ESTUDIO ESCENARIOS DE EXPANSIÓN DEL PARQUE GENERADOR SIC SING

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1 ESTUDIO ESCENARIOS DE EXPANSIÓN DEL PARQUE GENERADOR SIC SING Dirección de Planificación y Desarrollo CDEC-SIC 15 de junio de 2016

2 Resumen Ejecutivo 1 Introducción La proyección de la expansión futura del parque generador del sistema y los supuestos que se realicen en esta materia son sumamente relevantes para efectos de abordar los estudios de largo plazo que realiza el CDEC SIC. Es por esto que la Dirección de Planificación y Desarrollo (DPD) ha considerado necesaria la elaboración del estudio ESCENARIOS DE EXPANSION DEL PARQUE GENERADOR SIC-SING, el cual se extiende por un horizonte de 20 años incorporando la interconexión entre los sistemas SIC y SING. Con el estudio se busca prever mediante señales de precio proyectadas, el desarrollo de las centrales en el futuro y sus diversas tecnologías en el sistema interconectado. Los resultados obtenidos serán empleados como suministro en estudios como la Revisión Anual de Expansión Troncal 2016 y el Estudio de incorporación de ERNC al Sistema Eléctrico Nacional. 2 Metodología El proceso para proyectar la expansión del parque generador se realiza con un modelo de despacho económico. Lo anterior se sustenta en que la incorporación de centrales futuras es el resultado de decisiones privadas y no necesariamente de una optimización centralizada. Se modela el sistema de transmisión detallado y se consideran las restricciones de transmisión liberadas en el largo plazo. Se adopta como supuesto que los inversionistas toman decisiones económicas racionales y que estos venden la energía y la potencia al mercado spot a los costos marginales del sistema. Mediante un proceso iterativo se extraen los costos marginales del sistema eléctrico y se evalúa económicamente la conveniencia, desde el punto de vista del inversionista privado, de incorporar una a una las centrales a partir de un conjunto de candidatas en base a los recursos disponibles e información relevante de la industria de desarrollo de proyectos de generación. Debido a que la incorporación de una central en particular afecta los costos marginales del sistema, el proceso se resuelve en forma iterativa. 3 Resultados En base a la metodología descrita y mediante variaciones en algunos de los supuestos se da origen a 4 escenarios de expansión futura probable. En lo que respecta a los supuestos de crecimiento de la demanda, para todos ellos, se han considerado los resultados del Estudio de Previsión de Demanda Eléctrica encargado por el CDEC SIC, ajustado a un escenario de demanda común convenido entre el CDEC SIC y el CDEC-SING. Este escenario comprende la utilización de ambas metodologías (SIC y SING): la previsión para el SIC corresponde al crecimiento de demanda asociado al percentil 75% de las proyecciones del Estudio de Previsión de Demanda y para el SING se utiliza información de encuestas a los clientes actuales complementada con una tendencia de crecimiento histórica, antecedente proporcionado por el CDEC-SING. Para el periodo comprendido entre el 2016 y el 2020 se ha considerado el desarrollo de proyectos de generación en construcción o bien aquellos que a la fecha han asignado contratos de suministro con empresas distribuidoras. En la figura siguiente se resumen los supuestos adoptados para la elaboración de los cuatro escenarios generados.

3 Demanda del Estudio de Previsión de Demanda encargado por el CDEC SIC para SIC y estimación CDEC SING para Demanda SING Esc. Rev. ETT Supuestos para los costos de combustible y la expansión del sistema. Proyectos en construcción Proyectos con contrato de suministro firmado Proyectos Esc. ERNC Esc. CCT Considera una baja en el tiempo en los costos de desarrollo de las centrales solares fotovoltaicas: : costo de desarrollo 60 US$/MWh : costo de desarrollo 55 US$/MWh : costo de desarrollo 50 US$/MWh : costo de desarrollo 45 US$/MWh Se incluye un nuevo ciclo combinado de 360 MW en la zona central del país, que se conectaría a la subestación Quillota 220 kv Esc. Eól. Sur Se incluyen proyectos eólicos en la zona sur del país, de acuerdo al siguiente esquema: 2021: 100 MW en Charrúa 2022: 100 MW en Chiloé 2023: 100 MW en Mulchén 2024: 100 MW en Cautín En la Figura 1 se presentan el total de capacidad adicionada por escenario y tecnología desde el año 2016 hasta el año 2035, considerando la expansión del parque generador obtenido como resultado de la metodología, los proyectos que se encuentran en construcción y los que se han adjudicado contratos PPA de acuerdo a lo indicado en Figura 3. Aumento total de potencia instlada Esc. Rev. ETT [MW] Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP Aumento total de potencia instlada Esc. ERNC [MW] Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP Aumento total de potencia instlada Esc. CCTG [MW] Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP Aumento total de potencia instlada Esc. Eól. Sur [MW] Figura 1. Capacidad total adicionada en el periodo por tecnología Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP

4 La expansión del parque generador obtenido como resultado de la metodología a partir del año 2021, para todos los escenarios elaborados se detalla en la Figura Aumento de capacidad por tecnología [MW] Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur 400 Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP Figura 2. Aumento de capacidad instalada por tecnología Fecha PES Central Tecnología Potencia jun-16 Quilapilún (*) Solar FV 110 jul-16 Conejo Solar FV 104 ene-17 San Juan (*) Eólica 185 jun-17 Olmué (*) Solar FV 131 nov-17 Sarco (*) Eólica 140 dic-17 Cabo Leones (*) Eólica 110 ene-18 El Romero (*) Solar FV 196 ene-19 Las Lajas Hidro 267 ene-19 Los Condores Hidro 150 jul-19 Alfalfal 2 Hidro 264 ene-20 Campesino CC (*) GNL 587 jul-20 Ñuble Hidro 136 jul-16 Cochrane 2 Carbón 236 ene-17 Kelar CC GNL 500 sep-17 Bolero Solar FV 146 ene-18 Sierra Gorda Eólica 112 ene-19 Infraestructura Energética 1 (*) Carbón 340 ene-19 Atacama 1 Solar FV 100 mar-19 Atacama 1 Solar CSP 110 (*) Central comprometida con un contrato Figura 3. Centrales incorporadas en el plan de expansión que están en construcción o tienen un contrato PPA.

5 ESCENARIOS DE EXPANSION DEL PARQUE GENERADOR SIC-SING Informe Final

6 03 Mayo 2016 INDICE 1 INTRODUCCIÓN METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA BASES PARA LA PROYECCIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA RESUMEN DE HIPÓTESIS UTILIZADAS PARA LA PROYECCIÓN HORIZONTE DE ESTUDIO NIVEL DE PRECIOS PROYECCIONES DE DEMANDA PRECIOS DE COMBUSTIBLES CONTRATOS DE GNL PRECIO DE LA POTENCIA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN EN EL SIC EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN EN EL SING TECNOLOGÍAS PARA LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN PROYECCIÓN DE PRECIOS DE LA ENERGÍA ESCENARIO BASE ESCENARIO REVISIÓN ETT ESCENARIO ERNC ESCENARIO PPA ESCENARIO EÓLICO SUR A. ANEXO A: MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA A.1 METODOLOGÍA A.2 DEMANDA, TRANSMISIÓN Y UNIDADES GENERADORAS A.3 CURVA DE DEMANDA MENSUAL Y GENERACIÓN SOLAR A.4 MODELACIÓN CENTRALES EÓLICAS B. ANEXO B: PROYECCIÓN DE DEMANDA C. ANEXO C: PRECIOS DE COMBUSTIBLES POR CENTRAL C.1 PRECIOS DE COMBUSTIBLES EN EL SING C.2 PRECIOS DE COMBUSTIBLES EN EL SIC

7 PROYECCIÓN DE PRECIOS DE ENERGÍA EN EL SIC 4 INTRODUCCIÓN De acuerdo a la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL N 4/2006), el CDEC SIC debe elaborar anualmente una propuesta que analice la consistencia de las instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal, y que contenga las obras que deberán realizarse o iniciarse en el periodo siguiente. Para ello, el CDEC encargó el Estudio de Previsión de Demanda (2050), el cual se utilizará en los análisis de largo plazo que realice la Dirección de Planificación y Desarrollo (DPD) del CDEC SIC. El CDEC SIC ha decidido encargar un estudio que determine al menos tres escenarios de expansión adaptados a la previsión de demandas del estudio mencionado. El estudio deberá considerar la interconexión entre el SIC y el SING y extenderse por un horizonte de 20 años. En este contexto, el CDEC SIC ha escogido a Synex para la realización del estudio Escenarios de Expansión del Parque Generador SIC-SING. En este estudio se incluye el análisis de 5 escenarios, detallados a continuación: - Escenario Base: corresponde al escenario que considera los supuestos definidos por Synex para los costos de combustible y la expansión del sistema, pero considerando la demanda del Estudio de Previsión de Demanda encargado por el CDEC SIC. - Escenario Revisión ETT: considera los mismos supuestos del Escenario Base, excepto la proyección de demanda del SING, la cual para este escenario proviene de las estimaciones del CDEC SING. - Escenario ERNC: considera los mismos supuestos del Escenario Revisión ETT, pero además considera una baja en el tiempo en los costos de desarrollo de las centrales solares fotovoltaicas. - Escenario PPA: considera los mismos supuestos del Escenario Revisión ETT, pero considera la inclusión de un ciclo combinado de 360 MW en la zona central del país en el año 2025, que se incorporaría como resultado de licitaciones de suministro futuras. - Escenario Eólico Sur: considera los mismos supuestos del Escenario Revisión ETT, pero considera la inclusión de 100 MW solares por años, entre 2021 y 2024 en la zona sur del SIC. El informe desarrolla el estudio en 4 capítulos: El Capítulo 2 presenta la metodología utilizada para la determinación de la expansión del sistema y el cálculo de los precios mayoristas de la electricidad. En el Capítulo 3 se describen el escenario que se ha analizado y los principales supuestos utilizados para modelar el sistema, incluyendo crecimiento de la demanda, precios del combustible, expansión de las unidades de generación y transmisión en el corto plazo y costos medios considerados para las centrales utilizadas para la expansión del sistema. El Capítulo 4 presenta los resultados obtenidos en términos de la expansión del sistema y la proyección de costos marginales. 7

8 METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA 5 METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA En los mercados eléctricos competitivos, como el existente en el sector eléctrico chileno, los precios spot reflejan los costos marginales de corto plazo del sistema, mientras que los precios de contrato convergen a los costos de desarrollo de las tecnologías que compiten para la expansión del sistema. En este estudio, se establece la secuencia de inversión de los proyectos de generación suponiendo que los inversionistas toman decisiones racionales, es decir, cualquier nuevo proyecto es incluido en el plan de obras cada vez que los ingresos de la venta de energía y potencia firme son iguales al costo de capital, más los costos de operación del proyecto. La energía y la potencia se supone que deben ser vendidos al mercado spot a los costos marginales del sistema. En consecuencia, todos los proyectos que se pueden desarrollar en un plazo determinado se incluyen como candidatos, y una evaluación se lleva a cabo año tras año con el fin de comparar el costo estimado de los proyectos candidatos (anualidad del costo de capital incluyendo los costos de transmisión, más operativos) con los ingresos obtenido por la venta de energía y potencia en el mercado spot. Si los costos del proyecto son inferiores a los ingresos previstos, se acepta el proyecto. En el contexto del mercado de la energía desarrollada en Chile, la mayoría de los proyectos hidroeléctricos y térmicos de base se deciden basados en la cantidad de energía y los precios de los PPA's que han sido capaces de establecer, en lugar de basarse en las ventas spot. En períodos de exceso de oferta (que se caracteriza por los bajos precios del mercado spot) un proyecto con un PPA podría desarrollarse antes de que los precios spot alcancen el nivel requerido para pagar sus costos operativos y de capital. Esta situación potencial podría ocurrir en el corto plazo y el plan de expansión se determina teniendo en cuenta que determinados proyectos que en el corto plazo ya poseen un contrato de suministro firmado serán incluidos en el plan de obras a pesar que su rentabilidad en el mercado spot no está garantizada. De todos modos, debido a la convergencia de los precios spot y los costos de desarrollo en el largo plazo, los ingresos obtenidos en el mercado spot son un buen indicador de la expansión del sistema en el largo plazo. Basados en nuestra experiencia en el desarrollo del sector eléctrico chileno, hemos supuesto que los inversionistas esperan una tasa de retorno de alrededor de 9% sobre activos, después de impuestos, en términos reales. 8

