nv a Charrua 5kV Existente En Licitación o Construcción Proyecto Charrua 5kV Charrua 5kV Charrua 5kV Charrua 5kV Charrua 22kV Charrua 22kV Charrua 22kV Charrua 22kV Ilustración 1.Diagrama de obras modeladas tramo Charrúa Ancoa 5 kv Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

70 35 3 Desde el sur a S/E Ancoa 5 kv 25 2 [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 49: Flujos Desde el sur a S/E Ancoa 5 kv para distintas probabilidades de excedencia La Figura 49 muestra una alta congestión del tramo entre el año 214 y el año 218 debido a la capacidad térmica de los equipos de compensación serie (1368 MVA). Debido a que las mayores transferencias se dan en el sentido sur norte y que el seccionamiento en Nueva Charrúa 5 kv adicionaría flujos hacia el norte al tramo desde Nueva Charrúa 5 Ancoa 5 kv, la limitación para el tramo Charrúa Ancoa 5 kv, se ha modelado como la suma de flujos que llegan desde el sur a Ancoa 5 kv. Con la entrada en servicio de la nueva línea Charrúa Ancoa 2x5 kv (3) en febrero de 218, la capacidad de transferencia se vería limitada por los tres transformadores Charrúa 5/2 kv (215 MVA). A partir de Julio de 218, la materialización del transformador en la S.E. Nueva Charrúa, permite la liberación de las restricciones, siendo la compensación serie de la línea la que impone nuevamente la limitación en 286 MVA para el tramo, sin presentar saturaciones. 2 Charrua5- kv - Nueva Charrua 5 kv 15 1 [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 5: Flujos Charrúa Nueva Charrúa 5 kv para distintas probabilidades de excedencia Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

71 2 Nueva Charrúa 5 kv - Ancoa 5 kv 15 1 [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 51: Flujos Nueva Charrúa Ancoa 5 kv para distintas probabilidades de excedencia 2 Nueva Línea Charrúa - Ancoa 5 kv abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 52: Flujos Charrúa Ancoa 5 kv para distintas probabilidades de excedencia La Figura 5 muestra las transferencias esperadas para el tramo Charrúa Nueva Charrúa 5 kv. Se aprecia que luego del seccionamiento en S.E. Nueva Charrúa (ene-217) los flujos se encontrarían restringidos en 15 MVA aproximadamente. A partir de febrero de 218 se observa una reducción de flujo por el tramo debido a la incorporación de la Nueva línea Charrúa - Ancoa 5 kv (3), que aporta un camino paralelo a las transferencias que llegan desde el sur a Charrúa 5 kv. Seguido a lo anterior, en julio de 218 se aprecia una baja aun mayor originada por la incorporación del nuevo transformador en S.E. Nueva Charrúa con su respectiva conexión a Charrúa 22 kv (4) y (5), lo que incorporaría un camino alternativo y permitirá que parte de los flujos disponibles en Charrúa 22 kv sean transferidos a S.E. Nueva Charrúa, originando un bypass para los tramos Charrúa 5/22 kv y Charrúa Nueva Charrúa 5 kv. De la Figura 51, para el tramo Nueva Charrúa Ancoa 5 kv se aprecia una disminución en las transferencias en febrero de 218 y un posterior aumento a partir de julio de 218, producto de la energía proveniente desde el sur puesta en Nueva Charrúa 5/22 kv. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

72 15 Nueva Charrúa 22 kv - Charrúa 22 kv 1 5 [MW] -5-1 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 53: Flujos Nueva Charrúa 22 kv - Charrúa 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. 35 Desde Charrúa 2 kv al norte [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 Mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 54: Flujos Charrúa 22 kv al norte para distintas probabilidades de excedencia. La Figura 54 muestra los flujos proyectados que llegan a Charrúa 22 kv desde el sur. De acuerdo a los criterios utilizados en la planificación del sistema de transmisión, para mantener la operación con criterio N-1 en la línea Charrúa Ancoa, durante los primeros años de análisis, el flujo no puede sobrepasar los 15 MVA, por lo que a pesar de contar con un tercer transformador no se permiten mayores niveles de transmisión, observándose elevados niveles de sobrecarga en este primer periodo. Con la puesta en servicio de la nueva línea 2x5 kv Charrúa Ancoa tendido un circuito en febrero de 218, la liberación de restricciones en 5 kv se traduciría en una aumento del flujo esperado desde 22 kv a 5 kv, observando algún grado de saturaciones en las transferencias esperadas hasta julio de 218, fecha en la que se espera la materialización del nuevo transformador 5/22 kv en S.E. Nueva Charrúa. Con la incorporación de esta última obra se elevaría el límite a 2915 MVA, el cual no es alcanzado en el periodo restante del horizonte de estudio. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

73 1.3.2 Tramos Charrúa - Lagunillas 22 kv y Charrúa - Hualpén 22 kv Instalaciones existentes: (1) Línea Charrúa Lagunillas 1x22 kv, 1x366VA (2) Línea Charrúa Hualpén 1x22 kv, 1x227 MVA (3) Línea Hualpén - Lagunillas 1x22 kv, 1x276 MVA 8 MW ene-14 jul-14 ene-15 jul-15 ene-16 jul-16 ene-17 jul-17 ene-18 jul-18 ene-19 jul-19 ene-2 jul-2 ene-21 jul-21 ene-22 jul-22 ene-23 jul-23 ene-24 jul-24 ene-25 jul-25 ene-26 jul-26 ene-27 jul-27 ene-28 jul-28 ene-29 ene-14 jul-14 ene-15 jul-15 ene-16 jul-16 ene-17 jul-17 ene-18 jul-18 ene-19 jul-19 ene-2 jul-2 ene-21 jul-21 ene-22 jul-22 ene-23 jul-23 ene-24 jul-24 ene-25 jul-25 ene-26 jul-26 ene-27 jul-27 ene-28 jul-28 ene-29 Charrúa - Hualpén 22 kv Mes Prob 1% Prob 8% Prob 2% Prob % C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec- Figura 55: Flujos Charrúa Hualpén 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. MW 4 Charrúa - Lagunillas 22 kv Mes Prob 1% Prob 8% Prob 2% Prob % C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec- Figura 56: Flujos Charrúa Lagunillas 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 55 y la Figura 56 se observa que los flujos proyectados no presentarían saturaciones en todo el horizonte de planificación. 8 Instalación no troncal Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

74 1.3.3 Tramo Cautín Mulchén - Charrúa 22 kv Instalaciones existentes: Obras propuestas: (1) Línea 2x22 kv Cautín Mulchén - Charrúa, 2x5 MVA 4ºC (2) Línea 1x22 kv Charrúa Temuco, 1x264 MVA 25ºC (3) Línea 1x22 kv Cautín Temuco, 2x193 MVA 25ºC (4) Línea 2x5 kv Charrúa Mulchén 2x75 MVA, primer circuito. (5) Línea 2x5 kv Mulchén- Cautín 2x75 MVA, primer circuito. 6 Mulchén - Charrúa 22 kv 4 2 [MW] abr-14 oct-14 abr-15 oct-15 abr-16 oct-16 abr-17 oct-17 abr-18 oct-18 abr-19 oct-19 abr-2 oct-2 abr-21 oct-21 mes abr-22 oct-22 abr-23 oct-23 abr-24 oct-24 abr-25 oct-25 abr-26 oct-26 abr-27 oct-27 abr-28 oct-28 % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 57: Flujos Mulchén Charrúa 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. 6 Cautín - Mulchén 22 kv 4 2 [MW] abr-14 oct-14 abr-15 oct-15 abr-16 oct-16 abr-17 oct-17 abr-18 oct-18 abr-19 oct-19 abr-2 oct-2 abr-21 oct-21 abr-22 oct-22 abr-23 oct-23 abr-24 oct-24 abr-25 oct-25 abr-26 oct-26 abr-27 oct-27 abr-28 oct-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 58: Flujos Cautín Mulchén 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

75 3 Temuco - Charrúa 22 kv abr-14 oct-14 abr-15 oct-15 abr-16 oct-16 abr-17 oct-17 abr-18 oct-18 abr-19 oct-19 abr-2 oct-2 abr-21 oct-21 abr-22 oct-22 abr-23 oct-23 abr-24 [MW] oct-24 abr-25 oct-25 abr-26 oct-26 abr-27 oct-27 abr-28 oct-28 mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 59: Flujos Temuco Charrúa 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. 4 Cautín - Temuco 22 kv [MW] abr-14 oct-14 abr-15 oct-15 abr-16 oct-16 abr-17 oct-17 abr-18 oct-18 abr-19 oct-19 abr-2 oct-2 abr-21 oct-21 abr-22 oct-22 abr-23 oct-23 abr-24 oct-24 abr-25 oct-25 abr-26 oct-26 abr-27 oct-27 % 2% 8% 1% mes c+ s+ c- s- abr-28 oct-28 Figura 6: Flujos Cautín - Temuco 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. De la Figura 58 y la Figura 59 se observa que la capacidad N-1 de los tramos, sin considerar redistribución de flujos post-contingencia, no se supera dentro del período de análisis. Para el tramo Cautín Temuco 22 kv (Figura 6), se supone un aumento de capacidad a partir de enero de Tramo Cautín Valdivia Instalaciones existentes: (1) Línea Valdivia Cautín 2x22 kv Circuito Nº1 Valdivia Cautín 1x22 kv: Tramo Valdivia Ciruelos 1x22 kv, 1x193 MVA. Tramo Ciruelos - Cautín 1x22 kv, 1x193 MVA. Circuito Nº2 Valdivia Cautín 1x22 kv: Tramo Cautín Loncoche 1x22, 1x193 MVA Tramo Loncoche Valdivia 1x22, 1x145 MVA. Obras en construcción: (2) Seccionamiento del circuito N 2 Valdivia Cautín en S.E. Ciruelos (ene-217). Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

76 abr-14 oct-14 abr-15 oct-15 abr-16 oct-16 abr-17 oct-17 abr-18 oct-18 abr-19 oct-19 abr-2 oct-2 abr-21 oct-21 abr-22 oct-22 abr-23 oct-23 abr-24 oct-24 abr-25 oct-25 abr-26 oct-26 abr-27 oct-27 abr-28 oct-28 [MW] Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SIC 29 de octubre de 214 Obras propuestas: (3) Cambio de conductor Circuito N 2 Valdivia Cautín del tramo Ciruelos - Loncoche 1x22 a 1x193 MVA. (May-218) (4) Nueva línea Cautín Ciruelos 2x22 kv, 1x29 MVA (nov-21) (5)Nueva línea Cautín Ciruelos 2x5 kv, 2x15 MVA energizada en 22 kv (nov-21) Abr-14 - Dic-16 Cautin22 Ene-17 - Abr-18 May-18 - Oct-21 Nov-21 - Mar-29 Cautin22 Cautin22 Cautin22 Loncoche Loncoche Loncoche Existente Ciruelos22 Ciruelos22 Ciruelos22 Ciruelos22 En Licitación o Construcción Proyecto Valdiv ia22 Valdivia22 Valdivia22 Valdiv ia22 Ilustración 11.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Cautín Fecha Límite Modelado MVA Sin Proyecto Con Proyecto Proyecto Considerado Descripción Ene Seccionamiento circuito N 2 Valdivia Cautín en S.E. Ciruelos Obra en Construcción May Cambio Conductor de 1x145 MVA a 1x193 MVA Obra Propuesta Nov Nueva L. Cautín Ciruelos 2x22 kv, 1x29 MVA / Sin cambio conductor de 1x145 MVA a Obra Propuesta 1x193 Nov Nueva L. Cautín Ciruelos 2x22 kv, 1x29 MVA /Con cambio conductor de 1x145 MVA a Obra Propuesta 19 MVA Nov Nueva L. Cautín Ciruelos 2x5 kv (22) / Sin cambio conductor de 1x145 MVA a 1x193 Obra Propuesta Nov Nueva L. Cautín Ciruelos 2x5 kv (22) /Con cambio conductor de 1x145 MVA a 193 MVA Obra Propuesta Cuadro 34: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Cautín al Sur 5 4 Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 22 kv desde ene-17) Figura 61: Flujos desde el sur a S.E. Cautín para distintas probabilidades de excedencia. mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

