OPINIONES Y OBSERVACIONES AL INFORME PRELIMINAR PROPUESTA PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 2015

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1 OPINIONES Y OBSERVACIONES AL INFORME PRELIMINAR PROPUESTA PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 2015 Dirección de Planificación y Desarrollo CDEC-SIC 11 de septiembre de 2015

2 Opiniones y observaciones al informe preliminar de Revisión 2015 del estudio de Transmisión 1. Transnet 1 TRANSNET 7.2 Zona Centro / Pag.76 2 TRANSNET / Tramo Ancoa- Itahue / Pag.86 3 TRANSNET / Tramo Ancoa- Itahue / Pag.86 No se menciona la nueva SE Tap Off Santa Isabel que se conecta al Cto. N 2 de la LT 2x220 kv Ancoa-Itahue (a 23 km. De SE Ancoa) y que posteriormente será normalizada a seccionadora de ambos circuitos, de acuerdo a lo indicado en el Art de la NT de SyCS. No se menciona entre las obras en construcción a la nueva SE Tap Off Santa Isabel que se conecta al Cto. N 2 de la LT 2x220 kv Ancoa-Itahue, actualmente en construcción y que posteriormente será normalizada a seccionadora de ambos circuitos, de acuerdo a lo indicado en el Art de la NT de SyCS. No se consideran en los flujos del tramo los retiros de la nueva SE Tap Off Santa Isabel que se conecta al Cto. N 2 de la LT 2x220 kv Ancoa-Itahue y que posteriormente será normalizada a seccionadora de ambos circuitos, de acuerdo a lo indicado en el Art de la NT de SyCS. Mencionar la SE Santa Isabel 220 kv entre las obras a considerar en la Zona Centro. Considerar la nueva SE Santa Isabel como punto de retiro del tramo y futuro seccionamiento del completo del mismo. Considerar los retiros de nueva SE Santa Isabel desde el Cto. N 2 a partir del año 2016 y desde los 2 Ctos. A partir del momento en que se instruya su ampliación a seccionamiento de ambos Ctos. 4 TRANSNET 7.3 / Zona Sur / Pag.88 No se menciona entre las obras en construcción a la nueva SE Los Peumos 220 kv, que secciona la LT 1x220 kv Charrúa- Temuco, ubicada en la zona de Victoria. 5 TRANSNET / Tramo Cautín- Mulchén-Temuco / Pág.96 6 TRANSNET / Tramo Cautín- Mulchén-Temuco / Pág.96 No se menciona entre las obras en construcción a la nueva SE Los Peumos, que secciona la LT 1x220 Charrúa-Temuco en la Zona de Victoria, actualmente en construcción y que entrará en servicio el primer semestre del año No se consideran en los flujos del tramo los retiros de la nueva SE Los Peumos, que secciona la LT 1x220 Charrúa-Temuco en la Zona de Victoria. 7 TRANSNET 7.3 / Zona Sur / Pag.88 No se menciona la nueva SE Lastarria 220 kv, que seccionará la LT 2x220 kv Cautín-Ciruelos en el sector de Loncoche. Incluir la SE Los Peumos entre las obras actualmente en construcción en la Zona Sur. Considerar la nueva SE Los Peumos como obra en construcción en el tramo. Considerar los retiros de nueva SE Los Peumos a partir del año Incluir la SE Lastarria entre las obras a considerar en la Zona Sur.