9 BASES PARA LA PROYECCIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA 6 BASES PARA LA PROYECCIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA 6.1 Resumen de hipótesis utilizadas para la proyección El siguiente cuadro resume las hipótesis principales del Escenario Base. Cuadro 6-1: Resumen de supuestos del Escenario Base estudiado Ítem Escenario Base Nivel de Precios Enero 2016 US$ Precios de los Combustibles: Brent Carbón (FOB) GNL Crecimiento de demanda SING+SIC Expansión con carbón en el SIC Expansión con carbón en el SING Desarrollo de centrales en Aysén Proyección Banco Mundial ene-2016 Proyección Banco Mundial ene-2016 Endesa: *Brent US$/MBtu Otros: 1.25*HH + 5 US$/MBtu. Henry Hub según proyección Banco Mundial ene-2016 Estudio de crecimiento de la demanda encargado por el CDEC-SIC No Infraestructura Energética (350 MW) No ERNC Sin restricciones Interconexión SIC-SING Enero 2018 Línea Cardones - Polpaico Enero 2018 Impuesto Emisión CO 2 5 US$/Ton CO 2 Costo Desarrollo Solar FV 60 US$/MWh (50 US$/MWh energía) 9

10 Adicionalmente se han estudiado 4 escenarios de sensibilidad con respecto al Escenario Base, dichos escenarios se detallan a continuación. Escenario Escenario Revisión ETT Escenario ERNC Cuadro 6-2: Resumen de supuestos de sensibilidades analizadas Descripción Utiliza los mismos supuestos del Escenario Base, excepto la proyección de demanda del SING. La demanda del SING en este escenario proviene de las proyecciones entregadas por el CDEC SING. Utiliza los mismos supuestos del Escenario Revisión ETT, excepto el costo de desarrollo de las centrales solares fotovoltaicas. De acuerdo a lo acontecido en las licitaciones de suministro en diferentes países de la región, se ha supuesto que el costo de desarrollo de la tecnología fotovoltaica experimentará una baja en los próximos años, de acuerdo al siguiente esquema: : costo de desarrollo 60 US$/MWh (igual al Escenario Base) : costo de desarrollo 55 US$/MWh : costo de desarrollo 50 US$/MWh : costo de desarrollo 45 US$/MWh Escenario PPA Escenario Eólico Sur Utiliza los mismos supuestos del Escenario Revisión ETT, pero adicionalmente se incluye un nuevo ciclo combinado de 360 MW en la zona central del país, que se conectará a la subestación Quillota 220 kv. Dicho ciclo combinado tiene un contrato de gas take or pay por el 85% de su generación. Utiliza los mismos supuestos del Escenario Revisión ETT, pero adicionalmente se incluyen 400 MW de capacidad eólica en la zona sur del país, de acuerdo al siguiente esquema: 2021: 100 MW en Charrúa 2022: 100 MW en Chiloé 2023: 100 MW en Mulchén 2024: 100 MW en Cautín 6.2 Horizonte de estudio La simulación detallada del SIC y el SING va desde Abril de 2016 hasta Diciembre de Nivel de precios Todos los precios en el informe son constantes, expresados en dólares (US$) de enero Proyecciones de demanda Escenario Base Para la determinación de la demanda se ha considerado la información del Estudio de Demanda encargado por el CDEC-SIC, la siguiente tabla presenta la proyección de demanda utilizada en el periodo

11 Año Cuadro 6-3: Proyección de demanda Escenario Base SIC SIC SING SING SIC+SING SIC+SING Ventas (GWh) Tasa Crecimiento Ventas (GWh) Tasa Crecimiento Ventas (GWh) Tasa Crecimiento , % 16, % 66, % , % 17, % 68, % , % 17, % 70, % , % 18, % 73, % , % 19, % 76, % , % 19, % 79, % , % 20, % 82, % , % 21, % 84, % , % 21, % 87, % , % 22, % 90, % , % 23, % 93, % , % 23, % 96, % , % 24, % 98, % , % 25, % 101, % , % 25, % 104, % , % 26, % 106, % , % 27, % 108, % , % 27, % 111, % , % 28, % 113, % , % 28, % 116, % , % 29, % 118, % Escenarios: Revisión ETT, ERNC, PPA y Eólico Sur Para la determinación de la demanda se ha considerado la información del Estudio de Demanda encargado por el CDEC-SIC para el SIC y la proyección del CDEC SING para el SING. La siguiente tabla presenta la proyección de demanda utilizada en el periodo Cuadro 6-4: Proyección de demanda Escenarios Revisión ETT, ERNC, PPA y Eólico Sur Año SIC SIC SING SING SIC+SING SIC+SING Ventas (GWh) Tasa Crecimiento Ventas (GWh) Tasa Crecimiento Ventas (GWh) Tasa Crecimiento , % 16, % 66, % , % 18, % 69, % , % 19, % 72, % , % 20, % 75, % , % 20, % 77, % , % 21, % 80, % , % 23, % 84, % , % 23, % 87, % 11

12 Año SIC SIC SING SING SIC+SING SIC+SING Ventas (GWh) Tasa Crecimiento Ventas (GWh) Tasa Crecimiento Ventas (GWh) Tasa Crecimiento , % 24, % 89, % , % 24, % 92, % , % 25, % 95, % , % 26, % 98, % , % 27, % 101, % , % 28, % 104, % , % 29, % 107, % , % 30, % 110, % , % 31, % 113, % , % 32, % 116, % , % 33, % 119, % , % 34, % 122, % , % 36, % 125, % En Anexo B se presentan los detalles de la determinación de la demanda. 6.5 Precios de Combustibles En un mercado de electricidad abierto y competitivo como el existente en Chile, los precios de los combustibles son esenciales para definir el precio de la energía eléctrica. Chile es un importador neto de combustibles fósiles donde mercados abiertos y competitivos operan para la adquisición y suministro de combustibles sólidos, líquidos y gaseosos, sin impuestos específicos que pudieran producir distorsiones de precios. Por lo tanto los precios internos de los combustibles están directamente relacionados con los precios internacionales ( precio paridad de importación ). Las principales componentes que deben agregarse a los precios internacionales de combustibles son transporte y descarga, y en algunos casos derechos de internación que no exceden el 6%. La proyección de precios internacionales, básicamente petróleo, carbón, gas natural en ciertas ubicaciones y GNL, está sujeta a incertidumbres que se reflejan en un amplio rango de previsiones realizadas por diferentes instituciones como la Agencia Internacional de la Energía (IEA), el Departamento de Energía de Estados Unidos (US-DOE), el Banco Mundial (WB) y otros. Adicionalmente, algunas de estas instituciones proyectan varios escenarios de precios (alto, medio y bajo por ejemplo), que se agregan a la incertidumbre en el nivel de precios a elegir. Synex ha decidido adoptar como hipótesis base de precios de los combustibles la proyección publicada por el banco mundial enero de Para el petróleo se ha considerado que el precio proyectado corresponde al crudo Brent. El precio FOB del carbón en Colombia se ha estimado utilizando una regresión lineal, basada en datos históricos, con el precio de Australia proyectado por el Banco Mundial. En el caso del GNL se ha estimado que el precio en Chile, a partir de 2018, estará relacionado con el precio Henry Hub. Se ha considerado un precio ex-ship (antes del terminal de regasificación) igual a 1.25 x Henry Hub + 5 US$/MBtu por licuefacción y transporte. El costo de regasificación se estima en 1 US$/MBtu, pero no se considera en el despacho por ser un costo Take or Pay. En el cuadro siguiente se presenta la hipótesis base para los precios de los combustibles usados en el estudio. 12

13 Cuadro 6-5: Precios de combustibles (US$ Ene-16) Año Petróleo Carbón Henry Hub GNL Crudo (Colombia) (Chile) US$/bbl US$/ton US$/MBtu hhv US$/MBtu hhv En Anexo C se muestran los precios de los combustibles de las unidades generadoras del SING y SIC. 6.6 Contratos de GNL Hemos asumido que, aunque el contrato de GNL tiene un alto take-or-pay, hay suficiente flexibilidad para re direccionar los barcos y los ciclos combinados se despachan sin take-or-pay lo que representa en buena forma la operación real. 6.7 Precio de la Potencia El valor del precio de la potencia corresponde al Precio de Nudo de Potencia determinado en el Informe Definitivo de Precio Nudo de Abril de 2016 por la Comisión Nacional de Energía. En el SIC, debido a restricciones de transmisión entre Cardones y Maitencillo, la CNE entrega diferentes precios para la zona norte y centro sur. Para la zona norte del SIC (desde Diego de Almagro 220 kv hasta Maitencillo 220 kv) se usa como referencia la barra Diego de Almagro 220 kv, cuyo precio es de US$/kW-mes. Desde Punta Colorada 220 kv al sur se usa como como referencia la barra Polpaico 220 kv, cuyo precio es US$/kW-mes. Esta situación se espera sea resuelta a partir de 2019, con la entrada de la línea Cardones Polpaico 500 KV. Desde 2019 en adelante, el precio en Polpaico 220 kv será usado como referencia para todo el sistema. El precio de la potencia del informe de precios de nudo de Abril 2016 para los distintos nudos son los siguientes: Quillota 220 kv: US$/kW-mes Charrúa 220 kv: US$/kW-mes Puerto Montt 220 kv: US$/kW-mes 6.8 Expansión de la Generación en el SIC La expansión de la generación en el mediano plazo ( ) considera los proyectos que se encuentran actualmente en construcción: Alto Maipo (hidro), Ñuble (hidro) y Los Cóndores (hidro), así como algunas hidroeléctricas menores, y centrales eólicas y solares. 13

14 En el período , se han incluido aquellos proyectos que han comprometido suministro en las últimas licitaciones del SIC y SING de las compañías distribuidoras: Quilapilún (2016, solar FV), Pelumpén (2017, solar FV), Santiago Solar (2017, solar FV), San Juan ( , eólica), Acciona (2018, eólica + solar FV), E-CL (2019, carbón), Abengoa (2019, CSP), El Campesino (2020, CC GNL), Constitución (2017, Solar FV), Cabo Leones (2017, eólica), Aurora (2017, eólica) y Sarco (2017, eólica). Para el largo plazo, los proyectos hidroeléctricos de tamaño mediano y grande competirán con unidades térmicas (GNL o carbón). Si los costos de desarrollo (costos promedio de capital, más explotación) de los proyectos hidroeléctricos están por debajo de los costes de desarrollo de sus competidores térmicos, ellos se desarrollarán primero. Dada su competitividad económica, se podría esperar que estos proyectos puedan fijar el precio marginal de largo plazo del sistema. Sin embargo, dada la fuerte oposición social y ambiental que los proyectos hidroeléctricos enfrentan, se espera que la capacidad instalada en los nuevos proyectos hidroeléctricos pueda ser limitada. En consecuencia, el costo marginal del sistema a largo plazo será fijado por los costos de desarrollo (costos promedio de capital + explotación) de las unidades térmicas más eficientes. El estudio compara el costo de desarrollo de unidades de carbón y de ciclo combinado de GNL (CCGT), y determina la tecnología térmica de menor costo. Como se verá, para los precios de combustibles considerados, el costo de desarrollo de unidades a carbón es menor que el de los ciclos combinados, por lo que en el pasado los inversionistas chilenos han tendido a preferir el carbón. Pero la oposición social y ambiental a los proyectos de carbón ha crecido y ha impedido su desarrollo a gran escala en el SIC. Synex considera que no se desarrollarían nuevos proyectos a carbón en el SIC. Sólo se consideran centrales en construcción. En estos escenarios, aparte algunos pequeños proyectos hidroeléctricos y ERNC, hemos considerado una mezcla de nueva central de ciclo combinado flexible, utilizando GNL (sin restricciones take-or-pay), ubicadas en el SIC y centrales solar fotovoltaica. Esto conduce a un sistema de precios a largo plazo cerca del costo de desarrollo de ciclo combinado a GNL. 6.9 Expansión de la Generación en el SING En el corto plazo la expansión del SING se basa en proyectos en construcción: proyecto Cochrane (carbón), unidad de ciclo combinado Kelar y una cierta cantidad de proyectos de energía solar fotovoltaica. En el mediano plazo se considera el proyecto Infraestructura Energética (350 MW, Carbón) que recientemente se adjudicó un contrato de suministro con las empresas distribuidoras. Después de la interconexión con el SIC (2018), los precios están influenciados por la generación de GNL en el SIC y las condiciones hidrológicas Tecnologías para la expansión de la generación Además de los proyectos hidroeléctricos y ERNC, el sistema se puede desarrollar principalmente con unidades a carbón o ciclos combinados usando GNL, junto con turbinas a gas usadas como respaldo para condiciones hidrológicas secas. Sin embargo, como se mencionó antes, el escenario no contempla la construcción de nuevas unidades de carbón en el sistema. Esto se debe a la oposición ambiental y social, que no están permitiendo el desarrollo de proyectos de carbón. De todos modos, con el fin de comparar los costos de las tecnologías de carbón y ciclo combinado quemando GNL, la estructura de costos de cada tecnología se muestra a continuación. El costo de capital se ha calculado considerando una tasa de 9% sobre activos, en términos reales, después de impuestos. a) Costos de Centrales a carbón Las centrales de carbón futuras se consideran de una capacidad instalada de 350 MW, usando scrubbers, desnitrificadores y filtros de manga. El siguiente cuadro muestra el costo referencial asumiendo un precio del 14