77 Flujo [MW] % 2% 5% 7% 1% 12% 14% 17% 19% 22% 24% 26% 29% 31% 33% 34% 38% 41% 43% 45% 48% 5% 53% 55% 57% 6% 62% 65% 67% 69% 72% 74% 77% 79% 81% 84% 86% 88% 91% 93% 96% 98% Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SIC 29 de octubre de 214 La Figura 61 muestra el flujo proyectado que llega desde el sur a S.E. Cautín hasta enero de 217, fecha en la cual se lleva a cabo la materialización del seccionamiento de ambos circuitos, posteriormente muestra las transferencias en el tramo Ciruelos Cautín 22 kv. En la figura se denota en línea roja el límite N-1 en caso de ejecutar las obras de expansión Nueva línea Ciruelos Cautín 2x22 kv y Cambio de conductor Circuito N 2 Valdivia Cautín del tramo Ciruelos - Loncoche 1x22 a 1x193 MVA. En línea punteada negra se grafican las limitaciones en caso de no ejecutar los proyectos para el tramo. Para efecto de explorar las máximas transferencias, en la simulación presentada, a partir de mayo de 218 se ha supuesto la materialización del cambio de conductor Loncoche Ciruelos 1x145 MVA a 1x193 MVA, lo que permitiría disminuir en alguna medida el nivel de saturación en el mediano plazo. En noviembre de 221, podría entrar en servicio una nueva línea Cautín Ciruelos en 22 kv o bien en 2x5 kv, energizada en 22 kv, que permitiría adicionar capacidad suficiente al tramo hasta el final del horizonte de estudio. La obra que resulte más adaptada técnica y económicamente para el sistema será determinada luego de realizar las evaluaciones económicas pertinentes, presentadas en la sección En el Cuadro 35 se presenta la probabilidad de exceder el flujo máximo en el tramo Ciruelos Cautín, para todos los años del horizonte de estudio, en caso de no considerar los proyectos propuestos, mientras que la Figura 62 muestra el detalle de los flujos esperados ordenados según su probabilidades de excedencia para los años ; y la energía de flujos interrumpidos consolidada como un promedio sobre las 53 series (EFIP) que significaría la no realización de las obras. A partir del año 218, se observarían saturaciones en ambos sentidos, principalmente para meses fuera del periodo de verano, las cuales aumentarían progresivamente. Hacia fines del año 221 el aumento en los niveles de transferencias hacia el sur, se traduciría en elevados grados de saturación. En consecuencia con lo descrito anteriormente se considera pertinente una evaluación económica para los proyectos propuestos en la zona Nueva línea Cautín Ciruelos y Cambio de conductor Circuito N 2 Valdivia Cautín en el tramo Ciruelos - Loncoche 1x22 a 1x193 MVA. Desde el sur a S/E Cautín 22 k V, Año 22 Desde el sur a S/E Cautín 22 kv, Año %Pexc F+145=2.2% EFIP+ [GWh] =4 3 %Pexc F+145=1.2% EFIP+ [GWh] = Flujo [MW] -1 % 3% 5% 8% 1% 13% 15% 18% 21% 23% 26% 28% 31% 33% 36% 39% 41% 44% 46% 49% 52% 54% 57% 59% 62% 64% 67% 7% 72% 75% 77% 78% 78% 85% 88% 9% 91% 91% 91% -2 %Pexc F -145=3.6% EFIP- [GWh] =3-2 %Pexc F -145=26.5% EFIP- [GWh] = Probabilidad de excedencia -4 Probabilidad de excedencia F [MW] FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P lim- C/P F [MW] FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P lim- C/P Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

78 Desde el sur a S/E Cautín 22 kv, Año 222 Desde el sur a S/E Cautín 22 kv, Año %Pexc F+145=1.4% 3 %Pexc F+145=.7% 2 EFIP+ [GWh] =2 2 EFIP+ [GWh] =1 1 1 Flujo [MW] -1 % 3% 5% 8% 1% 13% 15% 18% 21% 23% 26% 28% 31% 34% 36% 39% 41% 44% 46% 49% 52% 54% 57% 59% 62% 64% 67% 7% 72% 75% 77% 79% 83% 85% 88% 9% 93% 95% 98% Flujo [MW] -1 % 3% 5% 8% 1% 13% 15% 18% 21% 23% 25% 28% 31% 34% 36% 39% 41% 44% 46% 49% 52% 54% 57% 59% 62% 64% 67% 7% 72% 75% 77% 8% 83% 85% 88% 9% 93% 95% 96% -2-3 %Pexc F -145=32.2% EFIP- [GWh] = %Pexc F -145=35.9% EFIP- [GWh] = Probabilidad de excedencia -5 Probabilidad de excedencia F [MW] FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P lim- C/P F [MW] FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P lim- C/P Figura 62: Curvas de duración de flujo para el tramo Desde el sur a S/E Cautín. Probabilidad de Excedencia de flujo máximo admisible Año Escenario Base - - 1% - 19% 5% 6% 28% 32% 37% 39% 37% 35% 33% 42% 54% Cuadro 35: Probabilidad de excedencia de flujo máximo tramo desde el sur a S/E Cautín Tramo Ciruelos Pichirropulli Instalaciones existentes: Obras en construcción: Obras propuestas: (1) Circuito Nº1 Valdivia Ciruelos 1x22 kv, 1x193 MVA. Circuito Nº2 Valdivia Cautín 1x22 kv, 1x145 MVA. (2) Nueva línea Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv, 1x29 MVA 25ºC (may-218). (3) Seccionamiento del circuito Valdivia Cautín en S.E. Ciruelos (Ene-217) (4)Nueva línea Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv, 1x29 MVA, (tendido segundo circuito) (may-218). (5) Cambio de conductor Ciruelos Valdivia 1x22, 1x193 MVA. (May-218) Abr-14 -Dic-16 Ene-17-Abr-18 May-18 -Mar-29 Hacia S/E Cautin22 Hacia S/E Cautin22 Hacia S/E Cautin22 Ciruelos22 Ciruelos22 Ciruelos22 Valdiv ia22 Valdiv ia22 Valdiv ia22 Existente En Licitación o Construcción Proyecto Hacia S/E Rahue22 Hacia S/E Rahue22 Pichirropulli22 Hacia S/E Rahue22 Ilustración 12.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Ciruelos Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

79 Fecha Límite Modelado MVA Sin Proyecto Con Proyecto Proyecto Considerado Descripción ene Seccionamiento circuito N 2 Valdivia Cautín en S.E. Ciruelos Obra en Construcción may Cambio Conductor de 1x145 MVA a 1x193 MVA Obra Propuesta may Nueva línea Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv/ Sin Cambio de conductor Obra en Construcción may Nueva línea Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv/ Con Cambio de conductor Obra en Construcción Cuadro 36: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Desde Ciruelos al Sur [MW] abr-14 oct-14 abr-15 oct-15 abr-16 oct-16 abr-17 oct-17 abr-18 oct-18 abr-19 oct-19 abr-2 oct-2 abr-21 oct-21 abr-22 oct-22 abr-23 oct-23 abr-14 oct-14 abr-15 Desde S/E Ciruelos al Sur mes abr-24 oct-15 oct-24 abr-16 abr-25 oct-16 oct-25 abr-17 abr-26 oct-17 oct-26 abr-18 abr-27 oct-18 oct-27 abr-19 abr-28 oct-19 oct-28 abr-2 oct-2 abr-21 oct-21 abr-22 oct-22 abr-23 oct-23 abr-24 oct-24 abr-25 oct-25 abr-26 oct-26 abr-27 oct-27 abr-28 oct-28 [MW] % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 63: Suma de flujos desde S.E. Ciruelos al sur 4 3 Rahue - Valdivia 22 kv (Pichirropulli - Valdivia desde may-18) Figura 64: Flujos Barro Blanco Valdivia 22 kv para distintas probabilidades de excedencia. mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

80 abr-14 oct-14 abr-15 oct-15 abr-16 oct-16 abr-17 oct-17 abr-18 oct-18 abr-19 oct-19 abr-2 oct-2 abr-21 oct-21 abr-22 oct-22 abr-23 oct-23 abr-24 oct-24 abr-25 oct-25 abr-26 oct-26 abr-27 oct-27 abr-28 oct-28 [MW] Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SIC 29 de octubre de Pichirropulli - Ciruelos 22 kv Figura 65: Flujos Pichirropulli Ciruelos 22 kv, para distintas probabilidades de excedencia mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- La Figura 63 muestra los flujos desde el sur hacia S.E. Ciruelos una vez efectuado el seccionamiento completo en enero de 217 (3). Se visualizan congestiones en el tramo para los flujos que van de norte a sur hasta la fecha de entrada en servicio de la línea Ciruelos - Pichirropulli 2x22 kv en mayo de 218 (2). Considerando los plazos constructivos de la obra de mediano plazo disponible cambio de conductor Ciruelos Valdivia 1x22, 1x193 MVA, esta no alcanzaría a estar en servicio antes de mayo de 218, razón por la cual y dado el comportamiento de los flujos esperados en la zona, convendría postergar su recomendación de modo tal que su materialización se produzca hacia fines del año 221, cuando el aumento progresivo de los flujos hacia el sur, promovidos por la liberación de limitaciones en los tramos Puerto Montt Pichirropulli 22 kv y Ciruelos Cautín 22 kv, conllevaría a sobrepasar nuevamente el límite con criterio N-1 en el tramo en cuestión. Con lo anterior la pertinencia de la ejecución de la obra disponible para el tramo deberá ser analizada en las siguientes revisiones del ETT. Cabe señalar que para efecto de explorar las máximas transferencias en el sistema, la simulación aquí presentada supone la materialización de la obra de cambio de conductor para el tramo Ciruelos Valdivia 22 kv en noviembre de 221. Por su parte, para el tramo Rahue Valdivia 22 kv (Figura 64) se observa una alta utilización desde el inicio del horizonte con flujos mayoritariamente en sentido norte - sur, que tienden a disminuir con la entrada de la línea Pichirropulli Ciruelos 2x22 kv en mayo de 218. Lo anterior debido a que la obra aporta un camino alternativo a los flujos y adiciona capacidad suficiente al tramo para todo el horizonte de estudio. De la Figura 65 no se observan congestiones para la línea Ciruelos Pichirropulli 22 kv, en todo el horizonte de estudio. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

81 1.3.6 Sistema al sur de S.E. Pichirropulli Instalaciones existentes: Obras en licitación: (1) Línea Puerto Montt Valdivia 1x22 kv, 1x145 MVA (2) Línea Puerto Montt Rahue 1x22 kv, 1x193 MVA (3) Línea Rahue Valdivia 1x22 kv, 1x193 MVA (4) Nueva línea Puerto Montt Pichirropulli 2x5 (22) kv, 2x15(29) MVA (feb-221) (5) Seccionamiento completo S.E. Rahue Fecha Límite MVA Proyectos Considerados Descripción Feb L Puerto Montt Pichirropulli 2x5 (22) kv, 2x15 (29) MVA Obra en licitación Cuadro 37: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Sistema al sur de S/E Pichirropulli [MW] abr-14 oct-14 abr-15 oct-15 abr-16 oct-16 abr-17 oct-17 abr-18 oct-18 abr-19 oct-19 abr-2 oct-2 abr-21 oct-21 abr-22 oct-22 abr-14 oct-14 abr-15 Desde el sur a S/E Pichirropulli mes abr-23 oct-15 oct-23 abr-16 abr-24 oct-16 oct-24 abr-17 abr-25 oct-17 oct-25 abr-18 abr-26 oct-18 oct-26 abr-19 abr-27 oct-19 oct-27 abr-2 abr-28 oct-2 oct-28 abr-21 oct-21 abr-22 oct-22 abr-23 oct-23 abr-24 oct-24 abr-25 oct-25 abr-26 oct-26 abr-27 oct-27 abr-28 oct-28 [MW] % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 66: Suma de flujos al sur de S.E. Pichirropulli, para distintas probabilidades de excedencia 5 S/E Pmontt al norte Figura 67: Flujos Puerto Montt Pichirropulli 22 kv, para distintas probabilidades de excedencia mes % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

82 Para la suma de flujos de S.E. Pichirropulli al sur se observa que la capacidad adicionada por el proyecto en licitación Nueva línea Puerto Montt Pichirropulli 2x5 (22) kv, 2x15 (29) MVA (feb-221), permitiría operar el tramo sin restricciones en todo el horizonte de estudio. Cabe indicar que esta línea se considera energizada en 22 kv para todo el horizonte de estudio en que se encuentra disponible. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

