ANÁLISIS DE NECESIDADES DE EXPANSIÓN SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL SIC Y SING

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1 ANÁLISIS DE NECESIDADES DE EXPANSIÓN SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL SIC Y SING - 4 Informe Final Licitación 6--LP PREPARADO PARA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA IT-KM-6--R de Mayo de

2 INDICE. INTRODUCCIÓN.... OBJETIVOS DEL ESTUDIO OBJETIVO GENERAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS PROGRAMA DE TRABAJO DETALLADO, ENTREGABLES E HITOS PRINCIPALES PLAN DE TRABAJO Y DEFINICIÓN DE ACTIVIDADES PARA EL DESARROLLO DE LA ASESORÍA DIRECCIÓN Y COORDINACIÓN DEL ESTUDIO ANÁLISIS PLAN DE OBRAS Y DEMANDA PLANES ÓPTIMOS DE EXPANSIÓN ANÁLISIS Y REVISIÓN ETT ANÁLISIS Y ESTUDIO DE DISCREPANCIAS EVALUACIÓN INTERCONEXIÓN SIC-SING INFORME FINAL..... ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS..... ENTREGABLES POR ACTIVIDAD E HITOS PRINCIPALES ANÁLISIS DEL PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN BASE Y ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA 4.. ANÁLISIS DEL PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE.... DETALLE DE LA PROYECCIÓN DEMANDA DE ENERGÍA Y EXTENSIÓN PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN.. DETALLE EXTENSIÓN PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN..... DETALLE DE LA PROYECCIÓN DE DEMANDA DIAGNOSTICO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL Y NECESIDADES DE EXPANSIÓN OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL ANALIZADAS DEL SIC LATERAL NORTE DEL STXT ÁREA DE INFLUENCIA COMÚN DEL TXT (SISTEMA DE KV) ÁREA DE INFLUENCIA COMÚN DEL TXT (SISTEMA DE KV) LATERAL SUR DEL TXT NUEVAS INSTALACIONES TRONCALES PROPUESTAS POR EL ESTUDIO ETT FLUJOS DE POTENCIA EN LÍNEAS RELEVANTES OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL ANALIZADAS DEL SING ANÁLISIS CRÍTICO PROPUESTA DIRECCIONES DE PEAJE PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR LA DP-SIC ANÁLISIS DE LAS OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR LA DP-SIC OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR LA DP-SING ANÁLISIS CRÍTICO PROPUESTA CONSULTOR ETT PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL

3 8.. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR EL CONSULTOR DEL ETT PARA EL SIC OBRAS PROPUESTA POR EL CONSULTOR, CASO BASE OBRAS PROPUESTA POR EL CONSULTOR, CASO ALTERNATIVO OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR EL CONSULTOR DEL ETT PARA EL SING RECOMENDACIÓN DEL PLAN ÓPTIMO DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL PARA EL CUATRIENIO ANTECEDENTES GENERALES OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS PARA EL CUATRIENIO -4 PARA SIC SISTEMA LATERAL NORTE DEL TXT DEL SIC ÁREA DE INFLUENCIA COMÚN DEL TXT, SISTEMA DE KV ÁREA DE INFLUENCIA COMÚN DEL TXT, SISTEMA DE KV SISTEMA LATERAL SUR DEL TXT DEL SIC OBRAS URGENTES PARA EL CUATRIENIO A 4 PARA EL TXT ANÁLISIS AMBIENTAL DE LAS OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS ANÁLISIS DE NORMA TÉCNICA Y SEGURIDAD JUSTIFICACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE LOS PLANES DE EXPANSIÓN PROPUESTOS COSTOS DE OPERACIÓN ESPERADOS COSTOS DE INVERSIÓN INGRESOS TARIFARIOS ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE LA DEMANDA DEL NORTE CHICO DEL SIC ANÁLISIS Y ESTUDIO DE DISCREPANCIAS INTERCONEXIÓN SIC-SING OBJETIVO ANÁLISIS DE INTERCONEXIÓN ANTECEDENTES DE INTERCONEXIÓN COSTOS DE INVERSIÓN LÍNEA INTERCONEXIÓN COSTOS DE INVERSIÓN LÍNEA DE CORRIENTE CONTINUA COSTOS DE INVERSIÓN LÍNEA CORRIENTE ALTERNA RESULTADOS INTERCONEXIÓN PURA COSTOS MARGINALES DE LA ENERGÍA FLUJO ENERGÍA ANUALES INGRESOS GENERADOS POR LA LÍNEA DE INTERCONEXIÓN COSTOS DE OPERACIÓN BENEFICIOS PROYECTO INTERCONEXIÓN PURO INTERCONEXIÓN ADAPTADA COSTOS MARGINALES DE LA ENERGÍA COSTOS OPERACIÓN INTERCONEXIONES ADAPTADAS COSTOS INVERSIÓN CENTRALES GENERADORAS VAN INTERCONEXIONES ADAPTADAS INTERCONEXIÓN EN CA ADAPTADA COSTOS MARGINALES DE LA ENERGÍA OPERACIÓN LÍNEA INTERCONEXIÓN COSTOS OPERACIÓN INTERCONEXIONES ADAPTADAS CONCLUSIONES ANÁLISIS INTERCONEXIÓN SIC-SING ANÁLISIS DE NTSYCS PARA INTERCONEXIÓN ALTERNATIVA N : ENLACE KV CORRIENTE ALTERNA CHACAYA CARDONES ALTERNATIVA N : ENLACE KV CORRIENTE ALTERNA CHACAYA DIEGO DE ALMAGRO CARDONES IMPACTO EN LA INTERCONEXIÓN POR PROYECTO HACIENDA CASTILLA