15 carbón de 76.9 US$/Ton, 6350 kcal/kg hhv, puesto en una central conectada en la zona centro del SIC, el que representa el costo de largo plazo del carbón en Colombia (cuadro 3-5) más los recargos aplicados para colocar el combustible en la central (flete, seguros, mermas, aduana y descarga en muelle). El término Costo total promedio Energía, que se indica en el cuadro, corresponde al precio promedio de la energía necesario para obtener un 9% de rentabilidad sobre los activos (en términos reales después de impuestos) cuando se opera con máxima factor de planta y se vende la potencia firme al precio regulado de la potencia. Cuadro 6-6: Características de las unidades de vapor a carbón Ítem Unidad Valor Capacidad instalada MW 350 Capacidad neta MW 320 Inversión en la central sin IDC US$/kWinst 2400 Inversión con IDC US$/kWinst 2684 Línea de conexión MUS$ 25 Consumo específico kg/kwh Disponibilidad anual 87% Costos de combustible US$/MWh 27.1 Costo variable no combustible US$/MWh 4.0 Cargo por transmisión MUS$/año 0.0 Costos fijos de operación y mantenimiento MUS$/año 14 1 Impuesto emisión CO 2 US$/MWh 5 Costo total promedio Energía US$/MWh 74.7 Costo total promedio Monómico (Energía + Potencia) US$/MWh 85.6 b) Costos de Ciclos combinados usando GNL El precio de GNL, ex-barco, sería del orden de 10.4 US$/MBtu hhv para el largo plazo. Se ha incluido una componente fija para el costo del terminal en Chile, pero esta componente no será considerada para efectos de despacho. El término Costo total promedio Energía, que se indica en el cuadro siguiente, corresponde al precio promedio de la energía necesario para obtener un 9% de rentabilidad sobre los activos (en términos reales después de impuestos) cuando se opera con máximo factor de planta y se vende la potencia firme al precio regulado de la potencia. Cuadro 6-7: Características de unidades CCTG Ítem Unidad Valor Capacidad Instalada MW 375 Capacidad Neta MW 361 Inversión en la central (sin IDC) US$/kWinst. 980 Inversión en la central (con IDC) US$/kWinst Inversión en redes de gas MUS$ 12 Inversión en línea MUS$ 16 Consumo específico Dm3/kWh 0.18 Disponibilidad anual 91% Costo de combustible US$/MWh 69.7 Costo variable no combustible US$/MWh 4.0 Costos fijos de operación y mantenimiento MUS$/año 8.3 Costo de re-gasificación MUS$/año 31.8 Cargo por transmisión MUS$/año Impuesto emisión CO 2 US$/MWh 2.5 Costo total promedio Energía US$/MWh 97.6 Costo total promedio Monómico (Energía + Potencia) US$/MWh Se ha considerado un factor de emisión de 1 TonCo 2/MWh en las centrales de Carbón 2 Se ha considerado un factor de emisión de 0.5 TonCo 2/MWh en las centrales de GNL 15

16 Se ha supuesto que las nuevas unidades de ciclo combinado, instaladas después de 2022, tienen más flexibilidad que las unidades existentes, lo que les permite dejar de generar durante las horas solares. Esto se modela por una capacidad de disminuir la potencia generada a cero durante ciertas horas del día, lo que permite una combinación económica con la generación de energía solar fotovoltaica durante las horas solares. c) Costos de desarrollo solar FV: Se ha asumido que el coste medio de desarrollo (capital más los costos de operación) de proyectos de energía solar fotovoltaica se reduce a alrededor de 60 US$/MWh en 2020, teniendo en cuenta un factor de planta del 30%. Cuadro 6-8: Características unidades solares fotovoltaicas Ítem Unidad Valor Capacidad Instalada MW 50.0 Capacidad Neta Primer Año MW 49.5 Degradación media anual 0.5% Inversión en central, costo directo (US$/kW) US$/kW 1032 Inversión, con IDC (US$/kW) US$/kW 1051 Conexión al sistema MMUS$ 5.0 Factor de Planta 30.0% Costos variables de operación US$/MWh 0.0 Costos fijos de O&M US$/kW/año 13 Cargo por transmisión MMUS$/año 0 Costo Promedio Energía US$/MWh 50.0 Costo Promedio Monómico ((Energía + Potencia) US$/MWh 60.0 d) Costos de desarrollo eólica: Se ha asumido que el coste medio de desarrollo (capital más los costos de operación) de proyectos de energía solar eólica, con seguimiento en un eje es de 90 US$/MWh, considerando un factor de planta del 31%. Cuadro 6-9: Características unidades eólicas Ítem Unidad Valor Capacidad Instalada MW 50.0 Capacidad Neta MW 49.8 Inversión en central, costo directo (US$/kW) US$/kW 1367 Inversión, con IDC (US$/kW) US$/kW 1407 Conexión al sistema MMUS$ 7.5 Factor de Planta 31.0% Costos variables de operación US$/MWh 0 Costos fijos de O&M US$/kW/año 46 Cargo por transmisión MMUS$/año 0 Costo Promedio Energía US$/MWh 82.1 Costo Promedio Monómico (Energía + Potencia) US$/MWh

17 PROYECCIÓN DE PRECIOS DE LA ENERGÍA 7 PROYECCIÓN DE PRECIOS DE LA ENERGÍA 7.1 Escenario Base Expansión de la generación El siguiente cuadro presenta la expansión de la generación obtenida entre 2016 y 2035 para el SIC-SING. Cuadro 7-1: SIC+SING - Expansión de la generación Escenario Base Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW jun-16 Doña Carmen (**) SIC Solar FV Nogales jun-16 Quilapilún (**) SIC Solar FV Polpaico jun-16 Renaico (*) SIC Eólica Cautín jun-16 Doña Carmen (*) SIC Diesel Nogales jun-16 Itata (*) SIC Hidro Charrúa jul-16 Conejo (*) SIC Solar FV Diego de Almagro jul-16 Cochrane 2 (*) SING Carbón Cochrane ene-17 Carrera Pinto SIC Solar FV Carrera Pinto ene-17 Diego de Almagro (*) SIC Solar FV Diego de Almagro ene-17 Los Loros SIC Solar FV Los Loros ene-17 Santiago Solar (**) SIC Solar FV Polpaico ene-17 San Juan (**) SIC Eólica Punta Colorada ene-17 Kelar CC (*) SING GNL Kelar ene-17 Rio Colorado (*) SIC Hidro Ancoa jun-17 Olmué (**) SIC Solar FV Polpaico jul-17 Embalse Ancoa (*) SIC Hidro Itahue sep-17 Bolero (*) SING Solar FV Laberinto nov-17 Aurora (**) SIC Eólica Puerto Montt nov-17 Sarco (**) SIC Eólica Maitencillo dic-17 Cabo Leones (**) SIC Eólica Maitencillo ene-18 El Romero (**) SIC Solar FV Punta Colorada ene-18 Malgarida (**) SIC Solar FV Diego de Almagro ene-18 Santa Sofía (**) SIC Solar FV Polpaico ene-18 San Pedro II SIC Eólica Chiloé ene-18 Constitución (**) SIC Solar FV Polpaico ene-18 Cerro Pabellón (*) SING Geotérmica Calama ene-18 Sierra Gorda (*) SING Eólica Encuentro ene-18 Rio Claro (*) SIC Hidro Alto Jahuel ene-19 Infraestructura Energética 1 (**) SING Carbón TEN ene-19 Atacama 1 (*) SING Solar FV Encuentro ene-19 Las Lajas (*) SIC Hidro Florida

18 Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW ene-19 Los Condores (*) SIC Hidro Ancoa mar-19 Atacama 1 (*) SING Solar CSP Encuentro jul-19 Alfalfal 2 (*) SIC Hidro Los Almendros ene-20 Campesino CC (**) SIC GNL Charrúa jul-20 Ñuble (*) SIC Hidro Ancoa ene-21 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-21 Ciclo Combinado VR SIC GNL Quillota ene-21 Solar FV SING SING Solar FV Encuentro ene-22 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-22 Punilla SIC Hidro Ancoa ene-23 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-24 Bio VIIR SIC Biomasa Itahue ene-24 Bio VIIIR SIC Biomasa Charrúa ene-24 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-24 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-25 Bio VIIR SIC Biomasa Itahue ene-25 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-25 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-25 Eólica IIR SING Eólica Crucero ene-25 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-26 Geotérmica SIC SIC Geotérmica Ancoa ene-26 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-26 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-26 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-26 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-27 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-27 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-27 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-28 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-28 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-28 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-28 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-29 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-29 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-29 Mini Hidro SIC Hidro Rahue ene-30 Eólica XR SIC Eólica Chiloé ene-30 Eólica IVR SIC Eólica Punta Sierra ene-30 Solar FV SING SING Solar FV Pozo Almonte ene-30 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-31 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-31 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-31 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones

19 Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW ene-31 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-32 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-32 Eólica VIIIR SIC Eólica Concepción ene-32 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-32 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-33 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-33 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-33 Solar FV SING SING Solar FV Laberinto ene-33 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-34 Geotérmica SIC SIC Geotérmica Cautín ene-34 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-34 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-34 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-34 Hidro SIC Hidro Puerto Montt ene-35 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-35 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-35 Solar FV SING SING Solar FV Laberinto ene-35 Hidro SIC Hidro Rahue ene-35 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa (*) Unidad en construcción (**) Unidad comprometida con un contrato. La siguiente tabla muestra los aumentos de la capacidad por tecnología desde 2016 a 2035 en el SIC y SING. Cuadro 7-2: SIC+SING Aumento de capacidad por tecnología (MW) Escenario Base Año Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP

20 Desde 2021 en adelante, consideramos una expansión de la generación basada principalmente en unidades de Solar FV y de GNL cuando se requieren. También consideramos pequeña cantidad de otras tecnologías, así como las explotaciones hidroeléctricas y eólicas. Todos ellos consideran los mismos criterios de rentabilidad Expansión de la transmisión La siguiente tabla detalla la expansión de la transmisión para el SIC y el SING. La interconexión SIC-SING, ha sido considerada para enero de Esta expansión de la transmisión es válida para todos los escenarios estudiados, pues no hay variaciones en el corto plazo. Las otras instalaciones se expanden de acuerdo con la operación del sistema con el fin de evitar restricciones de transmisión significativas. Cuadro 7-3: SIC+SING - Expansión de la transmisión Escenario Base Año Mes Instalación Decreto SING 2015 Diciembre Crucero Encuentro, 220 kv ampliación a 1000 MW 310/ Abril Encuentro - Lagunas, 2x220 kv, dos circuitos 290 MW cada uno 5T/ Enero TEN Changos 2x220 kv, 1500 MW TEN 2019 Enero Cóndores- Pozo Almonte, 2x220 kv, 180 MW, primer circuito 615/2015 SING-SIC INTERCONEXIÓN 2018 Enero Changos Kapatur, 220 kv 158/ Enero Changos subestación, transformador 500/220 kv, 2 x 750 MVA TEN 2018 Enero Changos Cumbres - Nueva Cardones, 2 x 500 kv TEN 2018 Agosto Crucero Encuentro, seccionada por subestación Nueva Crucero Encuentro 2020 Enero Changos Nueva Crucero Encuentro, 2 x 500 kv 158/ Enero Nueva Crucero Encuentro, transformador 2x750 MVA 158/ Enero Cumbres, transformador 500/220 kv, 750 MVA 158/ Enero Cumbres Nva Cardones 500 kv, nuevo circuito Synex 2025 Enero Changos Cumbres 2 x 500 kv, nuevo circuito Synex ZONA NORTE SIC 2015 Octubre Diego Almagro Cardones, 2 x 220 kv (2x290 MVA), primer circuito 99/ Septiembre Diego Almagro Cardones, 2 x 220 kv (2x290 MVA), segundo circuito 201/ Septiembre Carrera Pinto, intercepta los dos circuitos D.Almagro-Cardones 201/ Enero Cardones - Maitencillo, 1 x 220 kv, ampliado de 197 MVA a 260 MVA 201/ Enero Nueva D.Almagro, secciona línea D.Almagro - C.Pinto 158/ Enero Nva. Cardones, transformador 500/220 kv, 750 MVA 13T/ Enero Nva. Cardones Nva. Maitencillo, 2 x 500 kv 119/ Enero Nva. Maitencillo - Nva. P. Azúcar, 2 x 500 kv 119/ Enero Nva. Pan de Azúcar - Polpaico, 2 x 500 kv 119/ Enero Nva. Maitencillo, transformador 500/220 kv, 750 MVA 13T/ Enero Nva. P. de Azúcar, transformador 500/220 kv, 750 MVA 13T/ Junio D. Almagro C. Pinto Cardones ampliación circuito existente de 197 a 400 MVA 158/ Enero Nueva D.Almagro - Cumbres, 2 x 220 kv, 2 x 600 MVA 158/ Marzo Polpaico - Los Almendros - A.Jahuel, 2 x 500 kv, primer circuito Res 316/ Enero Nueva Maitencillo - Nueva P.Azúcar, 2x500 kv, primer circuito, 1500 MVA Synex 20