3 8 TRANSNET Tramo Cautín- Valdivia / Pág TRANSNET Tramo Cautín- Valdivia / Pág.100 No se menciona entre las obras a analizar a la nueva SE Lastarria, que seccionará la LT 2x220 kv Cautín-Ciruelos en el sector de Loncoche No se consideran en los flujos del tramo los retiros ni las eventuales inyecciones de la nueva SE Lastarria, que seccionará la LT 2x220 Cautín-Ciruelos en el sector de Loncoche. Incluir la SE Lastarria entre las obras a analizar en el tramo Cautín-Ciruelos. Considerar los retiros y eventuales inyecciones de nueva SE Lastarria a partir del año 201X. 2. Codelco Andina 1 CODELCO- ANDINA 6/6.2/36 y 1/párrafo final/6 Porque la DPD, considerando un análisis de requerimientos normativos en subestaciones del sistema, no incluye en éste la normalización de la Subestación El Llano? Considerar la normalización de la Subestación el Llano, de manera de cumplir con los requerimientos indicados en pg. 29, cuadro Colbún 1 Colbún Transmisión 9. Proyectos Recomendados 9.2 Proyectos de Normalización Normalización S/E Alto Jahuel Situación Actual y Justificación. En la subestación Alto Jahuel, se recomienda la conexión de los paños J3 y J10 a la barra de transferencia. Sin embargo la unión entre las SSEE Alto Jahuel conforma un anillo ya que la unión entre ellas es sobre terreno de ambas subestaciones, es posible apreciar que la salida de servicio de cualquiera de los interruptores no altera la topología del sistema, es decir el mantenimiento de cualquiera de los interruptores no es causal de desconexión de alguno de los circuitos de la línea Candelaria-Maipo o de los bancos Shunt La configuración actual de la interconexión entre las subestaciones Alto Jahuel y Maipo cumple con los requerimientos de la NTSyCS en cuanto disponer de la redundancia necesaria para efectuar el mantenimiento de interruptores sin alterar la configuración topológica del sistema, por lo que no se justifica desarrollar un proyecto para conectarlos a la barra de transferencia en Alto Jahuel. Excluir esta obra de normalización de las obras recomendadas.

4 4. Enel Green Power 1 EGP /6.1 Obras de transmisión troncal decretadas/pág 34 2 EGP /6.2 Proyectos de transmisión/cuadro 22/Pág 34 3 EGP /6.2 Proyectos de transmisión/cuadro 25/Pág 36 4 EGP Sistema de Transmisión/7.1.1 Tramo Cardones Diego de Almagro/Pág 45 Acerca del estatus de la revisión de la información técnica del Sistema de transmisión 500 kv, Mejillones-Cardones de la empresa TEN Punto de conexión para normalización de las instalaciones de alta tensión del parque eólico Talinay. Nueva línea 2x500 [kv] Nueva Charrúa Mulchén 1700 [MVA] Respecto al análisis de corto plazo de flujos entre Carrera Pinto - Cardones Agradecemos indicar si la CNE ha informado al CDEC-SIC un plazo máximo para resolver si dicho proyecto cumple o no con los estándares técnicos requeridos por la misma en el decreto 158 del 22 de abril de EGP se encuentra realizando las gestiones para obtener posiciones al interior de la S/E La Cebada, por lo cual se ruega considerar este punto de conexión para parque eólico Talinay De acuerdo con los flujos esperados en los escenarios ERNC Sur y ERNC+Hidro Sur se puede visualizar la necesidad de obras en los tramos Mulchén-Charrúa y Duqueco Charrúa desde comienzo del año Cabe destacar que existen numerosos proyectos eólicos en etapa avanzada de desarrollo, por lo que el escenario ERNC sur es un caso probable. Falta incorporar los flujos esperados en dicho tramo, dando enfoque a la ventana de tiempo entre Enero 2016 a Enero 2018, para estudiar la necesidad de implementar esquemas de desconexión/reducción de generación o bien adelantar las obras esperadas para el año Chilectra 1 CHILECTRA Resumen análisis zona centro El informe no recomienda el desarrollo del proyecto Nueva Línea Alto Jahuel-Los Almendros - Polpaico 2x500 kv propuesto por el ETT. Dado que este proyecto fortalece el sistema de transmisión, creando un corredor en torno a la Región Metropolitana y dada la importancia relativa de esta región para el SIC, creemos que el proyecto podría ser analizado con criterios más amplios que los empleados. Dada la alta variabilidad de los costos marginales, su incidencia en la valorización de las congestiones y la posición de este proyecto en el SIC, sugerimos el desarrollo de una evaluación sensibilizando estos costos. Asimismo, solicitamos a la DPD compartir mayores antecedentes respecto de la evaluación realizada para no realizar la l proyecto indicado.