4 .6.4. CONCLUSIONES ANÁLISIS NTSYCS PARA INTERCONEXIÓN ANEXOS UNILINEALES DE LA PROPUESTA DE EXPANSIÓN ÁREA DE INFLUENCIA COMÚN ( KV) LATERAL SUR DEL TXT FLUJOS DE POTENCIA DE LAS LÍNEAS DEL TXT LÍNEAS DE EXPANSIÓN DEL TXT NUEVAS INSTALACIONES PROPUESTA PARA EL TXT VALORIZACIÓN TRAMOS TXT ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD PROYECTO S/E LO AGUIRRE ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD PROYECTO LÍNEA CHARRÚA-ANCOA ANÁLISIS DE NORMA TÉCNICA Y SEGURIDAD ABRIL JULIO JULIO AGOSTO INTERCONEXIÓN ALTERNATIVA N : CHACAYA CARDONES KV AC ESCENARIO SECO INTERCONEXIÓN ALTERNATIVA N : CHACAYA CARDONES KV AC ESCENARIO HÚMEDO INTERCONEXIÓN ALTERNATIVA N : CHACAYA DIEGO DE ALMAGRO - CARDONES KV AC ESCENARIO SECO INTERCONEXIÓN ALTERNATIVA N : CHACAYA DIEGO DE ALMAGRO - CARDONES KV AC ESCENARIO HÚMEDO