21 Año Mes Instalación Decreto 2025 Enero Nva Pan de Azúcar Polpaico 500 kv, nuevo circuito Synex 2025 Enero Nva Cardones Nva Maitencillo 500 kv, nuevo circuito Synex ZONA SIC - CENTRAL 2015 Octubre Lo Aguirre Melipilla, 2 x 220 kv, primer circuito 6T/ Febrero Ancoa - A. Jahuel, 2x500 kv segundo circuito 310/ Septiembre Ancoa Subestación 500/220 kv, transformador 750 MVA (2 ) 7T/ Septiembre Alto Jahuel, transformador 500/220 kv, 750 MVA 2018 Enero Puente Negro, conecta La Higuera e intercepta Colbún-Candelaria 158/ Febrero Ancoa - Charrúa, 2 x 500 kv, primer circuito 108/ Marzo Lo Aguirre intercepta Polpaico - A.Jahuel Res 316/ Marzo Lo Aguirre, segundo transformador 500/220 kv, 750 MVA Synex 2018 Marzo Lo Aguirre Cerro Navia, 2 x 220 kv nuevo circuito 11T/ Junio Rapel Melipilla, 1 x 220 kv 6T/ Julio Nueva Charrúa, intercepta Ancoa Charrúa 220 kv 201/ Julio Charrúa transformador 750 MVA 201/ Julio Nueva Charrúa Charrúa 2x220 kv 201/ Enero Lo Aguirre Alto Jahuel 500 kv, nuevo circuito Synex 2022 Enero Ancoa Charrúa 500 kv, nuevo circuito Synex 2022 Enero Alto Jahuel Ancoa 500 kv, nuevo circuito Synex 2030 Enero Alto Jahuel Ancoa 500 kv, nuevo circuito Synex ZONA SIC SUR 2017 Enero Ciruelos, intercepción completa 310/ Enero Rahue, intercepción completa 201/ Mayo Ciruelos-Pichirropulli, 2x220 kv, segundo circuito 102/ Marzo Cautín - Ciruelos, 2 x 500 kv operado en 220 kv, 2 circuito Res 316/ Febrero Pichirropulli Puerto Montt, 2 x 500 kv, primer circuito operado en 220kV 201/ Enero Pichirropulli Puerto Montt 500 kv, remplazos 500 kv operado en 220 kv Synex 2027 Enero Puerto Montt 500/220 kv, transformador Synex 2027 Enero Charrúa Cautín 500 kv, nuevo circuito Synex 2027 Enero Cautín Ciruelos 500 kv, nuevo circuito Synex 2027 Enero Pichirropulli 500/220 kv, transformador Synex 2027 Enero Ciruelos Pichirropulli 500 kv Synex 2027 Enero Cautín 500/220 kv, remplazo 500 kv operado en 220 kv Synex 2027 Enero Ciruelos 500/220 kv, transformador Synex Proyección de la generación La disponibilidad de GNL para los ciclos combinados existentes se detalla en el siguiente cuadro, en él las celdas pintadas indican que ese año la central opera utilizando GNL, en los casos en que la celda está sin relleno indica que la central opera con diésel cuando es despachada. 21

22 Kelar Cuadro 7-4: Disponibilidad de GNL por central Escenario Base Unidad Tocopilla CTM3 GasAtacama1 GasAtacama2 San Isidro1 San Isidro2 Nueva Renca Nehuenco 1 Nehuenco2 ** ** ** ** Candela TalTal Quinteros El Campesino * Disponible sólo en período enero - agosto (contratos de corto plazo) ** Disponible sólo en período enero-abril La generación anual en el SIC+SING por tipo de combustible se presenta a continuación. Cuadro 7-5: SIC-SING Generación anual por tipo de combustible (GWh) Escenario Base Año Carbón Diésel GNL ERNC ERNC Solar Concentrador Hidro Biomasa Eólico Geo Fuel Oíl Hidro Biomasa FV Solar ,193 1,859 5,704 2,263 24,680 1, , , , ,331 2,586 27,158 1,280 1,186 3, , , ,941 2,724 27,486 1,302 1,247 4, , , ,361 2,724 29,837 1,215 1,214 4, , , ,722 30,990 1,299 1,253 4, , , ,169 2,723 31,503 1,391 1,286 4, , , ,756 2,873 31,672 1,512 1,330 4, , , ,524 3,022 32,251 1,611 1,366 4, , , ,707 3,297 32,249 2,107 1,397 4, , , ,504 3,392 32,311 2,230 1,412 5, , , ,409 3,484 32,244 2,233 1,415 5, , , ,016 3,644 32,050 2,242 1,424 5, , , ,458 3,795 32,015 2,242 1,428 5, , , ,556 3,912 32,069 2,248 1,428 5, , , ,711 4,061 32,009 2,249 1,430 5, , , ,812 4,212 32,058 2,257 1,433 6, , ,805 1,234 12,642 4,372 31,978 2,258 1,434 6, , ,876 1,604 13,434 4,464 31,963 2,275 1,442 6, , ,669 1,854 13,454 4,615 33,035 2,264 1,435 7,219 1, , ,648 2,243 13,864 4,707 33,422 2,271 1,438 7,796 1, ,

23 Gráfico 7-1: SIC+SING - Generación anual por tipo de combustible SIC-SING (GWh) Escenario Base Costos Marginales A continuación se presentan para las subestaciones Crucero 220 kv, Quillota 220 kv y Charrúa 220 kv. Los gráficos con los costos marginales presentan los promedios mensuales considerando 3 clases de probabilidades: el 10% húmedo (promedio de las 3 hidrologías más húmedas), el 10% seco (promedio de las 3 hidrologías más secas) y el 80% (que incluye las otras 24 condiciones hidrológicas). También, para cada nudo se muestran los cuadros con los valores promedio anuales para las tres condiciones hidrológicas indicadas. Notar que los valores anuales corresponden a años hidrológicos (Mayo a Abril del año siguiente) y no a años calendario. El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Crucero 220 kv. Gráfico 7-2: Precios Spot de la Energía Crucero 220 kv Escenario Base 23

24 El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 87%. En el caso del SING, el costo marginal de 2016 y 2017 corresponde al promedio de años calendario, mientras que de 2018 en adelante corresponde a año hidrológico (Mayo-Abril). Cuadro 7-6: Crucero 220 kv precios spot Escenario Base Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Quillota 220 kv. Gráfico 7-3: Precios Spot de la Energía Quillota 220 kv Escenario Base 24

25 El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 80%. Los resultados corresponden a años hidrológicos (que Synex ha definido como el periodo entre Mayo y Abril). Cuadro 7-7: Quillota 220 kv precios spot Escenario Base Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Charrúa 220 kv. Gráfico 7-4: Precios Spot de la Energía Charrúa 220 kv Escenario Base 25

26 El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 80%. Los resultados corresponden a años hidrológicos (que Synex ha definido como el periodo entre Mayo y Abril). Cuadro 7-8: Charrúa 220 kv precios spot Escenario Base Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh Costos marginales por bloque Los cuadros siguientes muestran los costos marginales promedios por bloque para cada año calendario en Crucero 220 kv, Quillota 220 kv y Charrúa 220 kv. Los bloques se dividen por radiación solar (Non Solar, Low Solar, Medium Solar y High Solar) y por tipo de demanda Alta (A), Media (M) y Baja (B). En Anexo A se presenta una descripción del modelo de operación y la modelación de la demanda según tipo de radiación. Cuadro 7-9: Costo Marginal por bloque en Crucero 220 kv Escenario Base Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Crucero

27 Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Crucero Cuadro 7-10: Costo Marginal por bloque en Quillota 220 kv Escenario Base Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Quillota

28 Cuadro 7-11: Costo Marginal por bloque en Charrúa 220 kv Escenario Base Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Charrua Cotas de embalses Los siguientes gráficos presentan la evolución de la cota de los embalses para este escenario. Gráfico 7-5: Evolución cota Canutillar Escenario Base 28

29 Gráfico 7-6: Evolución cota Cipreses Escenario Base Gráfico 7-7: Evolución cota Colbún Escenario Base Gráfico 7-8: Evolución cota El Toro Escenario Base 29

30 Gráfico 7-9: Evolución cota Laguna Maule Escenario Base Gráfico 7-10: Evolución cota Pehuenche Escenario Base Gráfico 7-11: Evolución cota Ralco Escenario Base 30

31 Gráfico 7-12: Evolución cota Rapel Escenario Base 31

32 7.2 Escenario Revisión ETT En este escenario se define una demanda mayor al caso base, específicamente en el SING se produce un alza promedio de 8.5% en la demanda entre 2016 y 2020, de 11% entre 2020 y 2030 y de 19% de 2031 en adelante. Esto trae como consecuencia un alza en los costos marginales para el corto y mediano plazo, pero se alcanzan los mismos costos que el escenario base una vez que se alcanzó el precio de equilibrio en el largo plazo. El alza de precios se produce principalmente en el SING, donde la mayor demanda produce aumentos de precio que en promedio bordean el 7%, incluso en el largo plazo, por el efecto de las pérdidas de transmisión hacia la zona norte en las horas sin generación solar. En términos del plan de obras, se produce un aumento en la cantidad de centrales solares que pueden entrar en el mediano plazo y una ajuste del plan de obras en el largo plazo, adelantando la puesta en servicio de centrales hidroeléctricas y ciclos combinados futuros en la década de Expansión de la generación El siguiente cuadro presenta la expansión de la generación obtenida entre 2016 y 2035 para el SIC-SING. Cuadro 7-12: SIC+SING - Expansión de la generación Escenario Revisión ETT Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW jun-16 Doña Carmen (**) SIC Solar FV Nogales jun-16 Quilapilún (**) SIC Solar FV Polpaico jun-16 Renaico (*) SIC Eólica Cautín jun-16 Doña Carmen (*) SIC Diesel Nogales jun-16 Itata (*) SIC Hidro Charrúa jul-16 Conejo (*) SIC Solar FV Diego de Almagro jul-16 Cochrane 2 (*) SING Carbón Cochrane ene-17 Carrera Pinto SIC Solar FV Carrera Pinto ene-17 Diego de Almagro (*) SIC Solar FV Diego de Almagro ene-17 Los Loros SIC Solar FV Los Loros ene-17 Santiago Solar (**) SIC Solar FV Polpaico ene-17 San Juan (**) SIC Eólica Punta Colorada ene-17 Kelar CC (*) SING GNL Kelar ene-17 Rio Colorado (*) SIC Hidro Ancoa jun-17 Olmué (**) SIC Solar FV Polpaico jul-17 Embalse Ancoa (*) SIC Hidro Itahue sep-17 Bolero (*) SING Solar FV Laberinto nov-17 Aurora (**) SIC Eólica Puerto Montt nov-17 Sarco (**) SIC Eólica Maitencillo dic-17 Cabo Leones (**) SIC Eólica Maitencillo ene-18 El Romero (**) SIC Solar FV Punta Colorada ene-18 Malgarida (**) SIC Solar FV Diego de Almagro ene-18 Santa Sofía (**) SIC Solar FV Polpaico ene-18 San Pedro II SIC Eólica Chiloé