5 6. Endesa 1 2 ENDESA ENDESA 6 SISTEMA DE TRANSMISIÓN /6.4. Limitaciones en la capacidad de transmisión / Pág PROYECTOS RECOMENDADOS/ 118 Pág. Se señala que en sistemas de Subtransmisión y de Transmisión Adicional se suponen las ampliaciones que sean necesarias de forma de no restringir los flujos esperados en el sistema. Sin embargo, en el informe no se explicitan en que tramos de estos sistemas se han considerado estas ampliaciones. Se observa que existen inconsistencias entre valores y plazos presentados en Cuadro 59 y los señalados posteriormente en la descripción de los proyectos en numeral 9.1. Por ejemplo para el proyecto Nuevo transformador 500/220 en S/E Cumbres en el cuadro se señala un plazo constructivo de 36 meses y en la descripción se indica 27 meses. En otros proyectos existen variaciones de 1 MUSD con lo señalado en el cuadro. Indicar ampliaciones supuestas en sistemas de Subtransmisión y sistemas de Transmisión Adicional. Se solicita corregir donde corresponda. 7. First Solar 1 Parque Solar Fotovoltaico Luz del Norte SpA Cuadro 27 pág. 39 y Figura 15 pág. 46 Dos seccionamientos de línea entre D. Almagro y Cardones tienen PES de Febrero 2017 y Octubre 2017, limitando la capacidad de transferencia necesaria para evacuar producción de ERNC conectadas en Carrera Pinto (238 MW, finales 2015) y San Andrés (51 MW, en operación). Adelantar los dos seccionamientos adicionales de las líneas de transmisión Diego de Almagro Cardones, considerando que el segundo circuito 2x220 kv Diego de Almagro muestra grado de avance significativo a esta fecha y así reducir excedencias.

6 8. Termoeléctrica Los Espinos 1 Termoeléctrica Los Espinos S.A. 2 Termoeléctrica Los Espinos S.A. 3 Termoeléctrica Los Espinos S.A. 4 Termoeléctrica Los Espinos S.A. 5 Termoeléctrica Los Espinos S.A. Titulo 2 Pág. 7 ii. Escenario Norte ERNC Atacama. Titulo 2 Pág. 7 iii. Escenario Norte ERNC Coquimbo. Titulo 2 Pág. 8 iv. Escenario ERNC sur Titulo 3 Pág. 10. Titulo 4 Pág. 4.2 En este escenario alternativo se adicionan 1500 MW de potencia de generación y se reemplazan centrales indicativas (ITPN) por 500 MW. Se solicita indicar el nombre de las centrales adicionadas por la DPD correspondiente a los 1500 MW. En este escenario se incorporan 300 MW de generación eólica adicional, los cuales reemplazan a los 300 MW del plan indicativo del ITPN-abril 2015 (Solar diego de Almagro 01). Se solicita indicar las ventajas económicas del cambio de tecnología considerado. En este escenario se incorporan al plan de obras las centrales eólicas informadas a la DPD al sur de Charrúa con un total aproximado de 1400 MW. Se solicita indicar el nombre de las centrales eólicas consideradas por la DPD correspondiente a los 1400 MW. Los límites de trasmisión considerados en esta propuesta se obtienen del Estudio de restricciones del sistema de transmisión troncal del El plan de obras de generación considera el plan de expansión de generación definido en el ITPN de abril 2015 ajustado de acuerdo a la mejor información disponible por la DPD. Se propone utilizar el Estudio de restricciones del sistema de transmisión troncal del 2015 emitido por este CDEC el 13 de julio de 2015, ya que corresponde a la información más actualizada disponible. Se solicita enviar el listado de las obras de generación no definidas en el ITPN de abril, pero que si fueron incluidas en este informe. 9. Transelc ( General) Algunos de los Cuadros del informe consideran punto como separador de miles (Ejemplo Cuadros 22 y 25) y otros utilizan coma (Ejemplo Cuadros 6 y 7). Se solicita corregir y estandarizar el formato de tablas del documento. 2 Resumen Ejecutivo 9 El Cuadro 2 que resume las obras troncales recomendadas por adecuaciones normativas, difiere de los proyectos presentados en el Cuadro 60 de la página 118, que tiene el mismo propósito. Las obras de normalización que faltaría incluir en el Cuadro 2 del Resumen Ejecutivo son las siguientes - S/E Don Goyo: Seccionamiento tramo P. Azúcar-Las Palmas 2x220 kv - S/E La Cebada: Seccionamiento tramo P. Azúcar-Las Palmas 2x220 kv - S/E Los Maquis: modificación topología subestación Se solicita corregir el Cuadro 2 Obras es Recomendadas por Adecuaciones Normativas, incorporando los proyectos mencionados.