5 . INTRODUCCIÓN La expansión del sistema de transmisión troncal es desarrollada centralizadamente, de acuerdo a los procedimientos establecidos en el DFL N 4 de 6 y sus modificaciones, en adelante la Ley. La consistencia de las instalaciones de desarrollo y expansión del sistema troncal, contenidas en el informe técnico de la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE, al cual se refiere el Artículo 9 de la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante LGSE, es revisada anualmente por las Direcciones de Peajes, en adelante DP, de los Centros de Despacho Económico de Carga, en adelante CDEC, los que presentan a la CNE una propuesta de expansión de dicho sistema. La propuesta señalada debe presentar, fundadamente, las obras que deberán realizarse o iniciarse en el período siguiente para posibilitar el abastecimiento de la demanda. Además, puede considerar tanto los proyectos de transmisión troncal contemplados en el Estudio de Transmisión Troncal, en adelante (ETT, o los que, sin estarlo, se presenten a la DP por sus promotores, acompañada de la opinión que los operadores y usuarios del Sistema de Transmisión Troncal expresen sobre las expansiones propuestas. La CNE, una vez recibida la propuesta de la DP, debe presentar el Plan de Expansión para los meses siguientes. Las discrepancias que a dicho Plan de Expansión presenten los participantes y usuarios e instituciones interesadas, deben ser resueltas por el Panel de Expertos. Luego, en base al Plan de Expansión presentado por la CNE o al dictamen del Panel de Expertos, según corresponda, el Ministerio de Energía fijará las expansiones del sistema de transmisión troncal para los próximos meses. Del mismo modo, de acuerdo a lo establecido en el artículo 9 de la LGSE, la CNE deberá elaborar un informe técnico basado en los resultados del estudio de transmisión troncal y considerando todas las observaciones realizadas al estudio. El informe deberá contener, entre otras materias, la identificación de las obras de ampliación u obras nuevas de transmisión troncal, cuyo inicio de construcción se proyecte dentro del cuatrienio tarifario inmediato, así como también sus respectivos A.V.I. y COMA por tramo referenciales, la fecha de entrada en operación de los mencionados proyectos y las empresas de transmisión troncal responsables de la construcción de las ampliaciones. La coherencia entre esas expansiones y las necesidades del Sistema, respecto de los crecimientos de la demanda y los nuevos proyectos de generación que vendrán a inyectar en él, dependerá en buena medida de la calidad de la información levantada para su revisión, principalmente en lo referente a la ubicación, tamaño, características y fechas de puesta en servicio de los proyectos en generación, así como del adecuado análisis técnico-económico de las expansiones señaladas. Dado lo anterior, se requiere analizar las necesidades de expansión del Sistema de Transmisión Troncal del Sistema Interconectado Central, en adelante SIC, en consideración al desarrollo de los proyectos en generación que resulten económicamente óptimos para el abastecimiento de la demanda y a los resultados del ETT. Además, se ha considerado necesario estudiar la interconexión entre el SIC y el Sistema Interconectado del Norte Grande, en adelante SING, con el objetivo de analizar los posibles beneficios que dicho enlace generaría en cada uno de los Sistemas Interconectados, en adelante SI, ante diferentes alternativas de interconexión

6 . OBJETIVOS DEL ESTUDIO.. OBJETIVO GENERAL Analizar las necesidades de expansión del Sistema de Transmisión Troncal del SIC y SING, en apoyo a la elaboración del Plan de Expansión Anual que debe presentar la CNE para el período y en apoyo a la elaboración del Informe Técnico basado en los resultados del ETT en lo relativo a la expansión del Sistema de Transmisión para el cuadrienio -4, realizando la evaluación técnico económica de las alternativas de desarrollo de dicho sistema. Adicionalmente a lo anterior, se requiere incorporar el análisis de los beneficios de la construcción de un enlace SIC- SING, realizando la evaluación técnico económica de las diferentes alternativas de interconexión... OBJETIVOS ESPECÍFICOS Los objetivos específicos que se requiere cumplir son:. Objetivo Específico N : Revisión de la propuesta de expansión del sistema de transmisión troncal del SIC y SING, que deben enviar las Direcciones de Peajes de cada sistema a la CNE antes del de octubre de.. Objetivo Específico N : Elaboración de propuesta de planes de expansión óptimos para el sistema de transmisión troncal del SIC y SING, para el período -, considerando la propuesta entregada por cada DP.. Objetivo Específico N : Apoyo en análisis y estudio de discrepancias que se presenten al Panel de Expertos, respecto del Plan de Expansión Anual para el período Objetivo Específico N 4: Revisión de los resultados del estudio de transmisión troncal, en lo concerniente a la expansión del sistema de transmisión.. Objetivo Específico N : Elaboración de propuesta de planes de expansión óptimos para el sistema de transmisión troncal del SIC y SING, para el cuadrienio -4, considerando los resultados del estudio de transmisión troncal y las observaciones realizadas a éste. 6. Objetivo Específico N 6: Estudio y análisis de la interconexión entre SIC y SING incorporando la evaluación técnico económica ante diferentes alternativas de interconexión

7 . PROGRAMA DE TRABAJO DETALLADO, ENTREGABLES E HITOS PRINCIPALES.. PLAN DE TRABAJO Y DEFINICIÓN DE ACTIVIDADES PARA EL DESARROLLO DE LA ASESORÍA La siguiente corresponde a la Carta Gantt del Estudio, preparada para dar cumplimiento fiel a los objetivos planteados en la sección anterior:

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9 Las actividades y sub actividades propuestas se describen y detallan a continuación.... Dirección y Coordinación del Estudio Esta actividad consiste en la formación del equipo de trabajo, su presentación ante la CNE y la designación del Jefe de Proyecto, quien será la persona a cargo de la Dirección de la Asesoría y el Control de Avance de la misma, así como también tendrá a cargo la presentación y preparación de la documentación y correspondencia.... Análisis Plan de Obras y Demanda Esta actividad consiste en la revisión de las metodologías utilizadas, revisión de Planes de Obras de Generación y Revisión y Proyección de las Demandas de energía y potencia. Se considera el análisis crítico de los planteamientos metodológicos utilizados, así como de los resultados obtenidos por los respectivos CDEC, en relación a los planes de obra y proyecciones de demanda. Para la determinación de la demanda real de energía se utilizará como información base la suministrada por la CNE mediante la Fijación de Precio de Nudo de Octubre de. El plan de obras de generación, considerado como punto de partida para el análisis de expansión del Sistema de Transmisión Troncal, será el indicado por la CNE en la Fijación de Precios de Nudo de Octubre de, complementado por un breve análisis de consistencia en función de la siguiente metodología para la determinación de planes de expansión óptimos de generación. Aspectos Generales de la Metodología Propuesta La determinación de un plan de expansión de generación es un proceso iterativo, en el cual se deben tomar una serie de decisiones en paralelo, que si bien se pueden establecer como procedimiento general, en muchos casos requiere para su concreción final, del conocimiento experto del sistema sobre el cual se está actuando. En este sentido, resulta relevante la definición del escenario de expansión del segmento de generación sobre el cual se trabajará, entendiendo como escenario el conjunto de tecnologías factibles de ser incorporadas al sistema eléctrico, considerando sus plazos de construcción y respecto del cual se construirá el plan óptimo de obras de generación-transmisión. Como eje central de la metodología para el diseño y análisis de las alternativas de transmisión, se considera la representación de los aspectos técnicos y económicos del SIC y del SING, en el modelo multinodal-multiembalse OSE, el cual está en condiciones de manejar todas las variables de entrada necesarias, así como también de entregar las variables de salida, que permitan un correcto estudio de las alternativas de generación y transmisión respectivas. Entre la información y antecedentes que serán utilizados para obtener una operación esperada del sistema que represente adecuadamente las condiciones futuras de abastecimiento en función de la demanda esperada, se encuentran:

10 i. Parque generador. ii. Topología del sistema eléctrico y nivel de tensión de las instalaciones representadas. iii. Estadística hidrológica y convenios de riego. iv. Barras de demanda e inyección. v. Desagregación de demanda por tipo, industrial y vegetativa. vi. Característica de la demanda por barra, según su curva de carga. vii. Precios de combustibles y restricciones de gas. viii. Horizonte de planificación. Adecuación del Plan de Obras de Generación La metodología a emplear por el Consultor considera como punto de partida la elaboración de un plan óptimo de generación a partir de un escenario acordado con la CNE para tal efecto, a partir del cual se deberá formular en forma armónica un desarrollo para el Sistema de Transmisión Troncal, que asegure las condiciones de competencia en generación, con una adecuada seguridad y calidad de servicio. A continuación se describen las etapas para obtener el plan de obras de generación. Plan de Obras Preliminar de Generación En base al escenario de expansión acordado con la Comisión, se elaborará un plan preliminar de expansión para el segmento de generación. Una vez que se determina el plan de obras preliminar, se inicia un proceso iterativo que tiene como núcleo las simulaciones del despacho de largo plazo del SIC con el Modelo OSE y como condición inicial el plan preliminar de obras definido. Modelación del Despacho mediante Ose Se utiliza el modelo OSE para realizar el despacho del parque generador con un horizonte de estudio de quince () años. El modelo entrega los costos marginales esperados, el comportamiento de los flujos de potencia por el sistema de transmisión y las cantidades generadas por cada una de las centrales que conforman el parque para cada una de las condiciones de operación ( bloques de demanda mensuales bajo 49 escenarios hidrológicos probables), entre otras variables de salida. Es importante recalcar que, debido a que el concepto general de expansión económica del sistema de transmisión troncal consiste en determinar un sistema económicamente adaptado tanto a los incrementos de inyecciones como de retiros del sistema en su conjunto: a. Primero, se determina el parque de generación adaptado a la demanda. b. Luego, se determina el sistema de transmisión adaptado a i). Por lo tanto, para determinar el plan de obras de generación que cumpla con las exigencias de suficiencia del sistema, se deben relajar las restricciones del sistema de transmisión de dicho sistema, el cual se encuentra incorporado en las modelaciones, a efecto de no restringir las posibilidades de expansión de la matriz de generación