33 Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW ene-18 Constitución (**) SIC Solar FV Polpaico ene-18 Cerro Pabellón (*) SING Geotérmica Calama ene-18 Sierra Gorda (*) SING Eólica Encuentro ene-18 Rio Claro (*) SIC Hidro Alto Jahuel ene-19 Infraestructura Energética 1 (**) SING Carbón TEN ene-19 Atacama 1 (*) SING Solar FV Encuentro ene-19 Las Lajas (*) SIC Hidro Florida ene-19 Los Condores (*) SIC Hidro Ancoa mar-19 Atacama 1 (*) SING Solar CSP Encuentro jul-19 Alfalfal 2 (*) SIC Hidro Los Almendros ene-20 Campesino CC (**) SIC GNL Charrúa jul-20 Ñuble (*) SIC Hidro Ancoa ene-21 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-21 Ciclo Combinado VR SIC GNL Quillota ene-21 Solar FV SING SING Solar FV Encuentro ene-22 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-22 Punilla SIC Hidro Ancoa ene-23 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-24 Bio VIIR SIC Biomasa Itahue ene-24 Bio VIIIR SIC Biomasa Charrúa ene-24 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-24 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-24 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-24 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-25 Bio VIIR SIC Biomasa Itahue ene-25 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-25 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-25 Eólica IIR SING Eólica Crucero ene-25 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-26 Geotérmica SIC SIC Geotérmica Ancoa ene-26 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-26 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-26 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-26 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-27 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-27 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-27 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-27 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-28 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-28 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-28 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-28 Mini Hidro SIC Hidro Cautín

34 Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW ene-29 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-29 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-29 Mini Hidro SIC Hidro Rahue ene-30 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-30 Eólica XR SIC Eólica Chiloé ene-30 Eólica IVR SIC Eólica Punta Sierra ene-30 Solar FV SING SING Solar FV Pozo Almonte ene-30 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-31 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-31 Solar FV SING SING Solar FV Lagunas ene-31 Solar FV SING SING Solar FV Lagunas ene-31 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-32 Eólica VIIIR SIC Eólica Concepción ene-32 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-32 Hidro SIC Hidro Rahue ene-32 Hidro SIC Hidro Puerto Montt ene-32 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-33 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-33 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-33 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-33 Hidro SIC Hidro Ancoa ene-33 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-34 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-34 Geotérmica SIC SIC Geotérmica Cautín ene-34 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-34 Ciclo Combinado VR SIC GNL Quillota ene-34 Hidro SIC Hidro Ciruelos ene-34 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-34 Hidro SIC Hidro Rahue ene-35 Ciclo Combinado IIIR SIC GNL Castilla ene-35 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-35 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-35 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-35 Solar FV SING SING Solar FV Laberinto ene-35 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa (*) Unidad en construcción (**) Unidad comprometida con un contrato. La siguiente tabla muestra los aumentos de la capacidad por tecnología desde 2016 a 2035 en el SIC y SING. 34

35 Cuadro 7-13: SIC+SING Aumento de capacidad por tecnología (MW) Escenario Revisión ETT Año Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP Proyección de la generación La disponibilidad de GNL para los ciclos combinados existentes se detalla en el siguiente cuadro, en él las celdas pintadas indican que ese año la central opera utilizando GNL, en los casos en que la celda está sin relleno indica que la central opera con diésel cuando es despachada. Kelar Cuadro 7-14: Disponibilidad de GNL por central Escenario Revisión ETT Unidad Tocopilla CTM3 GasAtacama1 GasAtacama2 San Isidro1 San Isidro2 Nueva Renca Nehuenco 1 Nehuenco2 ** ** ** ** Candela TalTal Quinteros El Campesino * Disponible sólo en período enero - agosto (contratos de corto plazo) ** Disponible sólo en período enero-abril 35

36 La generación anual en el SIC+SING por tipo de combustible se presenta a continuación. Cuadro 7-15: SIC-SING Generación anual por tipo de combustible (GWh) Escenario Revisión ETT Año Carbón Diésel GNL ERNC ERNC Solar Concentrador Hidro Biomasa Eólico Geo Fuel Oíl Hidro Biomasa FV Solar ,687 1,870 6,607 2,262 24,497 1, , , , ,209 2,585 26,775 1,293 1,184 3, , , ,192 2,724 27,183 1,331 1,261 4, , , ,425 2,724 29,116 1,283 1,243 4, , , ,016 2,723 30,522 1,416 1,290 4, , , ,737 2,724 31,346 1,544 1,333 4, , , ,605 2,874 31,699 1,616 1,371 4, , , ,550 3,023 32,428 1,659 1,395 4, , , ,655 3,297 32,062 2,116 1,411 4, , , ,627 3,392 32,244 2,238 1,420 5, , , ,644 3,484 32,308 2,244 1,425 5, , , ,330 3,641 32,093 2,239 1,426 5, , , ,878 3,795 32,066 2,233 1,423 5, , , ,257 3,910 32,124 2,250 1,432 5, , ,829 1,048 12,377 4,062 31,970 2,253 1,432 5, , ,744 1,590 13,161 4,209 32,218 2,268 1,438 6, , ,672 1,935 13,738 4,369 33,455 2,268 1,438 6, , ,726 2,405 14,576 4,464 34,029 2,280 1,442 6, , ,700 2,128 15,812 4,615 34,983 2,272 1,437 7,214 1, , ,659 2,038 17,279 4,707 35,020 2,274 1,437 7,789 1, , Gráfico 7-13: SIC+SING - Generación anual por tipo de combustible SIC-SING (GWh) Escenario Revisión ETT 36

37 7.2.3 Costos Marginales A continuación se presentan para las subestaciones Crucero 220 kv, Quillota 220 kv y Charrúa 220 kv. Los gráficos con los costos marginales presentan los promedios mensuales considerando 3 clases de probabilidades: el 10% húmedo (promedio de las 3 hidrologías más húmedas), el 10% seco (promedio de las 3 hidrologías más secas) y el 80% (que incluye las otras 24 condiciones hidrológicas). También, para cada nudo se muestran los cuadros con los valores promedio anuales para las tres condiciones hidrológicas indicadas. Notar que los valores anuales corresponden a años hidrológicos (Mayo a Abril del año siguiente) y no a años calendario. El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Crucero 220 kv. Gráfico 7-14: Precios Spot de la Energía Crucero 220 kv Escenario Revisión ETT El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 87%. En el caso del SING, el costo marginal de 2016 y 2017 corresponde al promedio de años calendario, mientras que de 2018 en adelante corresponde a año hidrológico (Mayo-Abril). 37

38 Cuadro 7-16: Crucero 220 kv precios spot Escenario Revisión ETT Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Quillota 220 kv. Gráfico 7-15: Precios Spot de la Energía Quillota 220 kv Escenario Revisión ETT El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 80%. Los resultados corresponden a años hidrológicos (que Synex ha definido como el periodo entre Mayo y Abril). 38

39 Cuadro 7-17: Quillota 220 kv precios spot Escenario Revisión ETT Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Charrúa 220 kv. Gráfico 7-16: Precios Spot de la Energía Charrúa 220 kv Escenario Revisión ETT El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 80%. Los resultados corresponden a años hidrológicos (que Synex ha definido como el periodo entre Mayo y Abril). 39

40 Cuadro 7-18: Charrúa 220 kv precios spot Escenario Revisión ETT Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh Costos marginales por bloque Los cuadros siguientes muestran los costos marginales promedios por bloque para cada año calendario en Crucero 220 kv, Quillota 220 kv y Charrúa 220 kv. Los bloques se dividen por radiación solar (Non Solar, Low Solar, Medium Solar y High Solar) y por tipo de demanda Alta (A), Media (M) y Baja (B). En Anexo A se presenta una descripción del modelo de operación y la modelación de la demanda según tipo de radiación. Cuadro 7-19: Costo Marginal por bloque en Crucero 220 kv Escenario Revisión ETT Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Crucero

41 Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Crucero Cuadro 7-20: Costo Marginal por bloque en Quillota 220 kv Escenario Revisión ETT Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Quillota

42 Cuadro 7-21: Costo Marginal por bloque en Charrúa 220 kv Escenario Revisión ETT Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Charrua Cotas de embalses Los siguientes gráficos presentan la evolución de la cota de los embalses para este escenario. Gráfico 7-17: Evolución cota Canutillar Escenario Revisión ETT 42

43 Gráfico 7-18: Evolución cota Cipreses Escenario Revisión ETT Gráfico 7-19: Evolución cota Colbún Escenario Revisión ETT Gráfico 7-20: Evolución cota El Toro Escenario Revisión ETT 43

44 Gráfico 7-21: Evolución cota Laguna Maule Escenario Revisión ETT Gráfico 7-22: Evolución cota Pehuenche Escenario Revisión ETT Gráfico 7-23: Evolución cota Ralco Escenario Revisión ETT 44

45 Gráfico 7-24: Evolución cota Rapel Escenario Revisión ETT 45

46 7.3 Escenario ERNC La disminución en los costos de desarrollo de las centrales solares fotovoltaicas produce un aumento en la penetración de estas tecnologías, esto además supone una baja de precios durante las horas de generación solar y por tanto en los precios promedio de largo plazo. Al disminuir los costos marginales en las horas solares, todas las demás centrales que operan en esas horas ven afectados sus ingresos, en particular las centrales hidroeléctricas que en los otros escenarios comienzan su operación a comienzos de la década de 2030 se ven directamente afectadas, pues su ingreso al sistema ya no es rentable y son eliminadas del plan de obras. Siendo reemplazadas por solares fotovoltaicas durante el día y por un mayor uso de GNL o de centrales de embalse en las horas de noche Expansión de la generación El siguiente cuadro presenta la expansión de la generación obtenida entre 2016 y 2035 para el SIC-SING. Cuadro 7-22: SIC+SING - Expansión de la generación Escenario ERNC Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW jun-16 Doña Carmen (**) SIC Solar FV Nogales jun-16 Quilapilún (**) SIC Solar FV Polpaico jun-16 Renaico (*) SIC Eólica Cautín jun-16 Doña Carmen (*) SIC Diesel Nogales jun-16 Itata (*) SIC Hidro Charrúa jul-16 Conejo (*) SIC Solar FV Diego de Almagro jul-16 Cochrane 2 (*) SING Carbón Cochrane ene-17 Carrera Pinto SIC Solar FV Carrera Pinto ene-17 Diego de Almagro (*) SIC Solar FV Diego de Almagro ene-17 Los Loros SIC Solar FV Los Loros ene-17 Santiago Solar (**) SIC Solar FV Polpaico ene-17 San Juan (**) SIC Eólica Punta Colorada ene-17 Kelar CC (*) SING GNL Kelar ene-17 Rio Colorado (*) SIC Hidro Ancoa jun-17 Olmué (**) SIC Solar FV Polpaico jul-17 Embalse Ancoa (*) SIC Hidro Itahue sep-17 Bolero (*) SING Solar FV Laberinto nov-17 Aurora (**) SIC Eólica Puerto Montt nov-17 Sarco (**) SIC Eólica Maitencillo dic-17 Cabo Leones (**) SIC Eólica Maitencillo ene-18 El Romero (**) SIC Solar FV Punta Colorada ene-18 Malgarida (**) SIC Solar FV Diego de Almagro ene-18 Santa Sofía (**) SIC Solar FV Polpaico ene-18 San Pedro II SIC Eólica Chiloé ene-18 Constitución (**) SIC Solar FV Polpaico ene-18 Cerro Pabellón (*) SING Geotérmica Calama ene-18 Sierra Gorda (*) SING Eólica Encuentro ene-18 Rio Claro (*) SIC Hidro Alto Jahuel

47 Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW ene-19 Infraestructura Energética 1 (**) SING Carbón TEN ene-19 Atacama 1 (*) SING Solar FV Encuentro ene-19 Las Lajas (*) SIC Hidro Florida ene-19 Los Condores (*) SIC Hidro Ancoa mar-19 Atacama 1 (*) SING Solar CSP Encuentro jul-19 Alfalfal 2 (*) SIC Hidro Los Almendros ene-20 Campesino CC (**) SIC GNL Charrúa jul-20 Ñuble (*) SIC Hidro Ancoa ene-21 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-21 Ciclo Combinado VR SIC GNL Quillota ene-21 Solar FV SING SING Solar FV Encuentro ene-22 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-22 Punilla SIC Hidro Ancoa ene-23 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-23 Solar FV SING SING Solar FV Lagunas ene-23 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-23 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-24 Bio VIIR SIC Biomasa Itahue ene-24 Bio VIIIR SIC Biomasa Charrúa ene-24 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-24 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-24 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-24 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-24 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-25 Bio VIIR SIC Biomasa Itahue ene-25 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-25 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-25 Eólica IIR SING Eólica Crucero ene-25 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-26 Geotérmica SIC SIC Geotérmica Ancoa ene-26 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-26 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-26 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-26 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-26 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-26 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-27 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-27 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-27 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-28 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-28 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-28 Solar FV SING SING Solar FV Crucero