83 11 ANÁLISIS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA 11.1 Metodología La metodología aplicada en la evaluación económica se basa en la utilizada por el consultor del ETT, es decir, se calcula el Valor Actual Neto (VAN) de realizar la inversión, con el detalle que se explica a continuación. En una primera etapa del proceso se analizan las transferencias esperadas en los tramos de transmisión troncal, identificando aquellas instalaciones que presentan transferencias restringidas considerando los valores permitidos por criterio de seguridad N-1. Posteriormente en base a la información entregada por las empresas a la DP, se determina si la posible incorporación de generación o demanda hace pertinente la definición de algún escenario alternativo de evaluación. En aquellas instalaciones troncales en que se detectó la necesidad de evaluar una posible expansión, se modelan los proyectos propuestos que permitan dar solución a las saturaciones presentadas. A continuación se realizan dos simulaciones de operación, para las situaciones con y sin proyecto en base una misma política de gestión de embalses. Se obtienen de cada simulación los costos de generación térmica, la energía de falla valorizada a costo de falla de larga duración y el agua embalsada al final del horizonte de planificación valorizada a costo marginal, consolidados como promedios sobre las hidrologías. Con los resultados obtenidos de ambas simulaciones, se calcula el VAN de realizar el proyecto, restando los beneficios en costo de operación, con el costo asociado a cubrir el AVI y COMA. La evaluación del proyecto de expansión para un tramo en particular se realiza bajo distintas alternativas de ampliación en el resto de los tramos del sistema, por ende la determinación de la alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación y combinación de las opciones posibles de desarrollo Min Max Regret Para tomar la mejor decisión respecto de la alternativa óptima de expansión del sistema de transmisión, considerando la incertidumbre asociada a los futuros escenarios de generación demanda, en casos específicos, se ha utilizado el criterio MinMax o bien el criterio de minimizar el máximo arrepentimiento. En una primera etapa cada uno de los escenarios generación-demanda analizados se asumen como certeros y se define bajo sus supuestos el plan óptimo de expansión en transmisión, mediante la metodología descrita en el punto Cada plan óptimo de expansión encontrado se considera como una posible alternativa de expansión en la transmisión que será evaluada considerando que se da un escenario distinto al que origina dicho plan, de modo de calcular el arrepentimiento o aumento de costos en caso de haber escogido esa alternativa. Finalmente se selecciona la alternativa que minimiza el máximo arrepentimiento. Cabe señalar que para efectos de valorizar los arrepentimientos se ha supuesto que las soluciones de expansión de la transmisión asociadas a una alternativa no necesariamente son Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

84 fijas en todo el horizonte, puesto que si en el futuro se presenta un escenario generacióndemanda distinto, se pueden tomar medidas que permitan adaptar la transmisión al nuevo escenario. Por ejemplo, si se están calculando los costos de una alternativa de expansión que implica la no realización de un obra de transmisión en todo el horizonte, pero bajo el escenario en que se incorpora nueva generación y demanda al sistema que hace evidente que a partir de cierto año se requiriere de una expansión de transmisión, entonces ésta se considera con el retraso correspondiente, por lo que los costos de ese conjunto alternativaescenario deben representar los sobrecostos asociados al retraso Zona norte A continuación se presentan las evaluaciones económicas de los proyectos de expansión para los tramos de la zona norte en el Escenario Base y Escenario N Escenario (Base) Tramo Cardones Diego de Almagro 22 kv (Esc. Base) Debido a las condiciones de saturación observadas, la DP ha considerado la evaluación de dos proyectos para la zona. El primero consiste en el Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto y el cambio de configuración de la S.E. Carrera Pinto, para su entrada en operación en abril de 218; y el segundo corresponde al cambio de conductor por uno de alta capacidad para la Línea Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 1x22 kv, 1x197 MVA, que permita elevar su capacidad de transferencia al menos a 29 MVA 9 en (abr-18) (ANEXO 5). I. Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto Para el proyecto de seccionamiento se ha estimado un plazo de 29 meses, con lo que la obra debiera materializarse para su entrada en operación en Abril de La evaluación económica considera para el caso sin proyecto un límite de 29 MVA para la suma de flujos que llegan a Cardones 22 kv y uno de 35 MVA para el caso con proyecto (ANEXO 1). En el ANEXO 5 se indica que para efectuar el seccionamiento del primer circuito de la línea Cardones Diego de Almagro 1x22 kv en Carrera Pinto y cumplir con lo indicado en la NTSyCS, Art II respecto de la falla Severidad 9, se requeriría de un paño seccionador de barra y otro acoplador en la S.E Carrera Pinto. Lo anterior sumado a que en la zona geográfica de Carrera Pinto se vislumbran una serie de proyectos de desarrollos de ERNC, se analizó la posibilidad de modificar la configuración de la S.E. a una tipo interruptor y medio, de modo de cumplir con lo indicado en la NTSyCS, Art II de forma eficiente y adaptada a los futuros requerimientos. 9 De acuerdo a lo señalado en el ANEXO 5, la solución mejor adaptada a los niveles de transferencia requeridos corresponde al cambio de conductor por uno de alta capacidad de 4 MVA. 1 El tendido del primer circuito Cardones Diego de Almagro se espera para noviembre de 217, con lo que este operaría expreso hasta el seccionamiento a materializar en S.E Carrera Pinto en abr-18. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

85 Con motivo de las observaciones a la propuesta preliminar, la empresa Transelec presentó información a la DP el proyecto Transformación a Configuración de Interruptor y medio de S/E Carrera Pinto, y seccionamiento completo línea 2x22 kv Cardones-Diego de Almagro, por lo que la DP realizó ajustes en el proyecto original para adecuarlo al proyecto presentado por Transelec (Anexo 5). Cabe señalar que la solución presentada es compatible con la obra de seccionamiento del segundo circuito actualmente decretada (decreto N ). Cuadro 38. Proyecto Cambio de configuración de la S.E. Carrera Pinto a interruptor y medio y seccionamiento del primer circuito de la nueva línea Cardones Diego de Almagro 2x22 kv. VI (millones de US$) Adecuaciones de instalaciones en S.E. Existente (1) 13. Paños de seccionamiento del Primer Circuito (2) 5.23 TOTAL (1) Corresponde a las obras para efectuar el cambio de configuración de la S.E. a una tipo interruptor y medio y las obras necesarias para dar cabida al seccionamiento del primer circuito de la nueva Cardones Diego de Almagro en S.E Carrera Pinto. (2) Corresponde a los paños del circuito a seccionar de la nueva línea Cardones Diego de Almagro 2x22 kv y el tramo de línea para la acometida a la S.E. En el Cuadro 39 se realiza la evaluación económica de la obra de ampliación Seccionamiento del primer circuito de la línea Cardones Diego de Almagro y cambio de configuración S.E. Carrera Pinto, para su puesta en servicio en abr-218, encontrando que resulta conveniente su ejecución con un VAN positivo de 22 millones de US$. Cuadro 39: Evaluación económica proyecto Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto, Escenario Base Evaluación Pycto Seccionamiento completo en C.pinto 22 kv Año Costos de operación Inversión Con Proyecto Sin Proyecto Beneficio (US$) Anualidad VI (US$) 214 1,5,356,79 1,5,356, ,933,525,825 1,933,525, ,124,278,644 2,124,278, ,352,431,174 2,352,431, ,46,536,596 2,411,45,626 4,59,29 2,193, ,573,863,653 2,583,296,855 9,433,22 2,193, ,781,925,916 2,789,61,68 7,675,151 2,193, ,799,724,834 2,89,553,139 9,828,35 2,193, ,768,125,815 2,777,155,265 9,29,45 2,193, ,771,167,137 2,777,387,959 6,22,822 2,193, ,869,19,589 2,871,64,6 2,62,417 2,193, ,983,96,82 2,985,593,24 2,497,122 2,193, ,235,737,946 3,234,582,46-1,155,54 2,193, ,551,358,47 3,57,392,253 19,34,26 2,193, ,736,936,582 3,744,913,947 7,977,364 2,193,51 Valor agua ene ,497 Valor agua ene ,864 Valores Presentes a 214 VP Beneficio VP Anualidad US$ 32,783,847 US$ 1,23,696 VAN $ 22,58,151 Notas: Con cambio de conductor Cardones Diego de Almagro 1x22 kv Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

86 II. Cambio de conductor por uno de alta capacidad (4 MVA) Línea Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 1x22 kv, 1x197 MVA El proyecto de cambio de conductor requiere desconexiones en el circuito a intervenir, por lo que la obra no puede estar en operación antes de la puesta en servicio de la nueva línea Cardones - Carrera Pinto Diego de Almagro (nov-17) 11. Las desconexiones se han estimado en 5 meses y se han modelado para el periodo inmediatamente siguiente a la puesta en operación de la obra mencionada, en forma secuencial para los tramos Carrera Pinto Diego de Almagro, posteriormente Carrera Pinto San Andrés y finalmente San Andrés Cardones. En las condiciones anteriores se ha modelado la respectiva disminución en el límite que implicaría tener el circuito abierto en los tramos para representar el aumento en los costos de operación que significarían para el sistema los trabajos. Con lo anterior el proyecto considera su puesta en operación para en abril de 218. Cuadro 4: Evaluación económica proyecto Cambio de conductor por uno de alta capacidad Línea Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 1x22 kv, 1x197 MVA, Escenario Base Evaluación Pycto Cambio conductor Cardones-D.Almagro 22 kv Año Costos de operación Inversión Con Proyecto Sin Proyecto Beneficio (US$) Anualidad VI (US$) 214 1,5,356,79 1,5,356, ,933,525,825 1,933,525, ,124,278,644 2,124,278, ,352,427,822 2,351,77,359-72,462 1,92, ,46,572,877 2,413,664,625 7,91,748 2,854, ,573,873,156 2,593,56,969 19,183,813 2,854, ,781,932,249 2,799,391,567 17,459,317 2,854, ,799,53,453 2,819,977,695 2,447,242 2,854, ,768,21,351 2,787,481,557 19,28,26 2,854, ,773,351,954 2,781,572,394 8,22,44 2,854, ,867,866,724 2,878,225,198 1,358,474 2,854, ,982,34,122 2,993,953,8 11,613,677 2,854, ,237,539,35 3,247,899,969 1,36,619 2,854, ,553,626,41 3,568,46,531 14,78,121 2,854, ,732,652,195 3,75,339,63 17,687,435 2,854,179 Valor agua ene ,521 Valor agua ene ,365 Valores Presentes a 214 VP Beneficio VP Anualidad US$ 66,34,168 US$ 14,642,818 VAN $ 51,697,349 Notas: Con seccionamiento completo en S/E Carrera Pinto 22 kv En el Cuadro 4 se aprecia que resulta económicamente conveniente la ejecución del cambio de conductor VAN de 6.1 millones de US$ Plan óptimo en la zona norte para el Escenario Base o Escenario De acuerdo a las evaluaciones anteriores, en el Cuadro 41 se resume el plan de expansión de la transmisión encontrado para el Escenario Base (Escenario ), el cual se ha denominado 11 Para la fecha de puesta en servicio se considera que la línea Cardones Diego de Almagro operará con uno de sus circuitos seccionados en S.E Carrera Pinto y otro expreso entre Cardones y Diego de Almagro 22 kv. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

87 Alternativa de expansión (Alternativa ). Se aprecia que resulta económicamente conveniente la ejecución de las obras para el tramo Cardones Diego de Almagro. Cuadro 41: Plan óptimo de expansión en el Escenario Base, Alternativa Tramo Fecha Obra de Expansión Cardones - Diego de Almagro Abr-18 Abr-18 Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto 22 kv y cambio de configuración S.E. Carrera Pinto. Cambio de conductor por uno de alta capacidad (4 MVA), Línea Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 1x22 kv, 1x197 MVA Escenario N 2 De acuerdo a los niveles de flujos presentados en la Figura 14, Figura 19, Figura 2 y Figura 24 para el Escenario N 2, resulta pertinente la evaluación de proyectos de expansión para los tramos de 22 kv Cardones Diego de Almagro, Pan de Azúcar Maitencillo y Las Palmas - Pan de Azúcar Tramo Cardones Diego de Almagro 22 kv (Esc. N 2) Para el tramo en cuestión se consideran los mismos proyectos evaluados para el escenario base, encontrando que bajo los supuestos del Escenario N 2 resultarían igualmente convenientes de materializar. I. Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto Cuadro 42: Evaluación económica proyecto Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto, Escenario N 2 Evaluación Pycto Seccionamiento completo en C.pinto 22 kv EscN 2 Año Costos de operación Inversión Con Proyecto Sin Proyecto Beneficio (US$) Anualidad VI (US$) 214 1,496,535,737 1,496,535, ,915,743,864 1,915,743, ,996,838,159 1,996,838, ,177,928,33 2,177,928, ,27,841,68 2,211,16,23 3,318,955 2,193, ,366,938,15 2,373,648,483 6,71,333 2,193, ,573,67,17 2,58,347,564 6,74,457 2,193, ,593,861,42 2,61,557,558 7,696,156 2,193, ,618,599,783 2,625,299,77 6,699,295 2,193, ,621,133,317 2,625,81,44 4,668,123 2,193, ,693,731,269 2,7,734,82 7,2,813 2,193, ,793,358,763 2,799,878,73 6,519,31 2,193, ,997,576,654 3,2,184,98 4,68,326 2,193, ,322,824,553 3,324,37,739 1,483,186 2,193, ,499,238,414 3,51,454,573 2,216,159 2,193,51 Valor agua ene ,343 Valor agua ene 214 2,99 Valores Presentes a 214 VP Beneficio VP Anualidad US$ 25,534,689 US$ 1,23,696 VAN $ 15,33,993 Notas: Con cambio de conductor Cardones Diego de Almagro 1x22 kv Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