11 CMg [US$/MWh] Revisión del Costo Marginal de Largo Plazo En base a las señales del mercado y los supuestos para el respectivo Escenario, se realizará un análisis respecto de la(s) tecnología(s) considerada(s) en el plan expansión acordado con la CNE. Información relevante en esta etapa es el comportamiento que puedan tener los mercados de los distintos insumos de generación (Carbón, GNL, Diesel) con el objetivo de tener una visión respecto de su disponibilidad esperada. Una vez establecida la(s) tecnología(s) necesaria(s) para una expansión de largo plazo, se encontrará un plan de obras de generación, es decir, un tren de inversiones que permita cumplir dos objetivos: primero, abastecer la demanda de manera óptima y segundo, obtener un precio de energía acorde a las expectativas de largo plazo y niveles de rentabilidad esperada para los diferentes proyectos. Lo anterior implica que el costo marginal de largo plazo (CMgLP) de energía eléctrica, debe ser una señal estable y/o convergente a un valor de equilibrio (como precio promedio anual). El supuesto de mercado utilizado en la determinación de un plan de obras es: el costo marginal de energía eléctrica de corto plazo representa los posibles desbalances entre oferta y demanda que presenta el mercado, los cuales deben ir desapareciendo en función del tiempo causando la convergencia del precio de energía spot a un valor de equilibrio de mercado, que permita rentar los nuevos proyectos. Por tanto, la obtención de una señal de largo plazo es una condición necesaria para la validación del plan de obras, lo que implica en términos simples que, a partir del año establecido como de equilibrio de mercado, los costos marginales de energía tienden a una situación de estabilidad. La figura siguiente indica las consideraciones de corto y largo plazo descritas: Corto plazo: desbalance oferta/demanda Largo plazo: equilibrio oferta/demanda, condición de competencia Año Figura : Evolución costos marginales de corto y largo plazo. Niveles de demanda de gas, precios de insumos de las centrales térmicas, disponibilidad de insumos para generación eléctrica, etc. Se utilizará una tasa de rentabilidad esperada de % para los diferentes proyectos de generación, en concordancia con lo utilizado por la CNE en las fijaciones de precios de nudo. Sin embargo, es necesario señalar que los actores, existentes en el sistema o nuevos entrantes, podrían en base a sus propias expectativas racionales, evaluaciones privadas y niveles de riesgo, exigir tasas de retorno de capital superiores a las utilizadas en el presente estudio. Situación que no es posible de modelar, ya que depende de cada situación en particular