7 - S/E Lo Aguirre: seccionamiento segundo circuito A. Jahuel-Polpaico 2x500 kv 4 Definición de Escenarios Analizados 4.2 Plan de obras de Generación 23 El Cuadro 10 señala que el punto de conexión de la central PV El Romero en el Escenario ERNC NA es Punta Colorada 220 kv. No obstante el análisis realizado por la DPD en su informe Determinación de Puntos de Conexión al STT indica que, debido a su cercanía, los proyectos PV El Romero y Pelícano debiesen conectarse en un mismo punto al sistema, uno de los cuales es una S/E seccionadora de la línea Maitencillo Punta Colorada. Esto es corroborado con información del propio desarrollador del proyecto quien se está coordinando con Pelícano para desarrollar una sola subestación seccionadora. Se solicita corregir la modelación de la central PV El Romero en la simulación, considerando su conexión en la barra Pelícano Obras de transmisión troncal decretadas Existen diferencias en las fechas de puesta en servicio señaladas en algunos de los cuadros del capítulo, respecto de la información de (ver Anexo 1) Se solicita corregir las fechas de puesta en servicio en base a las fechas señaladas en el Anexo 1 de este documento de observaciones Limitaciones en la capacidad de transmisión Pág En el Cuadro 27 se indica que los límites de transmisión usados en la modelación de los transformadores 500/220 kv de Cardones, Pan de Azúcar y Maitencillo fueron calculados en el Anexo N 1. En dicho Anexo sólo se encuentra el análisis de la capacidad de transformación 500/220 kv de la subestación Cumbres. No se encuentra el estudio de limitación de transmisión de los siguientes transformadores: Cardones 500/220 kv Pan de Azúcar 500/220 kv Maintencillo 500/220 kv Se solicita incorporar en el Anexo 1 el análisis de limitación de la transformación 500/220 kv para las subestaciones Pan de Azúcar, Cardones y Maitencillo Limitaciones en la capacidad de transmisión Págs En el Cuadro 27 se indica que la limitación de transmisión del tramo Desde el Norte a Cardones a partir de Abril-2018 es de 580 MW considerando N-1 Ajustado como criterio de seguridad. No obstante lo anterior, este límite es más bien N-1 Estricto, considerando que en esa fecha existirán 3 tendidos cuyas capacidades son 1x400 MW y 2x290 MW, respectivamente. Se solicita corregir el Criterio de seguridad del tramo Desde el Norte a Cardones a partir de Abril-2018, señalando N-1/Est Limitaciones en la capacidad de transmisión Pág En el Cuadro 27 se indica que el límite para el tramo Charrúa Ancoa 500 kv en el periodo Abril Febrero 2018 es de MW, sin embargo en los análisis de las transferencias esperadas por el tramo, (páginas 89-92), se indica que restringieron las transferencias a MW para el mismo periodo, debido a limitaciones en los equipos de compensación serie. Se solicita lo siguiente: - Corregir el límite de transmisión del tramo Charrúa Ancoa señalado en el Cuadro 27, indicando MW desde 2015 hasta Febrero de 2018.

8 Posteriormente se indica que el límite para el tramo Charrúa Ancoa 500 kv, a partir de la entrada de la S/E Nueva Charrúa, es de MW. Al analizar el Anexo 1, donde estiman este límite, se advierte que la metodología de cálculo admite una sobrecarga post contingencia de 34% en uno de los ATR 500/220 kv en Charrúa. La admisión de ciertos niveles de sobrecarga en instalaciones del STT corresponde netamente a un criterio operativo. Consideramos que este criterio operativo no se debe aplicar en un estudio de planificación del desarrollo del sistema. El Artículo 5-5 de la NTSyCS señala que la planificación para el desarrollo del SI deberá ser realizada aplicando Criterio N-1. De acuerdo a su definición en la NT, este criterio garantiza que, ante la ocurrencia de una contingencia simple, sus efectos no se propaguen al resto del sistema debido a sobrecargas inadmisibles. Adicionalmente no es aplicable que un límite calculado con características transitorias (sobrecarga admisible en equipos por 30 minutos) sea utilizado en un estudio de planificación con límites de transmisión de carácter permanente. En adición a lo anterior, en la página 92 se menciona que, con la entrada de Nueva Charrúa, se modeló el límite del tramo en MW lo que es aún mayor que el límite calculado con la sobrecarga