48 Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW ene-28 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-29 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-29 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-29 Mini Hidro SIC Hidro Rahue ene-30 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-30 Eólica XR SIC Eólica Chiloé ene-30 Eólica IVR SIC Eólica Punta Sierra ene-30 Solar FV SING SING Solar FV Pozo Almonte ene-30 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-31 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-31 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-31 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-31 Solar FV SING SING Solar FV Lagunas ene-31 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-31 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-32 Eólica VIIIR SIC Eólica Concepción ene-32 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-32 Solar FV SING SING Solar FV Laberinto ene-32 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-33 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-33 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-33 Ciclo Combinado VR SIC GNL Quillota ene-33 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-33 Solar FV SING SING Solar FV Laberinto ene-33 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-34 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-34 Geotérmica SIC SIC Geotérmica Cautín ene-34 Ciclo Combinado IIIR SIC GNL Castilla ene-34 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-34 Solar FV SING SING Solar FV Lagunas ene-34 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-35 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-35 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-35 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-35 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa (*) Unidad en construcción (**) Unidad comprometida con un contrato. La siguiente tabla muestra los aumentos de la capacidad por tecnología desde 2016 a 2035 en el SIC y SING. 48

49 Cuadro 7-23: SIC+SING Aumento de capacidad por tecnología (MW) Escenario ERNC Año Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP , Proyección de la generación La disponibilidad de GNL para los ciclos combinados existentes se detalla en el siguiente cuadro, en él las celdas pintadas indican que ese año la central opera utilizando GNL, en los casos en que la celda está sin relleno indica que la central opera con diésel cuando es despachada. Kelar Cuadro 7-24: Disponibilidad de GNL por central Escenario ERNC Unidad Tocopilla CTM3 GasAtacama1 GasAtacama2 San Isidro1 San Isidro2 Nueva Renca Nehuenco 1 Nehuenco2 ** ** ** ** Candela TalTal Quinteros El Campesino * Disponible sólo en período enero - agosto (contratos de corto plazo) ** Disponible sólo en período enero-abril 49

50 La generación anual en el SIC+SING por tipo de combustible se presenta a continuación. Cuadro 7-25: SIC-SING Generación anual por tipo de combustible (GWh) Escenario ERNC Año Carbón Diésel GNL ERNC ERNC Solar Concentrador Hidro Biomasa Eólico Geo Fuel Oíl Hidro Biomasa FV Solar ,528 1,897 6,448 2,261 24,771 1, , , , ,199 2,583 26,916 1,298 1,186 3, , , ,029 2,724 27,236 1,333 1,264 4, , , ,498 2,723 29,567 1,248 1,232 4, , , ,191 2,722 30,793 1,365 1,276 4, , , ,827 2,723 31,454 1,511 1,328 4, , , ,564 2,873 31,925 1,596 1,363 4, , , ,969 3,022 32,272 1,594 1,368 4, , , ,766 3,297 31,842 2,049 1,374 4, , , ,570 3,390 32,116 2,154 1,385 5, , , ,487 3,481 31,818 2,134 1,364 5, , , ,149 3,642 31,868 2,141 1,380 5, , , ,702 3,795 31,703 2,152 1,377 5, , , ,181 3,911 31,863 2,159 1,380 5, , ,573 1,003 11,192 4,062 31,911 2,154 1,377 5, , ,112 1,473 12,093 4,213 31,677 2,123 1,348 6, , ,117 2,031 13,032 4,370 31,668 2,139 1,352 6, , ,093 1,921 14,581 4,463 31,682 2,141 1,350 6, , ,013 1,849 15,829 4,615 31,912 2,145 1,348 7, , ,196 2,531 16,808 4,708 31,961 2,167 1,357 7, , Gráfico 7-25: SIC+SING - Generación anual por tipo de combustible SIC-SING (GWh) Escenario ERNC 50

51 7.3.3 Costos Marginales A continuación se presentan para las subestaciones Crucero 220 kv, Quillota 220 kv y Charrúa 220 kv. Los gráficos con los costos marginales presentan los promedios mensuales considerando 3 clases de probabilidades: el 10% húmedo (promedio de las 3 hidrologías más húmedas), el 10% seco (promedio de las 3 hidrologías más secas) y el 80% (que incluye las otras 24 condiciones hidrológicas). También, para cada nudo se muestran los cuadros con los valores promedio anuales para las tres condiciones hidrológicas indicadas. Notar que los valores anuales corresponden a años hidrológicos (Mayo a Abril del año siguiente) y no a años calendario. El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Crucero 220 kv. Gráfico 7-26: Precios Spot de la Energía Crucero 220 kv Escenario ERNC El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 87%. En el caso del SING, el costo marginal de 2016 y 2017 corresponde al promedio de años calendario, mientras que de 2018 en adelante corresponde a año hidrológico (Mayo-Abril). 51

52 Cuadro 7-26: Crucero 220 kv precios spot Escenario ERNC Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Quillota 220 kv. Gráfico 7-27: Precios Spot de la Energía Quillota 220 kv Escenario ERNC El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 80%. Los resultados corresponden a años hidrológicos (que Synex ha definido como el periodo entre Mayo y Abril). 52

53 Cuadro 7-27: Quillota 220 kv precios spot Escenario ERNC Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Charrúa 220 kv. Gráfico 7-28: Precios Spot de la Energía Charrúa 220 kv Escenario ERNC El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 80%. Los resultados corresponden a años hidrológicos (que Synex ha definido como el periodo entre Mayo y Abril). 53

54 Cuadro 7-28: Charrúa 220 kv precios spot Escenario ERNC Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh Costos marginales por bloque Los cuadros siguientes muestran los costos marginales promedios por bloque para cada año calendario en Crucero 220 kv, Quillota 220 kv y Charrúa 220 kv. Los bloques se dividen por radiación solar (Non Solar, Low Solar, Medium Solar y High Solar) y por tipo de demanda Alta (A), Media (M) y Baja (B). En Anexo A se presenta una descripción del modelo de operación y la modelación de la demanda según tipo de radiación. Cuadro 7-29: Costo Marginal por bloque en Crucero 220 kv Escenario ERNC Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Crucero

55 Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Crucero Cuadro 7-30: Costo Marginal por bloque en Quillota 220 kv Escenario ERNC Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Quillota

56 Cuadro 7-31: Costo Marginal por bloque en Charrúa 220 kv Escenario ERNC Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Charrua Cotas de embalses Los siguientes gráficos presentan la evolución de la cota de los embalses para este escenario. Gráfico 7-29: Evolución cota Canutillar Escenario ERNC 56

57 Gráfico 7-30: Evolución cota Cipreses Escenario ERNC Gráfico 7-31: Evolución cota Colbún Escenario ERNC Gráfico 7-32: Evolución cota El Toro Escenario ERNC 57

58 Gráfico 7-33: Evolución cota Laguna Maule Escenario ERNC Gráfico 7-34: Evolución cota Pehuenche Escenario ERNC Gráfico 7-35: Evolución cota Ralco Escenario ERNC 58

59 Gráfico 7-36: Evolución cota Rapel Escenario ERNC 59

60 7.4 Escenario PPA Al agregar un ciclo combinado adicional al sistema, en un periodo en el que aún existe sobre oferta por energía, los precios caen mientras el sistema vuelve a su estabilidad. Cuando se compara con los resultados del Escenario Revisión ETT la baja de precios en considerable, en 2025 es de cerca del 7% y gradualmente disminuye hasta que se vuelve a alcanzar el equilibrio en En términos del plan de obras, al ingresar un ciclo de 360 MW con un take or pay del 85%, se agregan cerca de 300 MW de generación a costo variable cero, esto desplaza a algunas centrales solares fotovoltaicas, por una cantidad de MW similar. Por otro lado, las centrales hidroeléctricas que se incluyen en la década de 2030 también ven su fecha de ingreso retrasada Expansión de la generación El siguiente cuadro presenta la expansión de la generación obtenida entre 2016 y 2035 para el SIC-SING. Cuadro 7-32: SIC+SING - Expansión de la generación Escenario PPA Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW jun-16 Doña Carmen (**) SIC Solar FV Nogales jun-16 Quilapilún (**) SIC Solar FV Polpaico jun-16 Renaico (*) SIC Eólica Cautín jun-16 Doña Carmen (*) SIC Diesel Nogales jun-16 Itata (*) SIC Hidro Charrúa jul-16 Conejo (*) SIC Solar FV Diego de Almagro jul-16 Cochrane 2 (*) SING Carbón Cochrane ene-17 Carrera Pinto SIC Solar FV Carrera Pinto ene-17 Diego de Almagro (*) SIC Solar FV Diego de Almagro ene-17 Los Loros SIC Solar FV Los Loros ene-17 Santiago Solar (**) SIC Solar FV Polpaico ene-17 San Juan (**) SIC Eólica Punta Colorada ene-17 Kelar CC (*) SING GNL Kelar ene-17 Rio Colorado (*) SIC Hidro Ancoa jun-17 Olmué (**) SIC Solar FV Polpaico jul-17 Embalse Ancoa (*) SIC Hidro Itahue sep-17 Bolero (*) SING Solar FV Laberinto nov-17 Aurora (**) SIC Eólica Puerto Montt nov-17 Sarco (**) SIC Eólica Maitencillo dic-17 Cabo Leones (**) SIC Eólica Maitencillo ene-18 El Romero (**) SIC Solar FV Punta Colorada ene-18 Malgarida (**) SIC Solar FV Diego de Almagro ene-18 Santa Sofía (**) SIC Solar FV Polpaico ene-18 San Pedro II SIC Eólica Chiloé ene-18 Constitución (**) SIC Solar FV Polpaico ene-18 Cerro Pabellón (*) SING Geotérmica Calama ene-18 Sierra Gorda (*) SING Eólica Encuentro ene-18 Rio Claro (*) SIC Hidro Alto Jahuel

61 Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW ene-19 Infraestructura Energética 1 (**) SING Carbón TEN ene-19 Atacama 1 (*) SING Solar FV Encuentro ene-19 Las Lajas (*) SIC Hidro Florida ene-19 Los Condores (*) SIC Hidro Ancoa mar-19 Atacama 1 (*) SING Solar CSP Encuentro jul-19 Alfalfal 2 (*) SIC Hidro Los Almendros ene-20 Campesino CC (**) SIC GNL Charrúa jul-20 Ñuble (*) SIC Hidro Ancoa ene-21 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-21 Ciclo Combinado VR SIC GNL Quillota ene-21 Solar FV SING SING Solar FV Encuentro ene-22 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-22 Punilla SIC Hidro Ancoa ene-23 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-24 Bio VIIR SIC Biomasa Itahue ene-24 Bio VIIIR SIC Biomasa Charrúa ene-24 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-24 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-24 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-24 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-25 Bio VIIR SIC Biomasa Itahue ene-25 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-25 Ciclo Combinado VR SIC GNL Quillota ene-25 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-25 Eólica IIR SING Eólica Crucero ene-25 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-26 Geotérmica SIC SIC Geotérmica Ancoa ene-26 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-26 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-26 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-26 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-27 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-27 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-27 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-28 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-28 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-28 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-28 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-29 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-29 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-29 Mini Hidro SIC Hidro Rahue ene-30 Eólica XR SIC Eólica Chiloé

62 Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW ene-30 Eólica IVR SIC Eólica Punta Sierra ene-30 Solar FV SING SING Solar FV Pozo Almonte ene-30 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-30 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-31 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-31 Solar FV SING SING Solar FV Lagunas ene-31 Solar FV SING SING Solar FV Lagunas ene-31 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-32 Eólica VIIIR SIC Eólica Concepción ene-32 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-32 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-32 Hidro SIC Hidro Puerto Montt ene-32 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-33 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-33 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-33 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-33 Hidro SIC Hidro Rahue ene-33 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-34 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-34 Geotérmica SIC SIC Geotérmica Cautín ene-34 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-34 Hidro SIC Hidro Ancoa ene-34 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-34 Hidro SIC Hidro Rahue ene-35 Ciclo Combinado IIIR SIC GNL Castilla ene-35 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-35 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-35 Solar FV SING SING Solar FV Laberinto ene-35 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa (*) Unidad en construcción (**) Unidad comprometida con un contrato. La siguiente tabla muestra los aumentos de la capacidad por tecnología desde 2016 a 2035 en el SIC y SING. 62