12 Por largo plazo se entiende aquel período de tiempo en el cual, a juicio del Consultor, se presentan condiciones de eficiencia económica en el mercado de generación y la transmisión troncal, haciendo factible la potencial incorporación de nuevos actores. En concreto, este período para el SIC se refiere, tomando como referencia el año, a los años posteriores al 6 o 7. Es necesario hacer notar que pueden existir uno o más planes de obras de generación que cumplan con la condición de tener un precio de largo plazo que satisfaga las condiciones señaladas. A partir de los resultados de la simulación de la operación esperada del sistema, mediante el OSE, se verifica que el costo marginal de largo plazo (CMgLP) cumpla con las condiciones descritas de estabilidad en el largo plazo. Evaluación Económica de los Nuevos Proyectos En base a los resultados de la simulación del sistema, esto es, considerando los despachos de las centrales eléctricas y los costos marginales de energía, se verificará que todos los proyectos considerados en el plan de obras preliminar tengan una rentabilidad esperada igual o superior a un mínimo establecido para el Estudio. Por tanto, la obtención del plan de obras implica un proceso iterativo, en el cual se deben realizar ajustes al tren de inversiones a efectos de encontrar un CMgLP que permita obtener un VAN= con una tasa de descuento del % para los diferentes tipos de proyectos de generación, bajo el supuesto que ellos operan en un mercado competitivo y toda su producción se vende en el mercado spot. Esto implica verificar el siguiente balance 4 por proyecto: VAN central s / a TIR % Inv ( IngEne IngPo) ( CostFijo CostVar Peajes ) Val Re sdcen Donde: Inv IngEne IngPot CostFij CosVar Peajes ValResCen Costo de inversión de la central. Estimación de Ingresos por ventas de energía al mercado spot. Estimación de Ingresos por ventas de potencia de suficiencia al mercado spot. Costos fijos anuales de la central Costos variables combustibles de operación de la central, utilizado para el despacho óptimo de las centrales. Estimación pagos de peajes por uso de instalaciones troncales. Valor residual de la inversión de la central, al final del horizonte de planificación. Cuando los costos variables de una central son elevados con respecto a las demás centrales que participan en el despacho del sistema eléctrico respectivo, ésta obtiene un bajo factor de planta, lo Esto es, modificando las fechas de entrada en operación de los proyectos así como también el orden en el cual ingresan al sistema las distintas tecnologías. 4 De acuerdo a valores presente. Factor de planta: porcentaje determinado como el cuociente entre la energía generada en el año respecto del total de generación factible considerando la potencia máxima de la central

13 que conlleva que esta central perciba bajos ingresos a costo marginal por la energía inyectada al sistema. Si lo anterior no permite obtener una rentabilidad esperada según el nivel establecido (TIR < %), será necesario obtener un CMgLP más elevado. Esto se logra desplazando la entrada de centrales hacia delante en el tiempo en el plan de obras de modo que los costos marginales aumenten y se logre de esta forma la rentabilidad supuesta para las centrales. En este contexto, las centrales denominadas de base (bajos costos variables de operación, altos factores de planta) requieren precios de largo plazo menores que las centrales de punta (altos costos variables de operación, bajos factores de planta). Pero en general estas centrales tienen niveles de inversión mayores en comparación con las centrales de punta, generándose un trade-off entre inversión y costos variables entre ambas tecnologías de generación. Así, el plan de obras óptimo de generación será aquel que combine eficientemente un parque en el cual existan centrales eléctricas de base, con bajos costos variables, pero altos niveles de inversión y centrales de punta con costos variables más altos pero con bajos niveles de inversión; y cada una obtenga una rentabilidad esperada de acuerdo a las expectativas del mercado eléctrico. La Figura muestra las etapas necesarias para la obtención de un plan de obras de generación. Incorporación de alternativas de generación Determinación del Plan Preliminar de Obras de Generación Simulaciones del Despacho de Largo Plazo a trav és del Ose Revisión del CMg de Largo Plazo Ajuste temporal de proyectos de generaci ón y/o reemplazo de proyectos Evaluación Económica de los Nuevos Proyectos Considerados Factibilidad del Plan de Obras? No Si Plan de Obras de Generación para Escenario bajo análisis Figura : Proceso de Adecuación del Plan de Obras de Generación