88 II. Cambio de conductor por uno de alta capacidad (4 MVA) Línea Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 1x22 kv 1x197 MVA Cuadro 43: Evaluación económica proyecto Cambio de conductor por uno de alta capacidad Línea Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 1x22 kv 1x197 MVA, Escenario N 2 Evaluación Pycto Cambio conductor Cardones- D.Almagro 22 kv Esc N 2 Año Costos de operación Inversión Con Proyecto Sin Proyecto Beneficio (US$) Anualidad VI (US$) 214 1,496,535,737 1,496,535, ,915,743,864 1,915,743, ,996,838,159 1,996,838, ,177,928,33 2,177,928, ,27,841,68 2,215,19,174 7,268,16 2,854, ,366,938,15 2,38,848,426 13,91,276 2,854, ,573,67,17 2,587,168,936 13,561,829 2,854, ,593,861,42 2,61,516,34 16,654,939 2,854, ,618,599,783 2,632,69,727 13,469,944 2,854, ,621,133,317 2,633,78,91 12,574,774 2,854, ,693,731,269 2,76,853,46 13,122,137 2,854, ,793,358,763 2,799,775,21 6,416,258 2,854, ,997,576,654 3,7,553,135 9,976,481 2,854, ,322,824,553 3,328,121,713 5,297,16 2,854, ,499,238,414 3,514,486,256 15,247,842 2,854,179 Valor agua ene ,887 Valor agua ene ,333 Valores Presentes a 214 VP Beneficio VP Anualidad US$ 54,813,99 US$ 13,279,756 VAN $ 41,534,234 Notas: Con seccionamiento completo en S/E Carrera Pinto 22 kv En el Cuadro 4 se aprecia que resulta económicamente conveniente la ejecución del cambio de conductor VAN de millones de US$. Debido a que las obras de expansión para el tramo Cardones Diego de Almagro resultan económicamente beneficiosas tanto en el escenario base como en el Escenario N 2 se incluye su recomendación en la presente revisión Tramo Pan de Azúcar Maitencillo 2x 22 kv y Las Palmas - Pan de Azúcar. (Esc. N 2) En el Escenario N 2 además de las saturaciones observadas para el tramo Cardones Diego de Almagro, se observa congestión en los tramos Pan de Azúcar Maitencillo 22 kv, Las Palmas - Pan de Azúcar y el transformador Nueva Maitencillo 5/22 kv, que hace necesaria la evaluación de proyectos de expansión. Para los tramos mencionados no se dispuso de obras propuestas, por lo que la DP ha recopilado información para evaluar como solución tentativa las obras presentadas a continuación, para los cuales se han estimado sus valores de inversión y plazos asociados. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

89 Alternativa 2, Escenario N 2: - Segundo transformador Nueva Maitencillo 5/22 kv (ene- 19) - Repotenciamiento tramo Maitencillo Pan de Azúcar 2x22 kv (ene-18). - S.E. seccionadora Nueva Las Palmas 5 kv más transformador 5/22 kv, 1x75 MVA con enlace a las S.E Las Palmas 22 kv (ene-19). En esta alternativa se considera una S.E. seccionadora las Nueva Palmas 5 kv y un transformador 5/22 kv, que permita enlazar el sistema de 22 kv con el nuevo sistema paralelo de 5 kv. De acuerdo a lo presentado en las gráficos, el enlace 5/22 aportaría un camino alternativo a los flujos en 22 kv que van desde S.E. Las Palmas 22 kv hacia Punta Colorada (nodo fuerte de consumo), haciendo de este modo un mayor uso de las líneas de 5 kv y permitiendo así descongestionar el tramo en 22 kv entre las Palmas y Pan de Azúcar. En adición a lo anterior la S.E. seccionadora a la altura de Las Palmas se presenta como una buena alternativa puesto que se encuentra cercana a la mitad del tramo Polpaico Pan de Azúcar 5 kv y la zona se vislumbra como un polo desarrollo para futuros proyectos ERNC. 4 Desde el sur a Pan de Azúcar 22 kv 1 Las Palmas 5/22 kv [MW] abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 [MW] abr-19 sep-19 feb-2 jul-2 dic-2 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 Mes - Año Mes - Año % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- Figura 68: Flujos Desde el sur a Pan de Azúcar y Nueva Las Palmas 5/22 kv Alternativa 2, Escenario 2. Cabe señalar que la evaluación presentada considera el proyecto de repotenciamiento para su puesta en servicio en enero del año 218, mientras que para el proyecto de seccionamiento y Transformador 5/22 kv Nueva Las Palmas 5 kv se supone un plazo constructivo de 32 meses para su entrada en operación en enero de 219. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

90 Cuadro 44: Evaluación económica Alternativa 2, Escenario N 2 Evaluación Alternativa de expansión 2, Esc. 2 Año Costos de operación Inversión Con Proyecto Sin Proyecto Beneficio (US$) Anualidad VI (US$) 214 1,495,485,153 1,495,485, ,917,18,488 1,917,88, ,999,547,918 1,999,569, ,14,841,5 2,141,181, ,15,518,183 2,155,239,652 4,721,469 2,289, ,346,929,133 2,358,864,576 11,935,444 12,163, ,578,727,585 2,591,599,81 12,872,216 12,163, ,592,377,896 2,68,466,242 16,88,347 12,163, ,621,957,316 2,637,979,26 16,21,89 12,163, ,619,189,434 2,64,614,741 21,425,37 12,163, ,7,888,355 2,711,176,326 1,287,971 12,163, ,85,827,576 2,821,116,979 15,289,43 12,163, ,12,986,324 3,4,678,84 27,691,76 12,163, ,341,626,737 3,372,973,511 31,346,774 12,163, ,56,38,37 3,537,814,133 31,434,95 12,163,868 Valor agua ene ,694,177 Valor agua ene 214 3,278,277 Valores Presentes a 214 VP Beneficio VP Anualidad US$ 77,862,715 US$ 5,164,772 VAN $ 27,697,944 Notas: Con cambio conductor Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 1x22 kv Con seccionamiento completo en Carrera Pinto 22 kv De acuerdo a lo presentado en el Cuadro 44 la alternativa de expansión para este escenario resulta económicamente conveniente. En adición a lo anterior esta Dirección considera adecuado el análisis de la alternativa de expansión explorada en el Escenario N 2, puesto que existen consideraciones adicionales a las económicas tales como: El enlace 5/22 kv Nueva Las Palmas sería un aporte potencial a las futuras inyecciones ERNC en la zona, debido a que presentaría una vía de evacuación directa hacia el sistema de 5 kv para los futuros proyectos, permitiendo así la inyección de volúmenes de energía superiores. El seccionamiento permitiría acortar la distancia del tramo de 412 km entre Polpaico Pan de Azúcar 5 kv, lo que tendría efectos positivos en la regulación de tensión, condiciones de energización y operación de la línea de 5 kv. Adicionalmente, la nueva S.E. le otorgaría al sistema mayor seguridad y flexibilidad de operación, representado una mejor alternativa para ejercer gestión de red ante la posibilidad de abrir tramos en 22 kv en caso de que las inyecciones ERNC futuras sean superiores a las previstas. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

91 Plan óptimo en la zona norte para el Escenario N 2 De acuerdo a las evaluaciones anteriores, las obras que conforman la alternativa N 2 de expansión resultan beneficiosas. En el Cuadro 45 se resumen estos planes de expansión para el Escenario N 2. Cuadro 45: Alternativa de expansión en el Escenario 2 Tramo Fecha Obra de Expansión Cardones - Diego de Almagro Abr-18 Abr-18 Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto 22 kv. Cambio de conductor por uno de alta capacidad (4 MVA), Línea Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 1x22 kv 1x197 MVA. Maitencillo 5/22 Ene-19 Segundo transformador Nueva Maitencillo 5/22 kv. Pan de Azúcar Maitencillo Las Palmas Pan de Azúcar Ene-18 Ene-19 Repotenciamiento del tramo Pan de Azúcar Maitencillo 2x22 kv, 2x197 MVA a 2x22 kv, 2x26 MVA S.E. seccionadora Nueva las Palmas 5 kv más transformador 5/22 kv, 1x75 MVA con enlace a las S.E Las Palmas 22 kv Análisis del mínimo arrepentimiento en la Zona Norte Debido a que los planes óptimos de expansión encontrados para el Escenario Base y Escenario Nº2 resultan distintos, a continuación se presenta el desarrollo del análisis Minmax para determinar cuál de las alternativas de expansión de la transmisión reduce el arrepentimiento. Para lo anterior la matriz de escenarios-alternativas definida es la siguiente: Cuadro 46: Matriz de Escenarios v/s Alternativas de expansión de la transmisión Escenario Escenario 2 Alternativa Alt.Esc Alt.Esc2 Alternativa 2 Alt2.Esc Alt2.Esc2 Para cada uno de los escenarios se analizan todas alternativas de expansión de la transmisión, las cuales se ajustan de acuerdo al escenario de generación que se esté considerando, pues se parte de la base en que la opción tomada hoy no es fija y se pueden adoptar medidas para adaptar la transmisión al plan de generación futuro si alguno de los escenarios lo requerirse. Así para el caso Alternativa - Escenario 2, la alternativa indica que hoy no se materializan las obras de transmisión pero bajo los supuestos de Escenario N 2 se desarrollan los proyectos ERNC y consumos mineros futuros, por lo que el ajuste corresponde a tomar la decisión un año más tarde, con la perdida de eficiencia asociada al sobre costo de operación que significa operar las líneas restringidas durante ese año. En el Cuadro 47 se presentan los planes de obra de transmisión ajustados a los escenarios de generación-demanda estudiados. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

92 Cuadro 47: Proyectos considerados en cada Escenario - Alternativa zona norte Proyectos de Expansión VI miles US$ Alternativa Escenario Alternativa Escenario 2 Alternativa 2 Escenario Alternativa 2 Escenario 2 Seccionamiento completo en Carrera Pinto 22 kv Cambio de conductor Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 22 kv Segundo Transformador Nueva Maitencillo 5/22 kv Repotenciamiento Línea Pan de Azúcar - Maitencillo 22 kv S.E. Seccionadora Nueva las Palmas 5 kv y Transformador Nueva las Palmas 5/22 kv 18,236 abr-18 abr-18 abr-18 abr-18 23,47 abr-18 abr-18 abr-18 abr-18 26,55 ene-2 ene-19 ene-19 18,775 ene-19 ene-18 ene-18 55,56 ene-2 ene-19 ene-19 El Cuadro 48 presenta los costos totales para cada conjunto Alternativa de expansión- Escenario de generación-demanda, desagregados en valores de inversión en transmisión y costos de operación y falla. Cuadro 48: Tabla de costos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona norte Valores presentes en miles de US$ Alternativa Escenario Alternativa Escenario 2 Alternativa 2 Escenario Alternativa 2 Escenario 2 Costos de Inversión Tx 22,388 63,862 72,553 72,553 Costo de operación + costo de falla 19,798,928 18,599,82 19,791,642 18,587,1 Costo Total 19,821,316 18,662,943 19,864,195 18,659,554 La respectiva matriz de costos es la siguiente: Cuadro 49: Matriz de costos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona norte Matriz de Costos Valores presentes en miles de US$ Escenario Escenario 2 Alternativa 19,821,316 18,662,943 Alternativa 2 19,864,195 18,659,554 De acuerdo a lo metodología Minmax, para cada escenario se escoge la mejor alternativa o equivalentemente la de menor costo para el sistema, luego se calculan los arrepentimientos haciendo la diferencia entre el costo que significaría la elección de las otras alternativas bajo ese escenario y este valor. La respectiva matriz de arrepentimientos es la siguiente: Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

93 Cuadro 5: Matriz de arrepentimientos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona norte Matriz de arrepentimientos Valores presentes en miles de US$ Escenario Escenario 2 Suma Arrepentimiento Alternativa - 3,39 3,39 Alternativa 2 42,878-42,878 Como muestra el cuadro, para cada alternativa se calcula la suma de los máximos arrepentimientos y finalmente se elige aquella que minimiza este valor. El análisis realizado muestra que la elección de la Alternativa de expansión de la transmisión resulta ser la de menor arrepentimiento para el sistema, lo que implica que conviene postergar la decisión de ejecución de las obras destinadas a enfrentar las congestiones que se originarían en el Escenario N 2. Con lo anterior el plan óptimo encontrado para la zona norte se resume en el Cuadro 51. Cuadro 51: Plan óptimo de expansión encontrado para la zona norte Proyectos de Expansión VI miles US$ Plazo Fecha Seccionamiento completo en Carrera Pinto 22 kv 18, meses abr-18 Cambio de conductor Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro 22 kv 23,47 - abr-18 Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