en el ATR (2.660 MW). - Revisar el cálculo del límite de transmisión del tramo Charrúa Ancoa 500 kv a partir de la entrada de la S/E Nueva Charrúa, considerando en el cálculo escenarios post contingencia sin niveles de sobrecarga en transformación Limitaciones en la capacidad de transmisión Pág En el Cuadro 27 se indica que, luego de la entrada del corredor de 500 kv entre Maitencillo y Polpaico, el límite de transmisión del tramo Maitencillo Punta Colorada 220 kv es de 265 MW. Sin embargo en el Anexo 1 del documento, donde se efectúa el cálculo de este límite, se señala que el valor es de 225 MW, el cual es finalmente considerando para las simulaciones de largo plazo. Al respecto, además de corregir el límite señalado en el Cuadro 27, es importante corroborar si el cálculo realizado para estimar dicho límite considera la central FV El Romero conectada en la S/E Pelícano, ya que este caso restringe aún más las transferencias máximas por el tramo. Se solicita corroborar si el cálculo para estimar el límite del tramo Maitencillo El Pelícano Punta Colorada considera la central FV El Romero conectada en la barra El Pelícano 220 y corregir lo señalado en el Cuadro Limitaciones en la capacidad de transmisión Pág El Cuadro 27 indica que, luego de la entrada de la S/E Nueva Charrúa, el límite para el tramo Ancoa Alto Jahuel 500 kv es de MW. Al revisar el Anexo 1 donde estiman este límite, se advierte que la metodología de cálculo admite una sobrecarga post contingencia de 20% en uno de los ATR 500/220 kv de Ancoa, lo cual corresponde a un criterio netamente operativo. Consideramos que este criterio operativo no se debe aplicar en un estudio de planificación del desarrollo del sistema. El Artículo 5-5 de la NTSyCS señala que la planificación para el desarrollo del SI deberá ser realizada aplicando Criterio N-1. De acuerdo a su definición en la NT, este criterio garantiza que, ante la ocurrencia de una contingencia simple, sus efectos Se solicita revisar el cálculo del límite de transmisión del tramo Ancoa Alto Jahuel 500 kv considerando en el cálculo escenarios post contingencia sin niveles de sobrecarga en transformación.

9 no se propaguen al resto del sistema debido a sobrecargas inadmisibles. Adicionalmente no es aplicable que un límite calculado con características transitorias (sobrecarga admisible en equipos por 30 minutos) sea utilizado en un estudio de planificación con límites de transmisión de carácter permanente Limitaciones en la capacidad de transmisión Pág Limitaciones en la capacidad de transmisión Pág Zona Norte 45 En el Cuadro 27 se indica que, luego de la entrada de la S/E Nueva Charrúa, el límite para la transformación 500/220 kv de Charrúa es de MW. Sin embargo, en la página 94 se indica que la modelación del tramo para dicho periodo consideró un límite de MW. En el Cuadro 27 se indica que, en el periodo previo a la incorporación del tercer ATR, el límite para la transformación 500/220 kv de Alto Jahuel es de MW. Por otro lado, en los análisis de uso esperado del tramo se considera un límite máximo de MW. La figura 13 que ilustra los flujos que llegan desde el sur hacia Diego de Almagro 220 kv, señala en su título Desde el sur a Diego de Almagro 220 kv (Diego de Almagro Nueva Diego de Almagro desde Nov-19) Sin embargo para respetar el sentido de los flujos una vez conectada la futura S/E Nueva Diego de Almagro, debiese decir Desde el sur a Diego de Almagro 220 kv (Nueva Diego de Almagro Diego de Almagro desde Nov-19) Se solicita corregir el límite de transformación 500/220 kv de Charrúa utilizado en la modelación. Se solicita corregir el límite de transformación 500/220 kv de Alto Jahuel señalado en el Cuadro 27, indicando MW. Se solicita corregir el título de los gráficos de la figura 13 con la propuesta: Desde el sur a Diego de Almagro 220 kv (Nueva Diego de Almagro Diego de Almagro desde Nov-19) La ilustración 4 se refiere a una barra con nombre LosChangos 2200, y debiese decir LosChangos 220 Se solicita corregir. 7.1 Zona Norte 50 La Figura 20 debiese ilustrar las transferencias esperadas por la transformación 500/220 kv de Los Changos, sin embargo se incluye una gráfica del tramo Cardones Cumbres que ya se había ilustrado en la página 51. Se solicita corregir e incorporar en la Figura 20 los gráficos de uso esperado de la transformación 500/220 kv de Los Changos. 7.1 Zona Norte