63 Cuadro 7-33: SIC+SING Aumento de capacidad por tecnología (MW) Escenario PPA Año Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP Proyección de la generación La disponibilidad de GNL para los ciclos combinados existentes se detalla en el siguiente cuadro, en él las celdas pintadas indican que ese año la central opera utilizando GNL, en los casos en que la celda está sin relleno indica que la central opera con diésel cuando es despachada. Kelar Cuadro 7-34: Disponibilidad de GNL por central Escenario PPA Unidad Tocopilla CTM3 GasAtacama1 GasAtacama2 San Isidro1 San Isidro2 Nueva Renca Nehuenco 1 Nehuenco2 ** ** ** ** Candela TalTal Quinteros El Campesino * Disponible sólo en período enero - agosto (contratos de corto plazo) ** Disponible sólo en período enero-abril 63

64 La generación anual en el SIC+SING por tipo de combustible se presenta a continuación. Cuadro 7-35: SIC-SING Generación anual por tipo de combustible (GWh) Escenario PPA Año Carbón Diésel GNL ERNC ERNC Solar Concentrador Hidro Biomasa Eólico Geo Fuel Oíl Hidro Biomasa FV Solar ,604 1,868 6,448 2,261 24,763 1, , , , ,231 2,583 26,882 1,300 1,204 3, , , ,174 2,724 27,265 1,347 1,265 4, , , ,477 2,725 29,298 1,268 1,237 4, , , ,173 2,724 30,449 1,390 1,284 4, , , ,747 2,725 31,406 1,530 1,331 4, , , ,485 2,876 31,707 1,614 1,370 4, , , ,450 3,023 32,440 1,666 1,397 4, , , ,320 3,295 32,442 2,110 1,405 4, , , ,325 3,390 32,201 2,202 1,402 5, , , ,584 3,482 32,125 2,214 1,409 5, , , ,130 3,639 32,093 2,231 1,422 5, , , ,684 3,795 31,920 2,229 1,423 5, , , ,151 3,910 32,080 2,240 1,428 5, , , ,440 4,061 31,903 2,251 1,432 5, , ,843 1,113 14,627 4,212 31,962 2,258 1,436 6, , ,574 1,375 15,262 4,372 32,851 2,249 1,430 6, , ,676 1,822 16,085 4,464 33,392 2,268 1,438 6, , ,573 2,360 16,532 4,615 34,324 2,258 1,433 7,216 1, , ,747 2,313 18,347 4,708 34,291 2,279 1,444 7,795 1, , Gráfico 7-37: SIC+SING - Generación anual por tipo de combustible SIC-SING (GWh) Escenario PPA 64

65 7.4.3 Costos Marginales A continuación se presentan para las subestaciones Crucero 220 kv, Quillota 220 kv y Charrúa 220 kv. Los gráficos con los costos marginales presentan los promedios mensuales considerando 3 clases de probabilidades: el 10% húmedo (promedio de las 3 hidrologías más húmedas), el 10% seco (promedio de las 3 hidrologías más secas) y el 80% (que incluye las otras 24 condiciones hidrológicas). También, para cada nudo se muestran los cuadros con los valores promedio anuales para las tres condiciones hidrológicas indicadas. Notar que los valores anuales corresponden a años hidrológicos (Mayo a Abril del año siguiente) y no a años calendario. El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Crucero 220 kv. Gráfico 7-38: Precios Spot de la Energía Crucero 220 kv Escenario PPA El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 87%. En el caso del SING, el costo marginal de 2016 y 2017 corresponde al promedio de años calendario, mientras que de 2018 en adelante corresponde a año hidrológico (Mayo-Abril). 65

66 Cuadro 7-36: Crucero 220 kv precios spot Escenario PPA Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Quillota 220 kv. Gráfico 7-39: Precios Spot de la Energía Quillota 220 kv Escenario PPA El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 80%. Los resultados corresponden a años hidrológicos (que Synex ha definido como el periodo entre Mayo y Abril). 66

67 Cuadro 7-37: Quillota 220 kv precios spot Escenario PPA Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Charrúa 220 kv. Gráfico 7-40: Precios Spot de la Energía Charrúa 220 kv Escenario PPA El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 80%. Los resultados corresponden a años hidrológicos (que Synex ha definido como el periodo entre Mayo y Abril). 67

68 Cuadro 7-38: Charrúa 220 kv precios spot Escenario PPA Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh Costos marginales por bloque Los cuadros siguientes muestran los costos marginales promedios por bloque para cada año calendario en Crucero 220 kv, Quillota 220 kv y Charrúa 220 kv. Los bloques se dividen por radiación solar (Non Solar, Low Solar, Medium Solar y High Solar) y por tipo de demanda Alta (A), Media (M) y Baja (B). En Anexo A se presenta una descripción del modelo de operación y la modelación de la demanda según tipo de radiación. Cuadro 7-39: Costo Marginal por bloque en Crucero 220 kv Escenario PPA Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Crucero

69 Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Crucero Cuadro 7-40: Costo Marginal por bloque en Quillota 220 kv Escenario PPA Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Quillota

70 Cuadro 7-41: Costo Marginal por bloque en Charrúa 220 kv Escenario PPA Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Charrua Cotas de embalses Los siguientes gráficos presentan la evolución de la cota de los embalses para este escenario. Gráfico 7-41: Evolución cota Canutillar Escenario PPA 70

71 Gráfico 7-42: Evolución cota Cipreses Escenario PPA Gráfico 7-43: Evolución cota Colbún Escenario PPA Gráfico 7-44: Evolución cota El Toro Escenario PPA 71

72 Gráfico 7-45: Evolución cota Laguna Maule Escenario PPA Gráfico 7-46: Evolución cota Pehuenche Escenario PPA Gráfico 7-47: Evolución cota Ralco Escenario PPA 72

73 Gráfico 7-48: Evolución cota Rapel Escenario PPA 73

74 7.5 Escenario Eólico Sur Al agregar 400 MW de centrales eólicas en la zona sur del SIC, se aprecia una disminución de los precios en el mediano plazo ( ) con respecto al resultado del Escenario Revisión ETT. Esta diferencia de precios desaparece una vez que el sistema alcanza su equilibrio de largo plazo. En términos de plan de obras, la entrada de 400 MW eólicos produce una baja de precio durante los bloques de generación solar, sin embargo la magnitud de esta baja es menor debido al factor de planta cercano a 30% de los proyectos eólicos incluidos. Con ello, el ingreso de los nuevos proyectos eólicos desplaza el ingreso de aproximadamente 100 MW de generación fotovoltaica Expansión de la generación El siguiente cuadro presenta la expansión de la generación obtenida entre 2016 y 2035 para el SIC-SING. Cuadro 7-42: SIC+SING - Expansión de la generación Escenario Eólico Sur Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW jun-16 Doña Carmen (**) SIC Solar FV Nogales jun-16 Quilapilún (**) SIC Solar FV Polpaico jun-16 Renaico (*) SIC Eólica Cautín jun-16 Doña Carmen (*) SIC Diesel Nogales jun-16 Itata (*) SIC Hidro Charrúa jul-16 Conejo (*) SIC Solar FV Diego de Almagro jul-16 Cochrane 2 (*) SING Carbón Cochrane ene-17 Carrera Pinto SIC Solar FV Carrera Pinto ene-17 Diego de Almagro (*) SIC Solar FV Diego de Almagro ene-17 Los Loros SIC Solar FV Los Loros ene-17 Santiago Solar (**) SIC Solar FV Polpaico ene-17 San Juan (**) SIC Eólica Punta Colorada ene-17 Kelar CC (*) SING GNL Kelar ene-17 Rio Colorado (*) SIC Hidro Ancoa jun-17 Olmué (**) SIC Solar FV Polpaico jul-17 Embalse Ancoa (*) SIC Hidro Itahue sep-17 Bolero (*) SING Solar FV Laberinto nov-17 Aurora (**) SIC Eólica Puerto Montt nov-17 Sarco (**) SIC Eólica Maitencillo dic-17 Cabo Leones (**) SIC Eólica Maitencillo ene-18 El Romero (**) SIC Solar FV Punta Colorada ene-18 Malgarida (**) SIC Solar FV Diego de Almagro ene-18 Santa Sofía (**) SIC Solar FV Polpaico ene-18 San Pedro II SIC Eólica Chiloé ene-18 Constitución (**) SIC Solar FV Polpaico ene-18 Cerro Pabellón (*) SING Geotérmica Calama ene-18 Sierra Gorda (*) SING Eólica Encuentro ene-18 Rio Claro (*) SIC Hidro Alto Jahuel ene-19 Infraestructura Energética 1 (**) SING Carbón TEN

75 Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW ene-19 Atacama 1 (*) SING Solar FV Encuentro ene-19 Las Lajas (*) SIC Hidro Florida ene-19 Los Condores (*) SIC Hidro Ancoa mar-19 Atacama 1 (*) SING Solar CSP Encuentro jul-19 Alfalfal 2 (*) SIC Hidro Los Almendros ene-20 Campesino CC (**) SIC GNL Charrúa jul-20 Ñuble (*) SIC Hidro Ancoa ene-21 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-21 Ciclo Combinado VR SIC GNL Quillota ene-21 Eólica Charrúa SIC Eólica Charrúa ene-21 Solar FV SING SING Solar FV Encuentro ene-22 Eólica Chiloé SIC Eólica Chiloé ene-22 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-22 Punilla SIC Hidro Ancoa ene-23 Eólica Mulchén SIC Eólica Mulchén ene-23 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-24 Bio VIIR SIC Biomasa Itahue ene-24 Bio VIIIR SIC Biomasa Charrúa ene-24 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-24 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-24 Eólica Cautín SIC Eólica Cautín ene-24 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-24 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-25 Bio VIIR SIC Biomasa Itahue ene-25 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-25 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-25 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-25 Eólica IIR SING Eólica Crucero ene-25 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-26 Geotérmica SIC SIC Geotérmica Ancoa ene-26 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-26 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-26 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-27 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-27 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-27 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-27 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-28 Solar FV SIC SIC Solar FV Cardones ene-28 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-28 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-29 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-29 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones

76 Fecha Proyecto Sistema Tecnología Subestación MW ene-29 Mini Hidro SIC Hidro Rahue ene-30 Solar FV SIC SIC Solar FV Carrera Pinto ene-30 Eólica XR SIC Eólica Chiloé ene-30 Eólica IVR SIC Eólica Punta Sierra ene-30 Solar FV SING SING Solar FV Pozo Almonte ene-30 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-31 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-31 Solar FV SING SING Solar FV Lagunas ene-31 Solar FV SING SING Solar FV Lagunas ene-31 Mini Hidro SIC Hidro Valdivia ene-32 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-32 Eólica VIIIR SIC Eólica Concepción ene-32 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-32 Hidro SIC Hidro Puerto Montt ene-32 Mini Hidro SIC Hidro Ancoa ene-33 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-33 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-33 Solar FV SIC SIC Solar FV Nueva Cardones ene-33 Solar FV SING SING Solar FV Crucero ene-33 Hidro SIC Hidro Rahue ene-33 Hidro SIC Hidro Rahue ene-33 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa ene-34 Solar FV SIC SIC Solar FV Diego de Almagro ene-34 Geotérmica SIC SIC Geotérmica Cautín ene-34 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-34 Ciclo Combinado VR SIC GNL Quillota ene-34 Hidro SIC Hidro Ancoa ene-34 Hidro SIC Hidro Ciruelos ene-34 Mini Hidro SIC Hidro Cautín ene-35 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-35 Eólica VIIIR SIC Eólica Charrúa ene-35 Solar FV SING SING Solar FV Laberinto ene-35 Mini Hidro SIC Hidro Charrúa (*) Unidad en construcción (**) Unidad comprometida con un contrato. La siguiente tabla muestra los aumentos de la capacidad por tecnología desde 2016 a 2035 en el SIC y SING. 76

77 Cuadro 7-43: SIC+SING Aumento de capacidad por tecnología (MW) Escenario Eólico Sur Año Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP Proyección de la generación La disponibilidad de GNL para los ciclos combinados existentes se detalla en el siguiente cuadro, en él las celdas pintadas indican que ese año la central opera utilizando GNL, en los casos en que la celda está sin relleno indica que la central opera con diésel cuando es despachada. Kelar Cuadro 7-44: Disponibilidad de GNL por central Escenario Eólico Sur Unidad Tocopilla CTM3 GasAtacama1 GasAtacama2 San Isidro1 San Isidro2 Nueva Renca Nehuenco 1 Nehuenco2 ** ** ** ** Candela TalTal Quinteros El Campesino * Disponible sólo en período enero - agosto (contratos de corto plazo) ** Disponible sólo en período enero-abril 77