94 11.3 Zona centro Para la zona centro se considera la evaluación Línea 2x5 kv, 1x18 MVA 25ºC, Alto Jahuel Polpaico para su entrada en (may-22). Cuadro 52: Evaluación económica proyecto Nueva Línea 2x5 kv, 1x18 MVA 25ºC, Alto Jahuel Polpaico Evaluación Pycto Nva Alto Jahuel - Polpaico 5 kv esc. Base Año Costos de operación Inversión Con Proyecto Sin Proyecto Beneficio (US$) Anualidad VI (US$) 214 1,483,236,425 1,483,236, ,96,654,918 1,96,654, ,96,822,694 2,96,822, ,252,53,73 2,252,53, ,294,824,93 2,294,824, ,456,94,435 2,456,94, ,73,894,521 2,731,225, ,294 8,34, ,755,5,14 2,755,742, ,591 8,34, ,734,284,8 2,735,276, ,646 8,34, ,721,61,456 2,723,859,868 2,249,412 8,34, ,828,873,476 2,83,2,497 1,147,21 8,34, ,99,869,162 2,997,58,82 6,711,658 8,34, ,24,4,754 3,239,696,261-74,493 8,34, ,595,418,665 3,593,53,325-1,915,339 8,34, ,777,23,28 3,777,28,258-21,95 8,34,523 Valor agua ene ,786 Valor agua ene 214-4,885 Valores Presentes a 214 VP Beneficio VP Anualidad US$ 3,522,813 US$ 28,314,167 VAN -$ 24,791,354 De acuerdo a lo presentado en el Cuadro 52 no resultaría económicamente conveniente la materialización del proyecto propuesto. Con motivo de las observaciones presentadas a la DP, se ha realizado una sensibilidad para la evaluación de proyecto Nueva Línea 2x5 kv, 1x18 MVA 25ºC, Alto Jahuel Polpaico. La sensibilidad considera la incorporación de la central el Campesino 6 MW en junio de 217, conectada en S.E. Nueva Charrúa 5 kv, tomando como supuesto adicional que esta reemplaza a la generación de la central Modulo 5 y Carbón Maitencillo. En el escenario analizado, se han encontrado iguales conclusiones que en el escenario base, obteniendo un VAN negativo -28,981 miles de US$, que indica que no resultaría económicamente conveniente ejecutar la obra Zona sur Para la zona sur se considera la evaluación de las posibles alternativas de expansión para el Escenario Base y para el Escenario N Escenario (base) A continuación se presentan las evaluaciones económicas de los proyectos de expansión, en aquellos tramos de la zona sur que requieran aumentos de capacidad. Se consideran como Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

95 candidatas a evaluación aquellas obras acordes a los niveles de flujo esperados en todo el horizonte de análisis para el Escenario Base Tramo Ciruelos Cautín (Esc. Base) La evaluación económica del Cuadro 53 considera el proyecto de la Nueva línea Cautín Ciruelos 2x22 kv, 1x29 MVA, para su puesta en servicio en noviembre del año 221. Cuadro 53: Evaluación económica proyecto Nueva línea Ciruelos Cautín 2x22 kv, con un circuito tendido Evaluación Pycto Ciruelos - Cautín 2x22 kv Año Costos de operación Inversión Con Proyecto Sin Proyecto Beneficio (US$) Anualidad VI (US$) 214 1,44,69,514 1,44,69, ,89,298,496 1,89,298, ,1,138,499 2,1,138, ,247,263,183 2,247,263, ,38,158,173 2,38,158, ,46,148,96 2,46,148, ,733,649,21 2,733,649, ,8,73,86 2,8,351, ,12 1,47, ,837,176,757 2,837,592, ,86 6,283, ,843,743,67 2,845,717,395 1,973,788 6,283, ,963,444,133 2,978,21,568 14,757,436 6,283, ,129,87,182 3,137,71,89 7,983,96 6,283, ,371,456,194 3,376,438,516 4,982,322 6,283, ,72,819,911 3,732,79,867 11,97,956 6,283, ,911,496,316 3,933,593,534 22,97,219 6,283,9 Valor agua ene 228-5,516 Valor agua ene ,819 Valores Presentes a 214 VP Beneficio VP Anualidad US$ 19,138,625 US$ 15,478,518 VAN $ 3,66,16 Notas: * Cambio de conductor Loncoche - Ciruelos desde May-18 Del Cuadro 53 se desprende que los ahorros en costos de operación producto de la incorporación de la nueva línea, resultarían mayores a los costos de inversión y COMA de la obra, arrojando finalmente un VAN positivo que indicaría que es económicamente conveniente materializar el proyecto señalado. La evaluación económica del Cuadro 54 considera el proyecto de Cambio de conductor tramo Loncoche - Ciruelos 1x22 kv, 1x145 MVA, con un plazo de 31 meses para ejecutar la obra, para su entrada en operación en mayo de 218. En la evaluación se modela la salida de servicio del circuito intervenido durante un total de 24 horas luz por kilómetro de línea, con lo anterior se considera abierto el tramo Ciruelos Cautín 22 kv los tres meses inmediatamente anteriores a mayo de 218, de tal forma de ser consistente con el criterio n-1 del circuito no intervenido. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

96 Cuadro 54: Evaluación económica Cambio de conductor tramo Loncoche Ciruelos 1x22 kv, 1x145 MVA Evaluación Pycto Cambio de Conductor Loncoche - Ciruelos 1x145 MVA Año Costos de operación Inversión Con Proyecto Sin Proyecto Beneficio (US$) Anualidad VI (US$) 214 1,44,69,514 1,44,69, ,89,298,496 1,89,298, ,1,138,499 2,1,138, ,247,263,183 2,247,263, ,324,722,911 2,38,158,173-16,564, , ,459,875,128 2,46,148,96 272, , ,731,361,596 2,733,649,21 2,287, , ,797,669,63 2,8,73,86 3,61, , ,836,38,749 2,837,176, ,8 574, ,841,54,868 2,843,743,67 2,22, , ,965,21,323 2,963,444,133-1,766,19 574, ,124,93,439 3,129,87,182 4,156, , ,364,38,71 3,371,456,194 7,75, , ,729,215,55 3,72,819,911-8,395, , ,97,446,82 3,911,496,316 4,49, ,56 Valor agua ene ,13 Valor agua ene ,712 Valores Presentes a 214 VP Beneficio VP Anualidad -$ 4,98,499 US$ 2,515,168 VAN -$ 7,495,667 Notas: Con Ciruelos Cautín 2x22 kv desde nov-21 Del Cuadro 54 se desprende que la desconexión asociada a los trabajos de cambio de conductor se traduce en un aumento importante de los costos de operación del sistema, lo que conduce finalmente a que no resulte económicamente conveniente materializar el proyecto señalado Plan óptimo en la zona sur para el Escenario Base o Escenario De acuerdo a los resultados anteriores, en el Cuadro 55 se resume el plan óptimo de expansión de la transmisión determinado para el Escenario Base (Escenario ). A continuación este plan de expansión de la transmisión será llamado alternativa de expansión (Alternativa ). Cuadro 55: Plan óptimo de expansión en el Escenario Base, Alternativa Tramo Fecha Obra de Expansión Ciruelos Cautín Nov-21 Nueva Línea Ciruelos Cautín 2x22 kv, tendido primer circuito Escenario N 1 Considerando el plan de obras de generación del Escenario N 1, se requeriría un aumento de capacidad en el tramo Ciruelos Cautín 22 kv a partir del año 221 al igual que en el escenario base. Estas necesidades podrían ser resueltas mediante la incorporación de un plan de expansión de la transmisión equivalente al encontrado para dicho escenario, pero debido a que dos años después, en este escenario se consideran las centrales Blanco 375 MW y Cuervo 64 MW en la S.E. Puerto Montt, se haría necesario un aumento de capacidad de mayor Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

97 proporción al que se podría lograr tendiendo el segundo circuito de la líneas Ciruelos Cautín 2x29 MVA. Por lo anterior, la DP ha elaborado un análisis de mínimo arrepentimiento que permita definir si la decisión óptima de expansión para el tramo, a tomar en el presente periodo, es la línea en 22 kv o bien en 5 kv energizada en 22 kv. A partir del proyecto disponible nueva línea Ciruelos Cautín 2x5, 2x11 MVA, energizado en 22 kv que se encuentra dentro del conjunto de obras contenidas en la Resolución exenta N 194, la DP ha estimado el VI proporcional a los kilómetros para los tramos Cautín Charrúa 2x5 kv y Pichirropulli Ciruelos 2x5 kv, correspondientes a las inversiones faltantes para adaptar el sistema a las nuevas necesidades producto de la incorporación de las nuevas centrales a partir del año 223. En adición a los tramos anteriores se considera la incorporación de transformadores 5/22 kv en las SS.EE. Puerto Montt y Cautín y las respectivas obras de 5 kv. De acuerdo a lo mencionado anteriormente, en el Cuadro 56 se presenta un resumen del plan expansión de transmisión determinado para el Escenario N 1 y en la Figura 69 un diagrama del mismo. Cuadro 56: Plan de expansión determinado en el Escenario N 1, Alternativa 1 Tramo Fecha Obra de Expansión Charrúa - Cautín Ago-23 Línea 2x5 kv tramo Charrúa - Cautín Cautín - Ciruelos Nov-21 Ago-23 Línea 2x5 kv tramo Cautín - Ciruelos, operada en 22 kv Línea 2x5 kv tramo Cautín - Ciruelos, operación en 5 kv Ciruelos - Pichirropulli Ago-23 Línea 2x5 kv tramo Ciruelos Pichirropulli. Pichirropulli - Puerto Montt Ago-23 Línea 2x5 kv tramo Pichirropulli - Puerto Montt, operación en 5 kv Noviembre 221 Agosto 223 Ancoa 5kV Ancoa 5kV Existente En Licitación o Construcción Proyecto Charrúa 5kV Hualpen 22kV Charrúa 22kV Hualpen 22kV Mulchen 22kV Esperanza 22kV Mulchen 22kV Esperanza 22kV Temuco 22kV Temuco 22kV Cautín 22kV Cautín 5kV Cautín 22kV Linea de 5 kv Energizada en 22 kv Ciruelos 22kV Energización en 5 kv Ciruelos 22kV Valdivia 22kV Valdivia 22kV Pichirropulli 22kV Pichirropulli Pichirropulli 22kV Linea de 5 kv Energizada en 22 kv Rahue 22kV Energización en 5 kv Rahue 22kV P. Montt 22kV P. Montt 5V P. Montt 22kV Figura 69: Diagrama esquemático de plan de expansión en el Escenario N 1 Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

98 Análisis del mínimo arrepentimiento en la zona Sur A continuación se presenta el desarrollo del análisis Minmax para determinar cuál de las alternativas de expansión de la transmisión reduce el arrepentimiento en caso que en el futuro no ocurriera el escenario de generación bajo el que se definió la solución óptima de la expansión. Para lo anterior la matriz de escenarios v/s alternativas definida es la siguiente: Cuadro 57: Matriz de Escenarios v/s Alternativas de expansión de la transmisión Escenario Escenario 1 Alternativa Alt.Esc Alt.Esc1 Alternativa 1 Alt1.Esc Alt1.Esc1 Alternativa 2 Alt2.Esc Alt2.Esc1 En primer lugar se corrobora que el plan óptimo de expansión de la transmisión definido para el Escenario Base y el Escenario 1 resulte económicamente conveniente para el sistema. En el Cuadro 58 se muestra el beneficio que representa para el sistema la ejecución de los planes de expansión de la transmisión determinados para cada uno de los escenarios analizados. La alternativa de expansión óptima de la transmisión encontrada para el escenario base se ha llamado Alternativa, mientras que para el Escenario N 1 se han definido dos posibles alternativas: La Alternativa1, considera que en agosto de 223 el sistema paralelo de 5 kv tiene un enlace a 22 kv en S.E. Puerto Montt y otro en S.E. Cautín; y en la Alternativa 2 en vez de suponer el transformador de 5/22 kv en S.E. Cautín, se supone en S.E. Ciruelos. Cuadro 58: Evaluación económica planes óptimos de expansión determinados en cada escenario Valores presente al 213 en miles de US$ Ahorro en costo de operación + costo de falla VATT Beneficio Alternativa 22,145 17,933 4,19 Alternativa 1 79, ,4 58,781 Alternativa 2 712,51 122,27 59,231 Para cada uno de los escenarios se analizan todas las alternativas de expansión de la transmisión, las cuales se ajustan de acuerdo al escenario de generación que se esté considerando, pues se parte de la base en que la opción tomada hoy no es fija y se pueden adoptar medidas para adaptar la transmisión al plan de generación futuro si alguno de los escenario lo requerirse. De acuerdo a lo anterior: Alt.Esc1: la decisión de expansión Alternativa indicaría que hoy se debe ejecutar la construcción del primer circuito de la nueva línea Ciruelos - Cautín 2x22 kv, 1x29 MVA, pues la expansión de transmisión fue pensada para el Escenario en el cual no se incorporan las centrales de Energía Austral en todo el horizonte. Para el caso en análisis se considera la Alternativa de expansión bajo los supuestos del plan de Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