10 Zona Norte La figura 25 ilustra las transferencias por la línea Punta Colorada Maitencillo 220 k. Sin embargo en la modelación se ha incorporado la subestación seccionadora Pelícano, en la cual se conecta la central homónima de 100 MW. En ese sentido es relevante hacer la distinción entre las transferencias esperadas de los tramos Maitencillo Pelicano y Pelícano Punta Colorada. Se solicita incorporar los gráficos de transferencias esperadas para los tramos Maitencillo Pelícano y Pelícano Punta Colorada Evaluación económica zona norte El diagnóstico del uso esperado de la transformación 500/220 kv en la futura S/E Nueva Maitencillo (página 55) da cuenta de altos niveles de congestión que se producirían en los dos escenarios alternativos que se analizaron (ERNC NC y ERNC NA). No obstante lo anterior, en el Cuadro 33, donde se analizan los niveles de congestión de la zona norte, no se incluye este tramo, y posteriormente tampoco se analiza alguna obra de expansión asociada a solucionar estas congestiones. Se solicita incluir y analizar los niveles de congestión detectados en la transformación 500/220 kv de la futura subestación Nueva Maitencillo Evaluación económica zona norte El análisis económico de repotenciar la futura línea Nueva Diego de Almagro Cumbres, considera que la alternativa de ampliación se materializa tan sólo un año después de la puesta en servicio de la línea. Al respecto, creemos que un año no es coherente con los plazos reales que se manejan para obras de ampliación troncales, incluyendo los procesos de licitación y los tiempos constructivos de la obra misma. Se solicita considerar un periodo mayor para la evaluación de la alternativa de ampliación de la línea Nueva Diego de Almagro Cumbres. s La figura 65 ilustra los flujos de los tramos Temuco Duqueco y Duqueco Charrúa para los escenarios ERNC Sur y ERNC+Hidro+Sur. No obstante para el Escenario Base ilustra las transferencias de Temuco Charrúa, sin hacer la distinción entre los tramos de esta línea por el seccionamiento en Duqueco. Se solicita incorporar los gráficos de transferencias esperadas por los tramos Temuco Duqueco y Duqueco Charrúa para el Escenario Base, en forma separada. 7.3 Zona Sur 98 En la figura 66 que ilustra las transferencias esperadas por el tramo Temuco Cautín 220 kv, se observa que para el Escenario Base se utilizó un límite de transmisión mayor a los 193 MW indicados en el Se solicita corregir el límite de transmisión considerado para el tramo Cautín Temuco 220 kv en el

11 7.3 Zona Sur Cuadro 27, el cual sí es considerado en la modelación de los Escenarios ERNC Sur y ERNC+Hidro+Sur. De considerar este límite en el Escenario Base, se podrían producir congestiones en el tramo para algunas hidrologías extremas. Escenario Base. 99 El límite de transmisión utilizado para los tramos Rahue Valdivia y Pichirropulli Valdivia, ilustrados en la Figura 71, supera los 300 MW en los tres Escenarios, lo cual es mucho mayor que los 145 MW de límite por criterio N-1 señalados en el Cuadro 27 para dichos tramos. Se solicita corregir la modelación de los tramos Rahue Valdivia y Pichirropulli Valdivia considerando 145 MW como límite de transmisión. 7.3 Zona Sur Evaluación económica zona sur Tomando en cuenta que las evaluaciones para comparar la conveniencia de la ejecución de proyectos en la zona sur se realiza asumiendo la materialización del corredor de 500 kv entre Nueva Puerto Montt y Nueva Charrúa, es necesario tomar una definición respecto de la configuración que tendrá este sistema, particularmente sobre los puntos de bajada (transformación 500/220 kv) que habrán en el tramo. Lo anterior es relevante para analizar la factibilidad técnica de algunos proyectos ante un escenario con mayor certeza. Se solicita tomar una definición respecto de la topología que tendrá el corredor 500 kv entre Nueva Puerto Montt y Nueva Charrúa. ( General) 7.4 Análisis Proyectos Presentados por Empresas Promotoras 115 El Cuadro de la página 115 señala que el proyecto de seccionamiento de la línea Charrúa Hualpén 1x220 kv se analizará en un futuro estudio de recomendaciones de expansión de