14 ... Planes Óptimos de Expansión Durante esta actividad se realizará el trabajo de analizar las propuestas de expansión de los sistemas troncales del SING y el SIC presentadas por las DP de los respectivos CDEC. Se validarán asimismo las metodologías de planificación y expansión óptima utilizadas. Se elaborarán los planes de expansión óptimos para los respectivos Sistemas Interconectados. Para la validación y presentación de planes óptimos de expansión del sistema troncal se utilizará la herramienta computacional OSE, modelo multinodal-multiembalse capaz de simular la operación de sistemas eléctricos bajo diversas condiciones hidrológicas, disponibilidad y precios de combustibles, disponibilidad de sistemas de transmisión y sus respectivas limitaciones. Posteriormente, se desarrollará un análisis de cumplimiento de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Para lo anterior se utilizará la herramienta computacional PowerFactory DIgSILENT. Una vez verificado lo anterior, se efectuará un análisis para la determinación de las pérdidas medias de energía y potencia, y la determinación de pago por uso de los sistemas de transmisión por parte de agentes generadores y retiros de energía. Finalmente, se presentará un cuadro resumen con los resultados y análisis y se presentara un Informe Ejecutivo. Tanto esta actividad, como la descrita en el numeral..4, serán desarrolladas mediante la aplicación de la metodología creada por el Consultor en base a su experiencia en el análisis y creación de planes de expansión de sistemas de transmisión de energía eléctrica. Para la definición del Sistema de Transmisión Troncal se debe considerar como punto de partida el plan de obras de generación resultante de la aplicación de la metodología descrita en el numeral... A continuación se deberán desarrollar las siguientes tareas. Adecuación y Definición del Sistema de Transmisión Troncal Una vez definido el plan de obras de generación comienza el proceso de adecuación y definición del Sistema de Transmisión Troncal, en adelante STxT, cuyas etapas se describen a continuación, en donde se considera la utilización del Modelo OSE y un modelo de análisis dinámico del sistema eléctrico. Plan Preliminar de Obras de Transmisión Troncal En el proceso de adecuación y definición del sistema de transmisión troncal se considerará como punto de partida de la expansión en generación, el plan de obras obtenido en el proceso descrito en el punto anterior. Asimismo, de manera preliminar, se considerará que los valores del agua de los embalses que resultan para el plan de generación óptimo (evaluados mediante el OSE), no se ven afectados

15 por los cambios asociados a las obras de transmisión, sean ampliaciones, nuevas obras y/o cambios en los puntos de inyección de algunas centrales generadoras. Etapa I: Análisis de Suficiencia y SyCS Preliminar En esta etapa es importante establecer cuáles son las instalaciones del sistema troncal que se deben expandir dado el nuevo escenario de oferta que impone el plan de obras de generación, ya sea a través de ampliaciones a instalaciones existentes o mediante obras nuevas. A continuación, y considerando la operación esperada del sistema mediante el OSE y el plan de obras de generación, pero relajando las restricciones de las capacidades de las instalaciones de transmisión, se analizan los flujos por el sistema troncal y se determinan las ampliaciones necesarias, considerando tanto los límites de las capacidades operacionales de las instalaciones existentes, como la frecuencia con que son sobrepasados estos límites operacionales. Asimismo, se debe estudiar en forma preliminar aspectos de seguridad y calidad de servicio, esto es, cuáles instalaciones no estarían respetando el criterio N-. En atención al conjunto de proyectos factibles, el producto de esta etapa será el conjunto de proyectos de expansión para el troncal, los cuales deberán ser sometidos a consideraciones de SyCS, como a continuación se señala. Etapa II: Análisis del Plan de Obras Bajo Contingencia El objetivo de esta etapa es la determinación preliminar de escenarios críticos relevantes del sistema mediante el OSE, los cuales posteriormente deben ser estudiados en mayor profundidad con un modelo de análisis dinámico de sistemas eléctricos. Lo anterior se realiza considerando el conjunto factible de expansiones troncales encontrado en el punto anterior. En sistemas troncales enmallados, se hace necesario verificar los límites de operación bajo contingencia, es decir fallas de líneas de transmisión que afecten la malla en estudio, bajo distintas condiciones o escenarios de operación estadísticamente factibles (definidas por: condiciones hidrológicas, estacionalidad, entrada de obras de generación, crecimiento de la demanda, etc.), y bajo dos condiciones: considerando solamente la reserva en giro y/o la reserva en giro y pronta, e incorporando, de ser necesario, desprendimientos de carga. Para lo anterior se utiliza el modelo OSE en la modalidad de operación bajo contingencia. En base a los resultados entregados por el OSE, se debe determinar aquellas contingencias más severas, en base a criterios que permitan establecer una jerarquía o nivel de impacto en el sistema, considerando por ejemplo: Zona del SIC en el cual se produce la contingencia y su peso en el sistema. Nivel de saturación de las instalaciones troncales involucradas. Montos de energía fallada. Costos de operación