99 obras de generación del Escenario 1, en el cual a partir de agosto de 223 aumenta la generación en S.E. Puerto Montt. Debido a que el plazo constructivo de las centrales es de aproximadamente 7 años, a partir del año 217, estas podrían ser declaras como desarrollos efectivos por lo que en revisiones futuras sería posible tomar la decisión de adaptar la expansión del sistema con la incorporación del nuevo proyecto en 5 kv para su puesta en servicio el año 223, con una pérdida de eficiencia que se vería reflejada en la incorporación de líneas de transmisión adicionales de 5 kv, en paralelo al de 22 kv en construcción. Alt1.Esc: la decisión de expansión Alternativa 1 indicaría que hoy se debe ejecutar la construcción de la nueva línea Ciruelos - Cautín 2x5 kv, energizada en 22 kv, pues la expansión de transmisión fue pensada para el Escenario 1 en el cual se incorporan las centrales de Energía Austral en agosto de 223. Para el caso en análisis se considera esta alternativa de expansión bajo los supuestos del plan de obras de generación del Escenario, en el cual no se materializa la generación en S.E. Puerto Montt, por lo que no se debiesen ejecutar obras adicionales y operar la línea en 22 kv en todo el horizonte. En las Alternativa de expansión diseñadas para el Escenario N 1, la capacidad de los tramos de 22 kv se vería deprimida a valores muy cercanos a los actuales 12 a partir del año 223, debido a que la línea energizada en 22 kv pasa a formar parte del nuevo sistema en 5 kv. En estas condiciones se observarían problemas de congestión en el tramo Ciruelos Cautín 22 kv, por lo que para enfrentarlas se han supuesto 2 posibles alternativas. Alt1.Esc1: la decisión de expansión Alternativa 1 indicaría que hoy se debe ejecutar la construcción de la nueva línea Ciruelos - Cautín 2x5 kv, energizada en 22 kv. Para el caso en análisis, en Agosto de 223, la línea construida se energizaría en 5 kv y pasaría a ser un tramo del nuevo sistema Puerto Montt Cautín Charrúa 5 kv. De acuerdo al análisis de transferencias esperadas, la inyección de flujos de norte sur se repartiría entre los circuitos de 5 kv nuevos y los actualmente existentes de 22 kv. Estos últimos podrían verse restringidos debido a la inyección directa de San Pedro en Ciruelos 22 kv, por lo que se ha liberado la restricción e incorporado un VI 32 millones de US$ asociado a un proyecto futuro para el actual tramo en 22 kv. 12 El límite de transferencia en 22 kv resultaría mayor debido a la redistribución de flujo post contingencia por el sistema paralelo de 5 kv. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

100 Figura 7: Flujos para distintas probabilidades de excedencia en escenario 1 para alternativa abr-14 oct-14 abr-15 oct-15 abr-16 oct-16 abr-17 oct-17 abr-18 oct-18 abr-19 oct-19 abr-2 oct-2 abr-21 oct-21 abr-22 oct-22 abr-23 oct-23 abr-24 oct-24 abr-25 oct-25 abr-26 oct-26 abr-27 oct-27 abr-28 oct-28 Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 22 kv desde ene-17) 2 15 Cautin5->Charrua abr-14 nov-14 jun-15 ene-16 ago-16 mar-17 oct-17 may-18 dic-18 jul-19 feb-2 sep-2 abr-21 nov-21 jun-22 ene-23 ago-23 mar-24 oct-24 may-25 dic-25 jul-26 feb-27 sep-27 abr-28 nov-28-2 % 2% 8% 99% mínimo % 2% 8% 99% mínimo máximo c+ s+ c- s- máximo c+ s+ c- s- Alt2.Esc1: la decisión de expansión Alternativa 2 indicaría que hoy se debe ejecutar la construcción de la nueva línea Ciruelos - Cautín 2x5 kv, energizada en 22 kv. Al igual que en el caso anterior los circuitos de 22 kv podrían verse restringidos debido a la inyección directa de San Pedro en Ciruelos 22 kv, por lo que se ha supuesto para esta alternativa que se opera abierto el tramo Ciruelos Cautín 22 kv, toda vez que el resto de los tramos no presentan problemas de sobrecarga y la Central San Pedro evacúa su energía hacia el sistema de 5 kv por medio del transformados 5/22 en S.E. Ciruelos. Figura 71: Flujos para distintas probabilidades de excedencia en escenario 1 para alternativa Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 22 kv desde ene-17) 2 15 Ciruelos5->NvaCharrua abr-14 nov-14 jun-15 ene-16 ago-16 mar-17 oct-17 may-18 dic-18 jul-19 feb-2 sep-2 abr-21 nov-21 jun-22 ene-23 ago-23 mar-24 oct-24 may-25 dic-25 jul-26 feb-27 sep-27 abr-28 nov abr-14 oct-14 abr-15 oct-15 abr-16 oct-16 abr-17 oct-17 abr-18 oct-18 abr-19 oct-19 abr-2 oct-2 abr-21 oct-21 abr-22 oct-22 abr-23 oct-23 abr-24 oct-24 abr-25 oct-25 abr-26 oct-26 abr-27 oct-27 abr-28 oct-28 % 2% 8% 1% c+ s+ c- s- -2 % 2% 8% 99% mínimo máximo c+ s+ c- s- Cabe señalar que para ambas alternativas de expansión del Escenario N 1, la obra de la cual se debe decidir su recomendación en la presente revisión es Ciruelos Cautín 5 kv, energizada en 22 kv, mientras que las posibles medidas para solucionar congestiones en 22 kv a partir de la incorporación de generación futura en la zona sur, deben ser analizadas en detalle en las siguientes revisiones del ETT, por cuanto para efectos de este análisis se han considerado sólo como supuestos para el futuro. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

101 En base a lo descrito anteriormente, en el Cuadro 59 se presentan los planes de obra de transmisión ajustados a los escenarios de generación analizados. Proyectos de Expansión Cuadro 59: Proyectos considerados en cada Escenario-Alternativa zona sur VI miles US$ Línea 2x22 kv Ciruelos - Cautín, con 1 cto. Tendido (1) 51,655 nov-21 nov-21 Línea 2x5 kv Ciruelos - Cautín, operada en 22 kv 1,537 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 Línea 2x5 kv Ciruelos - Cautín, operación en 5 kv ago-23 ago-23 Ampliación S.E. Ciruelos en 22 kv (2) 2,37 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 Ampliación S.E Cautín en 22 kv (2) 564 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 Línea Charrúa - Cautín P. Montt 2x5 kv (tramo Charrúa Cautín y Ciruelos - Pichirropulli) Alt Esc Alt Esc 1 Alt 1 Esc Alt 1 Esc 1 Alt 2 Esc Alt 2 Esc 1 255,511 ago-23 ago-23 Línea Charrúa - Cautín - P. Montt 2x5 kv (tramo Charrúa - 357,893 ago-23 Cautín - Pichirropulli) Nueva S.E. P. Montt 5 kv (3) 23,186 ago-23 ago-23 ago-23 Nueva S.E. Cautín 5 kv (3) 58,373 ago-23 ago-23 Nueva S.E. Ciruelos 5 kv (3) 58,373 ago-23 Ampliación S.E. Nva Charrúa 5 kv 23,186 ago-23 ago-23 ago-23 Transformación 22/5 kv S.E. P.Montt 36,65 ago-23 ago-23 ago-23 Transformación 22/5 kv S.E. Ciruelos 36,65 ago-23 Transformación 22/5 kv S.E. Cautín 36,65 ago-23 ago-23 (1) El proyecto incluye los paños de línea de Ciruelos Cautín 2x22 kv. (2) Considera las obras de 22 kv necesarias en la subestación para recibir la nueva línea Ciruelos Cautín 2x5 kv, en el periodo en que esta se encontraría energizada en 22 kv e incluye las obras en las instalaciones comunes de subestación. (3) Considera las obras de 5 kv necesarias en la subestación para recibir la nueva Ciruelos Cautín 2x5 kv, una vez que esta sea operada en 5 kv. Para el caso de la Nueva S.E. Cautín (o S.E. Ciruelos), se considera equipos de compensación por un valor equivalente a 12 millones de US$. El Cuadro 6 presenta los costos totales para cada conjunto Alternativa de expansión- Escenario de generación, desagregados en valores de inversión en transmisión y costos de operación y falla. Valores presentes en miles de US$ Cuadro 6: Tabla de costos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona sur Alternativa Escenario Alternativa Escenario 1 Alternativa 1 Escenario Alternativa 1 Escenario 1 Alternativa 2 Escenario Alternativa 2 Escenario 1 Costos de Inversión Tx 16, ,244 3, ,41 3, ,27 Costo de operación + costo de falla 19,725,976 19,167,186 19,717,713 19,16,798 19,717,713 19,157,955 Costo Total 19,742,225 19,296,431 19,748,577 19,289,839 19,748,577 19,28,225 La respectiva matriz de costos es la siguiente: Cuadro 61: Matriz de costos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona sur Matriz de Costos Valores presentes en miles de US$ Escenario Escenario 1 Alternativa 19,742,225 19,296,431 Alternativa 1 19,748,577 19,289,839 Alternativa 2 19,748,577 19,28,225 De acuerdo a lo metodología Minmax, para cada escenario se escoge la mejor alternativa o equivalentemente la de menor costo para el sistema, luego se calculan los arrepentimientos Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

102 haciendo la diferencia entre el costo que significaría la elección la otras alternativas bajo ese escenario. La respectiva matriz de arrepentimientos del problema es la siguiente: Cuadro 62: Matriz de arrepentimientos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona sur Matriz de Arrepentimientos Valores presentes en miles de US$ Escenario Escenario 1 Suma de arrepentimientos Alternativa - 16,25 16,25 Alternativa 1 6,353 9,613 15,966 Alternativa 2 6,353-6,353 Como muestra el cuadro, para cada alternativa se calcula la suma de los arrepentimientos y finalmente se elige aquella en que se minimiza este valor. El análisis realizado muestra que la Alternativa 2 de expansión de la transmisión resulta ser la de menor arrepentimiento para el sistema. Es decir es menor la pérdida de eficiencia al construir la línea Ciruelos Cautín en 5 kv, operada en 22 kv y que no se desarrollen los proyectos de Energía Austral; que invertir hoy en la construcción de la línea en 22 kv y en el futuro tener que adicionar una nueva línea en paralelo en 5 kv producto de la incorporación de las centrales. Adicionalmente, la conveniencia de la planificación en 5 kv de la línea en cuestión, considera otros aspectos tales como robustez y diseño con visión de largo plazo para asegurar la competencia y la reducción del impacto ambiental y social que conllevarían las intervenciones futuras. De acuerdo a lo anterior el plan de expansión de la transmisión a recomendar en la zona sur para el periodo de revisión 213 del Estudio de Transmisión Troncal se resume en el Cuadro 63. Cuadro 63: Plan óptimo de expansión encontrado para la zona sur Proyectos de Expansión VI miles US$ Plazo Fecha Línea 2x5 kv Ciruelos - Cautín, operada en 22 kv (1) 1, meses nov-21 Cuadro 64: Desglose del Proyecto Nueva Línea 2x5 kv Ciruelos -Cautín, operada en 22 kv Proyecto Nueva Línea 2x5 kv 2x15 MVA Ciruelos - Cautín, operada en 22 VI Total VI miles US$ kv miles US$ Obras en Línea: Línea 2x5 kv Ciruelos - Cautín, operada en 22 kv 93,996 93,996 Obras en Subestaciones (paños de línea) (1): 6,541 S.E. P. Cautín, obras en 22 kv 3,191 S.E Ciruelos, obras en 22 kv 3,335 TOTAL NUEVA LÍNEA 2X5 KV CIRUELOS - CAUTÍN, OPERADA EN 22 KV 1,537 Ampliaciones de instalaciones comunes en Subestaciones existentes (1,2): 1,876 S.E. Cautín, obras en 22 kv 564 S.E. Ciruelos, obras en 22 kv 2,37 Total a considerado en evaluaciones económicas 13,138 (1) Las obras deben estar disponibles para su puesta en servicio en conjunto con la nueva línea Ciruelos - Cautín 2x5 kv, operada en 22 kv. (2) valores referenciales Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

103 Cabe destacar que bajo consideraciones de eficiencia y minimización de impacto social, se sugiere analizar la conveniencia de incluir como parte de este proyecto la compra de un terreno en el trazado de la línea y dentro de un radio cercano a la subestaciones existentes de 22 kv para las futuras subestaciones 5/22 kv. Adicionalmente, para cada extremo de la línea, los tramos terminales entre el terreno comprado y las actuales SS.EE. se deberían realizar en torres de 22 kv, toda vez que en caso de una futura energización en 5 kv no se requiere torres de 5 kv para los enlaces entre las Nuevas subestaciones y sus homónimas existentes de 22 kv. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