instalaciones de subtransmisión, a ser elaborado por la DPD. Al respecto, creemos que dicho proyecto debiese ser analizado en el contexto de las propuestas para la expansión del sistema troncal, considerando que el alcance de la obra abarca modificaciones de una instalación de carácter troncal. Adicionalmente, y tal como lo presentó, la ejecución del proyecto genera ahorros en costos de operación para todo el sistema en aproximadamente US$ 20 millones, por lo que no sólo es necesario para repotenciar la subtransmisión, sino que beneficia a todo el sistema. Se solicita considerar dentro de los análisis el proyecto de seccionamiento de la línea Charrúa Hualpén 1x220 kv. En la modelación de los tramos Maitencillo 500/220 kv y Mulchén Charrúa 220 kv considera la liberación de los límites de transmisión para los Escenarios Base pero no en los respectivos Escenarios Alternativos (ERNC NA, ERNC NE y ERNC Hidro Sur). Al respecto creemos que es Se solicita modelar estos tramos considerando liberación de los límites de transmisión de forma análoga a lo realizado en los Escenarios Base, de

12 ( General) importante que se mantenga una consistencia en la modelación de los tramos entre los distintos escenarios, y particularmente la no liberación de los límites de transmisión en tramos que están alcanzando congestiones en el mediano plazo podría no permitir la visualización de congestiones que se puedan reflejar en otros tramos del sistema, para un Escenario en particular, debido al re despacho del parque generador. modo de visualizar posibles congestiones en otros tramos del sistema y explorar los niveles máximos de transferencia. 7.4 Análisis Proyectos Presentados por Empresas Promotoras 115 En el Cuadro de la página 115 se indica que el proyecto de Cambio Conexión Transformadores ATR 4 y ATR 5 en S/E Alto Jahuel, presentado por, no se incluye como parte de la propuesta de expansión. Al respecto, insistimos en el alto grado de confiabilidad que este proyecto le proporcionaría a la operación de la subestación Alto Jahuel, uno de los puntos esenciales para abastecer la demanda de la zona centro del SIC. El proyecto es necesario para mantener la operación de la subestación ante fallas en uno de los interruptores 220 kv del futuro ATR 500/220 kv, la cual ocasionaría la desconexión de dos de los 3 ATRs. Por otro lado, la materialización del proyecto entrega una mayor flexibilidad a nivel operacional, permitiendo la realización de mantenimientos sin pérdida de confiabilidad en la operación de los 3 ATR. Esto último es relevante considerando que una gran parte de las fallas son producidas durante el mantenimiento de los equipos. Finalmente, cabe hacer notar que según los resultados de los análisis entregados en el Cuadro de la página 117, las barras 220 kv de la subestación Alto Jahuel presentarían sobrecarga de 120% en su capacidad. En ese sentido, la materialización del proyecto de cambio de conexión de los ATR3 y ATR4, permitiría equilibrar las transferencias por las barras de la subestación, pudiendo incluso reducir los niveles de carga en los escenarios más críticos. Se solicita incorporar el proyecto de Cambio de Conexión ATR4 y ATR5 en S/E Alto Jahuel dentro de las inversiones propuestas. 9 Proyectos Recomendados Nueva Línea Nueva Maitencillo Punta Colorada Nueva Pan de Azúcar 2x220 kv 120 Como parte de las obras necesarias para la materialización del proyecto Nueva Línea Nueva Maitencillo Punta Colorada Nueva Pan de Azúcar 2x220 kv se propone una ampliación en la S/E Punta Colorada. Al respecto, cabe mencionar que es dueño de las instalaciones, pero no del terreno. Por lo tanto para una eventual ampliación de la subestación es necesario realizar las gestiones que correspondan el propietario de los terrenos (Barrick). Por otro lado, el VI estimado para el proyecto de ampliación la S/E Punta Colorada (US$ 2,99 millones) cubre el costo de las obras a desarrollar, pero no así los gastos de compra de terreno necesario para su materialización. A modo de comparación, la ampliación de barras en la S/E Cardones fue asignado en US$ 2,58 millones sin considerar compra de terreno. Se solicita revisar el VI de la obra Ampliación S/E Punta Colorada, de modo de incorporar los costos de compra de terreno.