78 La generación anual en el SIC+SING por tipo de combustible se presenta a continuación. Cuadro 7-45: SIC-SING Generación anual por tipo de combustible (GWh) Escenario Eólico Sur Año Carbón Diésel GNL ERNC ERNC Solar Concentrador Hidro Biomasa Eólico Geo Fuel Oíl Hidro Biomasa FV Solar ,544 1,820 6,495 2,262 24,782 1, , , , ,232 2,585 26,696 1,295 1,194 3, , , ,195 2,725 27,084 1,358 1,268 4, , , ,422 2,724 29,431 1,259 1,234 4, , , ,056 2,723 30,855 1,372 1,278 4, , , ,704 2,723 31,600 1,488 1,321 5, , , ,239 2,874 31,952 1,573 1,353 5, , , ,964 3,022 32,518 1,628 1,376 5, , , ,750 3,297 32,489 2,080 1,391 6, , , ,709 3,390 32,307 2,200 1,406 6, , , ,094 3,483 32,211 2,220 1,415 6, , , ,647 3,643 31,951 2,223 1,419 6, , , ,353 3,795 31,746 2,229 1,421 6, , , ,619 3,912 32,038 2,237 1,425 6, , , ,766 4,063 31,864 2,246 1,427 6, , ,683 1,400 13,002 4,214 31,801 2,256 1,432 7, , ,648 1,771 13,635 4,372 32,890 2,261 1,433 7, , ,640 2,227 14,292 4,465 33,435 2,264 1,434 8, , ,510 1,912 15,379 4,616 34,688 2,249 1,425 8,389 1, , ,640 2,580 16,187 4,708 34,946 2,271 1,436 8,965 1, , Gráfico 7-49: SIC+SING - Generación anual por tipo de combustible SIC-SING (GWh) Escenario Eólico Sur 78

79 7.5.3 Costos Marginales A continuación se presentan para las subestaciones Crucero 220 kv, Quillota 220 kv y Charrúa 220 kv. Los gráficos con los costos marginales presentan los promedios mensuales considerando 3 clases de probabilidades: el 10% húmedo (promedio de las 3 hidrologías más húmedas), el 10% seco (promedio de las 3 hidrologías más secas) y el 80% (que incluye las otras 24 condiciones hidrológicas). También, para cada nudo se muestran los cuadros con los valores promedio anuales para las tres condiciones hidrológicas indicadas. Notar que los valores anuales corresponden a años hidrológicos (Mayo a Abril del año siguiente) y no a años calendario. El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Crucero 220 kv. Gráfico 7-50: Precios Spot de la Energía Crucero 220 kv Escenario Eólico Sur El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 87%. En el caso del SING, el costo marginal de 2016 y 2017 corresponde al promedio de años calendario, mientras que de 2018 en adelante corresponde a año hidrológico (Mayo-Abril). 79

80 Cuadro 7-46: Crucero 220 kv precios spot Escenario Eólico Sur Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Quillota 220 kv. Gráfico 7-51: Precios Spot de la Energía Quillota 220 kv Escenario Eólico Sur El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 80%. Los resultados corresponden a años hidrológicos (que Synex ha definido como el periodo entre Mayo y Abril). 80

81 Cuadro 7-47: Quillota 220 kv precios spot Escenario Eólico Sur Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh El siguiente gráfico presenta los costos marginales mensuales esperados para Charrúa 220 kv. Gráfico 7-52: Precios Spot de la Energía Charrúa 220 kv Escenario Eólico Sur El siguiente cuadro presenta el promedio anual de los costos marginales de corto plazo (para las tres condiciones definidas, húmedo, medio y seco), de los precios de potencia y los precios monómico (energía + potencia) para un factor de carga de 80%. Los resultados corresponden a años hidrológicos (que Synex ha definido como el periodo entre Mayo y Abril). 81

82 Cuadro 7-48: Charrúa 220 kv precios spot Escenario Eólico Sur Water Wet Medium Dry Average Capacity Price Monomic Year US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/kW-month US$/MWh Costos marginales por bloque Los cuadros siguientes muestran los costos marginales promedios por bloque para cada año calendario en Crucero 220 kv, Quillota 220 kv y Charrúa 220 kv. Los bloques se dividen por radiación solar (Non Solar, Low Solar, Medium Solar y High Solar) y por tipo de demanda Alta (A), Media (M) y Baja (B). En Anexo A se presenta una descripción del modelo de operación y la modelación de la demanda según tipo de radiación. Cuadro 7-49: Costo Marginal por bloque en Crucero 220 kv Escenario Eólico Sur Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Crucero

83 Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Crucero Cuadro 7-50: Costo Marginal por bloque en Quillota 220 kv Escenario Eólico Sur Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Quillota

84 Cuadro 7-51: Costo Marginal por bloque en Charrúa 220 kv Escenario Eólico Sur Solar Non Non Non Non Non Low1 Low1 Low1 Low2 Low2 Low2 Med1 Med1 Med1 Med2 Med2 Med2 High High High Demanda A M1 M2 L1 L2 A M B A M B A M B A M B A M B Charrua Cotas de embalses Los siguientes gráficos presentan la evolución de la cota de los embalses para este escenario. Gráfico 7-53: Evolución cota Canutillar Escenario Eólico Sur 84

85 Gráfico 7-54: Evolución cota Cipreses Escenario Eólico Sur Gráfico 7-55: Evolución cota Colbún Escenario Eólico Sur Gráfico 7-56: Evolución cota El Toro Escenario Eólico Sur 85

86 Gráfico 7-57: Evolución cota Laguna Maule Escenario Eólico Sur Gráfico 7-58: Evolución cota Pehuenche Escenario Eólico Sur Gráfico 7-59: Evolución cota Ralco Escenario Eólico Sur 86

87 Gráfico 7-60: Evolución cota Rapel Escenario Eólico Sur 87

88 ANEXO A MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA A. ANEXO A: MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA. A.1 Metodología Para determinar el plan de expansión de la generación, Synex utiliza el modelo SDDP (Stochatical Dual Dynamic Programming, desarrollado por PSR de Brasil), que se describirá a continuación. Como el SDDP es un modelo de despacho, no de expansión de generación-transmisión, se lleva a cabo un proceso iterativo para determinar la expansión de la generación en el horizonte de estudio. El modelo SDDP usa la técnica matemática conocida como programación dinámica dual estocástica. La estrategia para resolver la optimización del problema es la siguiente: Inicialmente un análisis secuencial es llevado a cabo por medio de una recursión backward, desde el futuro al presente, para definir la estrategia óptima para la operación de plantas térmicas e hidroeléctricas, basado en una suposición inicial de niveles de los embalses. Para cada etapa, se resuelve un problema lineal, el cual define la estrategia óptima para minimizar el costo de operación del sistema. Así, se calcula para cada etapa el valor del agua en cada uno de los embalses. Posteriormente se realiza una simulación usando los valores del agua encontrados en cada etapa, de manera de determinar los niveles de las cotas de los embalses en la etapa siguiente. La iteración de estos procesos de análisis (recursión y simulación) converge en la determinación de estrategias óptimas para el despacho y los costos marginales de corto plazo del sistema, para cada etapa y para cada condición hidrológica, al igual que para sus valores esperados. Los resultados del modelo son, entre otros: - El despacho para todas las unidades generadoras - Los costos de operación de las unidades térmicas - Los costos marginales de corto plazo de la energía - Los ingresos de los generadores vendiendo toda su energía inyectada a los costos marginales de corto plazo. Estos resultados son obtenidos con una base mensual, para varios bloques horarios, que representan la curva de duración y para cada condición hidrológica simulada. A.2 Demanda, transmisión y unidades generadoras La variación estacional de la demanda y generación se representa utilizando etapas mensual. La variación horaria de la demanda es representada por el uso de curvas de carga representada por un número reducido de bloques de demanda en cada mes. 88

89 Las características y restricciones de las líneas de transmisión entre sus nodos se ven reflejadas en un despacho que toma en cuenta tanto la capacidad de transmisión como las pérdidas de las líneas. Las unidades térmicas son representadas con sus características individuales de capacidad máxima, costo variable de operación y disponibilidad. El costo variable toma en consideración el consumo específico, los costos variables no combustibles y la evolución de los precios de los combustibles. La disponibilidad toma en consideración la tasa de salida forzada, la que reduce la capacidad máxima, y los mantenimientos programados, que son incorporados al modelo. Restricciones de generación mínima también son tomadas en cuenta para unidades térmicas a vapor. Con respecto a las centrales hidroeléctricas, el modelo SDDP permite una representación detallada de las plantas. En términos específicos, se efectúa una operación óptima de los embalses, en conjunto con todas las otras centrales en el sistema. El modelo toma en consideración las ubicaciones de las plantas en una cuenca y su operación conjunta, las características del embalse (volumen, filtración, evaporación) y restricciones de operación (volúmenes mínimo y máximo, volúmenes de flujo, variación del rendimiento con el nivel del embalse, etc.). Para tomar en cuenta la incertidumbre hidrológica, las siguientes opciones están disponibles en el modelo: - Un modelo estocástico de flujo, el cual representa las características hidrológicas del sistema. La correlación espacial y temporal de los volúmenes afluentes de los flujos sintéticos producidos por el modelo, de cada país y entre países, son reproducidos por el modelo. - La secuencia de flujos históricos. En el caso de Chile, la segunda opción ha sido seleccionada y se han simulado 30 condiciones hidrológicas históricas ( ) en su secuencia. A.3 Curva de demanda mensual y generación solar Como se indicó anteriormente en el modelo de simulación de la operación a largo plazo la demanda debe ser representada mediante un número reducido de bloques. Con el fin de tener en cuenta el efecto de la demanda y la generación de energía solar fotovoltaica en el despacho del sistema y por consiguiente en los costos marginales, los bloques de demanda se han definido de acuerdo con el nivel de la demanda (demanda SIC + SING) y la radiación solar. En todos los meses, la demanda se agrupa en tres clases: días hábiles, sábados y domingos y días feriados. Para cada tipo de día se obtiene una curva diaria como la demanda promedio para cada una de las 24 horas. A efectos de cálculo de los costos marginales, si dos horas tienen la misma oferta y la misma demanda, tendrán el mismo costo marginal y podrían ser incluidos en el mismo bloque de la demanda. Con el fin de definir si dos horas tienen la misma oferta solar, es necesario tener en cuenta la irradiación solar. Para este fin, a cada hora de cada día de cada mes se ha asignado un nivel de irradiación solar. El siguiente gráfico muestra la demanda y los niveles solares asignados a un mes en particular. 89

90 Gráfico A-1: Curvas de demanda y niveles de energía solar - Noviembre Por último, los bloques se definen mediante una curva de duración de carga para cada nivel solar. Los bloques se asignan de la siguiente forma: - Horas no solares se modelan en 5 bloques de demanda. El bloque 1 corresponde a la mayor demanda y el bloque 5 a la más baja. - Horas solares se modelan en 15 bloques de demanda, donde cada uno de los 5 niveles solares tienen 3 bloques de demanda asignados, alta, media y baja de la demanda, lo que representa aproximadamente la demanda en los días hábiles, sábados y domingos y festivos. Los gráficos siguientes muestran las curvas de demanda de enero y julio de Nótese que el número de horas solares varían en función del mes analizado. 90

91 Gráfico A-2: SIC - Curvas de Demanda Enero y Julio

92 Gráfico A-3: SING - Curvas de Demanda Enero y Julio 2015 El siguiente gráfico compara la demanda media en días hábiles, sábados y domingos y los días feriados con la demanda aproximada obtenida utilizando este modelo. 92

93 Gráfico A-4: Curvas de demanda de referencia y curvas de demanda modelados - Noviembre El siguiente cuadro presenta el número de horas por bloque de demanda en cada mes Cuadro A-1: Duración Bloques (Horas) Tipo Bloque Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Non-Solar Low-Solar Medium-Solar High-solar A.4 Modelación Centrales Eólicas Para las centrales eólicas, basado en datos horarios de generación histórica o en información proporcionada por los desarrolladores, la generación esperada en las distintas horas del mes es asignada a los bloques de demanda considerados en el modelo de despacho SDDP. 93