104 12 ANÁLISIS DE SUBESTACIONES Con motivo del desarrollo y crecimiento del sistema eléctrico, en cuanto a consumo, proyectos de generación y transmisión, en particular de obras troncales, y adecuaciones normativas, se hace necesario el estudio permanente de las eventuales modificaciones y/o expansiones de las subestaciones del SIC. Adicionalmente, la CNE mediante carta N 268/213 del 11 de julio de 213, solicitó a la Dirección de Peajes realizar un análisis respecto de mejoras que correspondería efectuar en las subestaciones de mayor impacto del sistema. Con motivo de lo anterior, en el presente capítulo se analizan las SS.EE. que requerirían ampliaciones o modificaciones debido a la acometida de nuevas líneas troncales recomendadas o decretadas, a necesidades de cambios de interruptores por limitaciones de capacidad y para el cumplimiento de los estándares de seguridad de servicio establecidos en la nueva versión de la NTSyCS, en particular lo referido al criterio N-1 frente a fallas de severidad 9. De esta forma, se analizan las siguientes Subestaciones: Diego de Almagro: Análisis de ampliaciones por la acometida del segundo circuito Cardones Diego de Almagro 2x22 kv y por criterio N-1 de severidad 9. Carrera Pinto: Análisis de ampliaciones para seccionamiento del primer circuito Cardones Diego de Almagro 2x22 kv y readecuación de S.E. por criterio N-1 de severidad 9. Cardones: Análisis de ampliaciones por la acometida del segundo circuito Cardones Diego de Almagro 2x22 kv y por criterio N-1 de severidad 9. Polpaico: Análisis de ampliación por la conexión de equipos de compensación serie. Alto Jahuel: Análisis de reemplazo de interruptores. Charrúa: Análisis de reemplazo de interruptores y de ampliaciones por la acometida de la línea de enlace 2x22 kv Charrúa Nueva Charrúa. Temuco: Análisis de ampliaciones por criterio N-1 de severidad 9. Cautín: Análisis de ampliaciones por la nueva línea recomendada Ciruelos Cautín 2x5 kv, energizada en 22 kv. Ciruelos: Análisis de ampliaciones para la acometida del tendido del segundo circuito de la línea Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv y la nueva línea recomendada Ciruelos Cautín 2x5 kv, energizada en 22 kv. Pichirropulli: Análisis de ampliaciones para la acometida de la nueva línea Puerto Montt Pichirropulli 2x5 kv, energizada en 22 kv y para el tendido del segundo circuito de la línea Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

105 Puerto Montt: Análisis de ampliaciones para la acometida de la nueva línea Puerto Montt Pichirropulli 2x5 kv, energizada en 22 kv. El detalle de los análisis de las obras y sus valores de inversión, se encuentran contenidos en el ANEXO 4 y en el ANEXO S.E. Diego de Almagro Análisis para acometida de nuevas líneas Como consecuencia del requerimiento de conexión del segundo circuito de la nueva línea Cardones Diego de Almagro, sería necesario realizar ampliaciones en la subestación. Al respecto, de acuerdo a lo informado por Transelec, estas obras estarían en construcción, por lo que no resulta pertinente realizar recomendaciones en este sentido Análisis para el cumplimiento de estándares de seguridad de servicio Se realizó un análisis sobre esta subestación respecto del cumplimiento del criterio N-1 para fallas de severidad 9, determinándose que el caso de mayor complejidad corresponde a una falla en la sección 1 de barra, en la cual se encontrarían conectados el SVC Plus, el circuito existente de la línea Cardones Carrera Pinto Diego de Almagro y uno de los circuitos de la nueva línea Cardones - Diego de Almagro. En el caso señalado, la falla provocaría niveles de sobrecarga en el circuito que queda en operación, superiores al 2%, los cuales se consideran inadmisibles para estos análisis (ANEXO 4). Por lo anterior se ha considerado necesario que el paño del primer circuito de la línea 2x22 kv Cardones Diego de Almagro, tenga la flexibilidad para permitir su conexión a ambas secciones de la barra principal Análisis de posibilidades de ampliación Debido a lo expuesto en el análisis para el cumplimiento de estándares de seguridad de servicio, se recomienda adicionar un desconectador al paño del circuito 1 de la nueva línea Cardones Diego de Almagro, para conectarlo a ambas secciones de barra, lo cual tendría un valor de inversión referencial estimado de US$ 497 miles, con un plazo de ejecución de 18 meses. (ANEXO 5) S.E. Carrera Pinto Análisis para acometida de nuevas líneas De acuerdo al diagnóstico de la utilización esperada del sistema de transmisión del SIC y las evaluaciones económicas, se observa que resulta conveniente efectuar el seccionamiento completo de la Nueva Línea Cardones Diego de Almagro 2x22 kv en la S.E. Carrera Pinto, por lo anterior se analizan las obras que se requerirían para dar cabida a este proyecto. Adicionalmente, para cumplir con el criterio de seguridad N-1 frente a contingencias en Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

106 secciones de barra motivo de este seccionamiento, y considerando que la S.E. Carrera Pinto se encuentra en una ubicación geográfica de alta concentración de proyectos de ERNC, se ha considerado necesario el análisis de una solución que englobe lo anteriormente indicado. El proyecto explorado consiste en un cambio de configuración del S.E Carrera Pinto desde un esquema de barra principal más barra de transferencia a una tipo interruptor y medio. Con motivo de las observaciones de la Propuesta Preliminar, la empresa propietaria de la S.E. entregó información relativa a una solución similar al cambio de configuración para la S.E Carrera Pinto (ANEXO 5) Análisis para el cumplimiento de estándares de seguridad de servicio Se realizó un análisis sobre esta subestación respecto del cumplimiento del criterio N-1 para fallas de severidad 9 una vez que se realicen las obras decretadas y se incorpore la obra recomendada en esta oportunidad seccionamiento del primer circuito de la nueva Cardones Diego de Almagro 2x22 kv en S.E Carrera Pinto 22 kv, determinándose que independiente de la combinación de las conexiones de los circuitos a las barras, la S.E. no será capaz de soportar la contingencia en la sección de barra que tenga conectado dos circuitos, produciéndose sobrecargas inadmisibles en el circuito que quedaría operativo. Por lo tanto, es necesario analizar una configuración en las conexiones que permita contar con la flexibilidad necesaria en cuanto a las transferencias de sus circuitos entre las secciones de la S.E., de manera que se capaz de soportar las contingencias de severidad 9 en cada sección de barra de Carrera Pinto 22 kv, según se analiza en el (ANEXO 4) Análisis de posibilidades de ampliación Con motivo de lo descrito previamente, y basado en lo presentado por Transelec, se ha desarrollado una propuesta conceptual de solución que consiste en el cambio de configuración a interruptor y medio, mediante la incorporación de equipos híbridos, repotenciamiento de barras (sección 1 y transferencia), adición de nuevos controladores de paño, entre otros. Esta solución incluye las ampliaciones necesarias para la conexión de los paños del seccionamiento del primer circuito de la nueva línea, propuesta en esta revisión (ANEXO 5). El valor de inversión referencial para este proyecto se ha estimado de US$ millones, con un plazo de ejecución de 29 meses. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

107 12.3 S.E. Cardones Análisis para acometida de nuevas líneas Como consecuencia del requerimiento de conexión del segundo circuito de la nueva línea Cardones Diego de Almagro, sería necesario realizar ampliaciones en la subestación. Al respecto, de acuerdo a lo informado por Transelec, estas obras estarían en construcción, por lo que no resulta pertinente realizar recomendaciones en este sentido Análisis para el cumplimiento de estándares de seguridad de servicio Se realizó un análisis sobre esta subestación respecto del cumplimiento del criterio N-1 para fallas de severidad 9, determinándose que ante una contingencia de severidad 9 no se cumpliría lo impuesto por la norma técnica, ya que la falla se propagaría a otras instalaciones del sistema de transmisión, produciendo una sobrecarga inadmisible en un circuito troncal. Esto hace indispensable contar con instalaciones que permitan una configuración de las conexiones que llegan a la barra de 22 kv, de manera que ésta pueda soportar las contingencias por falla de severidad 9 en cada sección de barra (ANEXO 4) Análisis de posibilidades de ampliación De acuerdo a lo expuesto en el análisis para el cumplimiento de estándares de seguridad de servicio, se estima necesario modificar el paño de conexión de la línea Cardones San Andrés Carrera Pinto - Diego de Almagro, migrando a una configuración de doble interruptor; razón por la cual se recomienda adicionar un equipo híbrido, en el espacio actualmente utilizado por un desconectador, lo que implicaría su retiro, de manera que el circuito quede conectado a ambas barras y pueda rápidamente, ante fallas, cambiar la barra de conexión (ANEXO 5). El valor de inversión referencial para este proyecto se ha estimado de US$ 1.85 millones, con un plazo de ejecución de 24 meses S.E. Polpaico De acuerdo a lo indicado en el capítulo 13.1, en caso de incluir en el plan de expansión la readecuación de la compensación serie del proyecto de la nueva línea de 5 kv Polpaico - Pan de Azúcar, en la S.E. Polpaico sería necesario incorporar obras que permitan la inclusión de estos equipos. El valor de inversión de este proyecto se ha estimado en US$ 542 mil, con una plazo de construcción de 15 meses, lo cual contempla las adecuaciones necesarias para la incorporación de una parte de la plataforma de compensación en la S.E. Polpaico, cuyo detalle se encuentra disponible en el ANEXO 5. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

108 12.5 S.E. Alto Jahuel Nivel de Cortocircuito y Capacidad de Interruptores Los análisis respecto de la capacidad de cortocircuito de los interruptores de 5 kv indican que no se ve superada su capacidad de ruptura; en tanto que algunos de los interruptores de 22 kv, pertenecientes al sistema troncal, requieren reemplazo, debido a que ven superada su capacidad de ruptura. El detalle de los análisis se encuentra en el ANEXO 3. En el cuadro siguiente se indican los interruptores mencionados N Paño Nombre paño Cuadro 65: Interruptores en S.E. Alto Jahuel 22 kv a ser reemplazados Icc, en ka del equipo Icc, en ka, por año Cap. Ruptura superada 52J3 Maipo 1 31,5 36,72 46,85 47, SI 52JS Seccionador 4 38,93 49,43 49,18 SI 52J1 Maipo ,72 46,85 47, SI 52JCE1 Banco CCEE ,93 49,3 49,18 SI 52J6 Chena ,79 46,67 47,18 SI 52JZ3 Reactor ,93 47,11 49,18 SI 52J7 Chena ,79 46,67 46,89 SI Del Cuadro 65, se observa que es necesario recomendar el reemplazo de estos interruptores por unos de capacidad de corriente de ruptura simétrica igual o superior a 5 ka. Cabe señalar que el aumento del nivel de cortocircuito afecta también a los interruptores de los paños de los sistemas de subtransmisión y adicionales que se encuentran en esta subestación, los cuales se entiende que debieran ser reemplazados por interruptores de mayor capacidad por parte de los propietarios de esos equipos. El valor de inversión referencial para este proyecto se ha estimado en 4.41 millones de dólares, con un plazo de construcción de 24 meses, cuyo detalle se encuentra en el ANEXO Análisis para el cumplimiento de estándares de seguridad de servicio En septiembre de 217 se espera la incorporación del tercer banco de autotransformadores 5/22 kv, situación que ha motivado el desarrollo de análisis respecto al cumplimiento del criterio N-1 frente a contingencias de seguridad 9 (falla en sección de barra), de acuerdo a las nuevas exigencias contenidas en la nueva versión de la NTSyCS. A partir del análisis realizado se concluye que es necesaria la recomendación de una obra de ampliación que permita la conexión de alguno de los tres bancos de autotransformadores 5/22 kv a ambas secciones de la barra de 22 kv mediante interruptores. Lo anterior permite que, ante la falla en alguna de las secciones de barra, el equipo que cuente con esta configuración de doble interruptor pueda permanecer conectado por su lado de 22 kv a la sección de barra sin falla, manteniendo así un vínculo formado por dos bancos de autotransformadores entre las barras de 5 y 22 kv de la subestación. El detalle del análisis descrito se encuentra en el ANEXO 4. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