13 9 Proyectos Recomendados 118 Se propone el proyecto Ampliación S/E Polpaico para dar cabida a equipos de compensación serie, obra que tiene por objetivo complementar las modificaciones de compensación serie de la futura línea 500 kv entre Polpaico y Nueva Cardones. El VI referencial del proyecto se estima en US$ 542 mil. Se solicita - Revisar el VI de la obra. - Realizar los estudios de TRV que validen la factibilidad técnica del proyecto. Al respecto es importante mencionar el precedente que marcó el proceso de licitación del proyecto Ampliación S/E Ancoa promovido en el Decreto Supremo N 310 y que posee características similares al proyecto de ampliación en Polpaico. El VI referencial de la obra fue fijado en US$ 625 mil y su licitación quedó desierta. Posterior a ello, solicitó al consultor Heredia Santana un estudio sobre los costos y plazos del proyecto, concluyendo finalmente que el VI del mismo debía incrementarse aproximadamente a US$1,8 millones, manteniendo su plazo constructivo. Finalmente, se emitió el Decreto Supremo N 201 donde se recomienda nuevamente la ampliación en S/E Ancoa, pero esta vez con un VI referencial de US$ 1,86 millones, para luego ser adjudicada exitosamente en su proceso de licitación. Dicho lo anterior, creemos que se debe revisar el VI del proyecto de ampliación en Polpaico, con el fin de no repetir lo sucedido con el proyecto de ampliación en Ancoa y a su vez no atrasar el proyecto de modificación de compensación serie del sistema de 500 kv del norte. Por otro lado un proyecto de estas características requiere de un estudio de TRV que dé cuenta de su factibilidad técnica, lo cual no se encuentra evaluado en el informe. 9 Proyectos Recomendados 123 Dentro de las obras propuestas para la llegada de la futura línea 2x500 kv Ciruelos Nueva Cautín se incluyen obras de ampliación en la S/E Ciruelos, cuyo Valor de Inversión se detalla en el Cuadro 65. Respecto de la obra en sí, creemos que la mirada debiese estar enfocada en el largo plazo. Tal y como fue señalado en la propuesta emitida por, la actual S/E Ciruelos posee espacio limitado para la llegada de nuevas líneas. En ese sentido, pensando en la llegada de un nuevo tendido que a futuro será energizado en 500 kv, y del que aún no se tiene definición sobre el tipo de conexión que se utilizará durante su energización en 220 kv, lo ideal es promover una nueva subestación seccionadora (Nueva Ciruelos) para su llegada, de modo de evitar posibles problemas de espacio y terreno que pudiesen atrasar las obras. Esta subestación Nueva Ciruelos debiese tener espacio para la construcción de un patio de 500 kv de modo de materializar sin problemas la re energización de la futura línea. Creemos que ambas subestaciones, Se solicita proponer como parte de los proyectos de inversión una subestación seccionadora Nueva Ciruelos, considerando los problemas para la llegada de nuevas líneas en la actual S/E Ciruelos.

14 Anexo Análisis S/E Alto Jahuel 220 kv 97 Anexo Análisis S/E Charrúa 220 kv 126 Nueva Cautín y S/E Nueva Ciruelos, constituyen una planificación con visión a largo plazo, y entregarían una señal de definición en la topología que finalmente tendrá el corredor de 500 kv en cuanto a los puntos de bajada a 220 kv. Se menciona que el tercer transformador 500/220 kv que entrará en la subestación Alto Jahuel utilizará una conexión tipo interruptor y medio en la barra de 220 kv. Sin embargo, la conexión se realizará en configuración doble barra con doble interruptor. Lo anterior fue comunicado por a la CNE el 2 de marzo de 2015, mediante Carta O-N 033, y ratificado por la Comisión mediante Carta CNE N 139/2015 el 23 de marzo del mismo año. De acuerdo a las conclusiones emitidas, la falla de severidad 9 en la sección 2 de S/E Charrúa 220 kv provoca el desabastecimiento del consumo de la zona de Concepción, debido a que se pierden 3 de los 4 enlaces que alimentan esta zona. Considerando este escenario, se especifican diferentes alternativas topológicas para resolver esta problemática, no obstante lo anterior, existe una alternativa que requiere menores cambios en la subestación y que no fue mencionada entre las propuestas. De acuerdo a nuestros análisis, esta falla puede ser controlada adecuadamente realizando el cambio del paño asociado a la Línea 220 kv Charrúa-Concepción de la sección de barra N 2 a la sección de barra N 1. Se solicita corregir Se solicita considerar propuesta de en el análisis de la falla de severidad 9 en la S/E Charrúa. Charrúa 220 kv Transformador Charrúa 220/154/ 13.2 kv S/E Hualpen 220 kv S/E Concepción 220 kv S/E Lagunillas 220 kv