109 Análisis de posibilidades de ampliación En adición a lo expuesto en el análisis para el cumplimiento de estándares de seguridad de servicio, con motivo de las respuestas a las observaciones de la Propuesta Preliminar, la empresa propietaria de la S.E. entregó información relativa a una solución de cambio de conexión ATR N 3 5/22 kv en S.E. Alto Jahuel. Basado en lo presentado por Transelec, se ha desarrollado una propuesta de solución que consiste en la incorporación de un equipo híbrido para la conexión del tercer banco de autotransformador 5/22 kv (ATR N 3) a la otra sección de barra principal. El valor de inversión referencial para este proyecto se ha estimado en 1.98 millones de dólares, con un plazo de construcción de 18 meses, cuyo detalle se encuentra en el ANEXO S.E. Charrúa Nivel de Cortocircuito y Capacidad de Interruptores Los análisis respecto de la capacidad de cortocircuito de los interruptores de 5 kv indican que no se ve superada su capacidad de ruptura; en tanto que algunos de los interruptores de 22 kv, pertenecientes al sistema troncal, requieren su reemplazo, entre otros, debido a la inclusión en los análisis de la nueva obra que incorpora un enlace entre las SS.EE. Charrúa y Nueva Charrúa. El detalle de los análisis se encuentra en el ANEXO 4 En el cuadro siguiente se indican los interruptores mencionados Cuadro 66: Interruptores en S.E. Charrúa 22 kv a ser reemplazados Icc, en ka Icc, en ka, por año Cap. Ruptura N Paño Nombre paño del equipo superada 52JT5 ATR5 4 44,43 46,59 SI 52JT6 ATR6 4 44,43 46,59 SI 52J23 Mulchén ,24 49,69 SI 52J3 Mulchén ,24 49,69 SI 52J15 Lagunillas 4 47,9 49,46 SI Del Cuadro 66, se observa que sería necesario recomendar el reemplazo de estos interruptores por unos de capacidad de corriente de ruptura simétrica igual o superior a 5 ka. Cabe señalar que el aumento del nivel de cortocircuito afecta también a los interruptores de los paños de los sistemas de subtransmisión y adicionales que se encuentran en esta subestación, los cuales se entiende que debieran ser reemplazados por interruptores de mayor capacidad por parte de los propietarios de esos equipos. El valor de inversión referencial para este proyecto se ha estimado en US$ 3.22 millones de dólares, con un plazo de construcción de 24 meses, cuyo detalle se encuentra en el ANEXO 5. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

110 Análisis para la acometida de nuevos proyectos Proyectos decretados, aún no entregados a la explotación Estos proyectos corresponden a obras decretadas con anterioridad al decreto 21/214, pero cuyas instalaciones, resultado de lo decretado, actualmente no están presentes físicamente o lo están, de manera parcial o total, pero sin haber sido entregadas a la Dirección de Operación del CDEC-SIC, como es el caso de lo indicado en el decreto 31/213, que mandata la ampliación del patio de 5 kv de las dos barras principales y la barra de transferencia, para dar cabida a los paños de línea y sus equipos tales como reactores u otros que se requieran para el proyecto Nueva Línea 2x5 kv Charrúa-Ancoa: Tendido del Primer Circuito y también para la reubicación de la Línea Rucúe-Charrúa 2x22 kv Proyectos recién decretados Corresponde a las obras indicadas en el Decreto 21/214, como son: Obra de Ampliación Seccionamiento Barras 5 kv subestación Charrúa Obra Nueva Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de las líneas 2x5 kv Charrúa - Ancoa 1 y 2 y nueva línea 2x22 kv Nueva Charrúa- Charrúa Para la obra de ampliación, se cuenta con los espacios para su realización de acuerdo con lo indicado en el decreto 21/214. Para la obra nueva, también indicada en el decreto 21/214, el patio de 5 kv no se vería afectado Nivel de Congestión de la Subestación Una visión general de la subestación Charrúa es la que se aprecia en la Figura siguiente: Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

111 Patio 5 kv Figura 72: Vista aérea de subestación Charrúa El patio de 5 kv por el sur está impedido de crecer por falta de espacio, como consecuencia de la cercanía del patio de 22 kv y de un canal, aparentemente de regadío. Sin embargo, por el Norte, sería posible ampliar la subestación comprando nuevos terrenos (Figura 72). Cabe señalar que ampliaciones futuras eventualmente requerirán el saneamiento (modificación) del trazado de algunas líneas Patio 22 kv El patio 22 kv está impedido de ser expandido hacia el Norte por su cercanía con el patio 5 kv y un canal, aparentemente de regadío; y tampoco puede expandirse hacia el Sur, por su cercanía con la S.E. Enlace, respectivamente (Figura 72). Además, está rodeado de líneas aéreas (Figura 73) que entran y salen de esta subestación. Pese a lo anterior, este patio tendría espacio para la llegada por cable de los nuevos circuitos provenientes de la S.E. Nueva Charrúa en los espacios indicados en naranjo, los cuales se pueden apreciar en la Figura 73. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

112 Figura 73: Patio 22 kv - Planta 12.7 S.E. Temuco Se ha considerado necesario realizar análisis en la S.E. Temuco con motivo de dar cumplimiento a los estándares de seguridad de servicio, contenidos en la nueva versión de la NTSyCS en particular a la aplicación del criterio N-1, fallas de severidad 9. De acuerdo a los análisis indicados en el ANEXO 4, la falla en barra se propagaría a las instalaciones aguas abajo de esta subestación, implicando la desconexión de consumos regulados en la zona de Temuco, razón por la cual, se recomienda una ampliación correspondiente a la incorporación de una segunda sección de barra principal, con un valor de inversión estimado de US$ 5.36 millones y un plazo de ejecución de 21 meses (ANEXO 5). Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

113 12.8 S.E. Cautín Con motivo de la evaluaciones económica llevadas a cabo en la presente revisión, se ha considerado recomendable una nueva línea Ciruelos Cautín 2x5 energizada en 22 kv. Por lo anterior, para dar cabida a los nuevos paños de línea en S.E. Cautín, se requerirían ampliaciones relativas a la extensión de canalizaciones y obras menores, debido a que la plataforma ya existe, las barras tienen disponibilidad de espacio, etc. El detalle se encuentra contenido en el ANEXO 5. Considerando los plazos de ejecución de las obras, su recomendación puede ser postergada para análisis en futuras revisiones S.E. Ciruelos Análisis para acometida de nuevas líneas Debido a que se encuentra decretado el tendido del 2 circuito de la nueva línea Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv, se requieren ampliaciones en la S.E. Ciruelos correspondientes a las obras necesarias para recibir un paño de línea, cuya fecha estimada de puesta en servicio es mayo de 218. Adicionalmente, motivo del presente estudio se ha recomendado la nueva línea Ciruelos Cautín 2x5 kv (22 kv), por lo que se requerirían ampliaciones en la S.E. para dar cabida a los 2 paños de línea de 22 kv, cuya fecha estimada de puesta en servicio es noviembre de Análisis de posibilidades de ampliación De acuerdo al decreto 31/213, se debe ampliar la S.E. para dar cabida al paño del primer circuito de la línea Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv, la extensión de la barra principal existente y la de transferencia, un paño acoplador, un seccionador, la incorporación de una segunda sección de barra, para lo cual se considera terreno aledaño a la actual subestación como se muestra en la figura siguiente: Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

114 Figura 74: Patio 22 kv - Planta 13 Por otro lado, con motivo del presente estudio, se requeriría disponer de terrenos adicionales, ampliación de la malla de puesta a tierra, ampliación de la malla aérea, obras de movimiento de tierra, emparejamiento de terreno, obras civiles para evacuación de aguas lluvias, construcción de marcos de barra junto con el tendido de conductor y cadenas, extensión de canalización, entre otros, para la acometida del tendido del 2 circuito de la línea Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv y de la nueva línea Ciruelos Cautín 2x5 kv (22 kv). El detalle se encuentra contenido en el ANEXO 5. Pese a que las obras de ampliación se requerirían para fechas distintas, se ha considerado conveniente recomendar como una sola obra, de modo de aprovechar las economías propias de intervenir en una sola oportunidad la subestación. De esta forma, se recomienda dicha obra de ampliación con un valor de inversión referencial de 2.37 miles de dólares, con un plazo constructivo de 24 meses. Sin perjuicio de lo anterior, si la obra nueva correspondiente a la línea 2x5 kv Cautín Ciruelos, energizada en 22 kv no fuera incorporada en el Plan de Expansión, el Valor de Inversión de las obras de ampliación para recibir el tendido del segundo circuito de la línea 13 Terreno de ampliaciones de dimensiones y ubicación referenciales Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

115 Ciruelos Pichirropulli 2x22 kv, corresponde a miles de dólares con un plazo constructivo de 24 meses S.E. Pichirropulli La subestación Pichirropulli es una subestación actualmente en diseño, tipo interruptor y medio, aislada en aire (AIS), con excepción de los equipos de paño que son tecnología SemiGIS, esto es, interruptor que incluye los desconectadores, transformador de corriente y cualquier otro elemento que sea requerido, tal como lo indica la Figura 75. Figura 75: Subestación Pichirropulli Planta general Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

116 Nivel de congestión y posibilidad de ampliación De acuerdo con el decreto 21/214, existen dos (2) obras que impactan esta subestación: 1. Obra de ampliación: Tendido segundo circuito línea 2x22 kv Ciruelos Pichirropulli 2. Obra nueva: Línea 2x5 kv Pichirropulli - Puerto Montt, energizada en 22 kv Ambas obras implican que se requieren tres (3) nuevos paños para esta subestación, la cual tendría los espacios disponibles de acuerdo a lo indicado en la Figura 75. Por otro lado, las obras de ampliación de la S.E. actualmente forman parte de las obras del tendido del segundo circuito de la línea 2x22 kv Ciruelos Pichirropulli, de esta manera, no se requieren obras de ampliación para esta subestación S.E. Puerto Montt Nivel de Cortocircuito y Capacidad de Interruptores Se analizó el cortocircuito en interruptores y la barra de la subestación, al año 219, lo cual se muestra en el Cuadro 67: Cuadro 67: Capacidad de Interruptores N Paño Descripción Icc, en ka, nominal Icoci, en ka, año J1 Rahue Puerto Montt C1 4 5,57 52J2 Rahue Puerto Montt C1 4 5,55 - Pichirropulli Puerto Montt C1-5,67 - Pichirropulli Puerto Montt C2-5,67 52J3 Canutillar Puerto Montt C1 4 5,52 52J4 Canutillar Puerto Montt C1 4 5,52 52JR Acoplador 4 6,2 52JS Seccionador 4 6,2 Al observar el Cuadro 67, se observa que no se requeriría el reemplazo de interruptores Acometida de nuevas líneas Debido a la conexión de la nueva línea Puerto Montt Pichirropulli 5 kv (22 kv), se analiza el nivel de congestión de la S.E. Puerto Montt y la posibilidad de ampliación de esta S.E. En la Figura 76 se puede observar en vista aérea la Subestación y los terrenos colindantes. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

117 Figura 76: 14 Subestación Puerto Montt Planta; -- Límite de subestación; -- Espacio eventualmente disponible dentro de S/E; -- Terrenos de Carabineros de Chile; -- S/E Melipulli Los paños se ubican tal como lo muestra la Figura 77. Figura 77: 15 Subestación Puerto Montt Planta general y paños 14 Los espacios delimitados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

118 Análisis de posibilidades de ampliación Llegada y acometida de La Línea Para analizar la factibilidad de ampliación de esta subestación, resulta conveniente iniciar el análisis sobre el sitio más probable de acometida de la nueva línea. De esta manera, la Figura 78 muestra los terrenos colindantes a la subestación, de la cual se observa: Existe una fuerte interferencia para que la llegada de la línea acometiera a la subestación por el lado noroeste, debido a la presencia de muchas estructuras urbanas (casas, edificaciones, calles, etc.). Lo mismo ocurriría si se intentase la llegada por el sur de la subestación. Por el norte, se tienen interferencias con la subestación Melipulli y las líneas Rahue Puerto Montt, Valdivia Puerto Montt y Canutillar Puerto Montt. Así, sería más adecuado que la llegada de la línea se hiciera por el Noreste de la subestación. Figura 78: --, Congestión de estructuras urbanas que generarán interferencia; --, Interferencia con subestación Melipulli y Líneas aéreas 22 kv existentes; --, Sitio aparentemente más adecuado para la llegada de La Línea 15 Los espacios delimitados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales. Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

119 Así, para el emplazamiento considerado para la llegada de La Línea, se tendrá interferencia con las torres de remate de las Líneas Valdivia (Rahue) Puerto Montt y Canutillar Puerto Montt. Por lo tanto, se sugeriría que la acometida se hiciera por cable hasta el sector encerrado en amarillo en la Figura 76, tal como lo indica la Figura 79. Figura 79: Acometida por cable de La Línea Se realiza un diagnóstico acerca de la posibilidad de ampliación de la subestación Puerto Montt en el lugar indicado en la Figura 76. Al realizar un acercamiento sobre dicha zona, se aprecian interferencias que se muestran en la Figura 8 (donde se recalca la zona de máxima interferencia), y que se describen a continuación: Interferencias para la ampliación de la sección 1 de la barra principal con edificaciones que requerirían su reubicación (Figura 81). Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final

120 Figura 8: Subestación Puerto Montt Interferencia. En la Figura; BP: barra principal; BT: barra de transferencia y S: sección Figura 81: Interferencias en la ampliación de barras 22 kv Dirección de Peajes CDEC-SIC Informe Final