16 Frecuencia o número de condiciones hidrológicas en los cuales el sistema no puede abastecer la demanda. El universo m de contingencias severas relevantes que resulten del análisis señalado, deberán ser sometidas a esquemas más exigentes, a fin de verificar el cumplimiento de las exigencias establecidas en la NT de SyCS. Etapa III: Análisis de Seguridad del Plan de Obras Bajo Exigencias Para los escenarios de operación más críticos determinados anteriormente, se realizarán ajustes de reactivos mediante flujos AC, verificación de la estabilidad del sistema eléctrico y la aplicación y efectos de los esquemas de desconexión de carga mediante un modelo de análisis dinámico del sistema eléctrico. Esta etapa puede tener como resultado el descartar o modificar algunos proyectos de expansión considerados, en atención al grado de cumplimiento de las existencias contenidas en la normativa vigente. En este caso, será necesario analizar el plan de transmisión preliminar bajo contingencias, a partir de nuevas ampliaciones adicionales o nuevos desarrollos troncales. Etapa IV: Plan de Obras de Transmisión Troncal Bajo Restricciones de Operación En esta etapa, con las restricciones de transmisión activas, se debe proceder a verificar si económicamente se justifican las expansiones del sistema obtenidas en los puntos anteriores, en relación a los montos asociados a pérdidas de transmisión relevantes y los costos asociados a la aparición de mercados locales, en comparación a los montos de inversión de ampliaciones y/o nuevas obras troncales. Es posible que sea necesario modificar algunas alternativas de proyectos consideradas, en atención a la evaluación económica señalada. Para este efecto, el modelo OSE debe valorizar las pérdidas de transmisión considerando, en general, el CMg de la barra emisora, ya que una ampliación de ella no afectará la energía que es suministrada por la línea en la barra receptora. Etapa V: Plan de Obras Definitivo, Evaluación Económica de las Alternativas de Expansión Considerando las expansiones del sistema que satisfacen los criterios tanto de suficiencia como de SyCS a partir de lo señalado en los puntos anteriores, se realiza un nuevo cálculo de los valores del agua con el modelo OSE, de forma de incorporar la regulación horaria, diaria y semanal de los embalses de regulación del sistema y su interacción con las limitaciones de transmisión. Las diferentes alternativas de transmisión se verifican y comparan en una evaluación económica desde el punto de vista social a través del impacto en los costos de operación, inversión y falla actualizados del sistema que incluye las instalaciones existentes, en construcción y dentro del plan de obras definido, para distintas sensibilidades, en todo el horizonte de evaluación considerado, según la siguiente expresión: Min IGX ITX COPEF OSE CO & MGX,, TX RESIDUAL GX,, TX

17 Donde 6 : I, I GX TX Valor actualizado de las inversiones en generación y transmisión. COPEF OSE CO &, M GX TX Valor presente del costo variable de operación y falla futuro de la optimización del sistema eléctrico, entregado por el modelo Ose Valor presente de los costos fijos de operación y mantención de los proyectos de generación y transmisión. RESIDUAL GX, TX Valor presente del valor residual de las inversiones en generación y transmisión, al final del horizonte. Finalmente, se verifica la rentabilidad de los proyectos de generación del plan de obras resultante. Si en la evaluación de la TIR, esta resulta inferior al umbral aceptable o que el análisis del VAN resulta en un valor insuficiente que no justifique la inversión, se debe considerar el adelanto o atraso de las obras de transmisión, sobre la base del obtener el menor costo de operación, inversión y falla para el sistema en su conjunto. La Figura muestra las etapas necesarias para la obtención de un plan de obras de generación. Determinación del Plan de Obras de Generación Modelo Ose Plan Preliminar de Obras Transmisión Troncal Etapa I: Análisis de Suficiencia SyCS Preliminar (sin considerar restricciones de transmisión) Etapa II: Análisis de Plan de Obras bajo Contingencia (escenarios críticos relevantes) Evaluar ampliaciones adicionales o nuevos desarrollos Cumple criterios preliminares de seguridad? No Si Etapa III: Análisis Seguridad Plan Preliminar bajo exigencias NTSyCS (casos críticos) Modelo de Análisis Dinámico Cumple criterios de seguridad NTSyS? No Si Etapa IV: Plan de Obras Transmisión Bajo Restricciones de Operación Modelo Ose Etapa V: Evaluación Económica de las Alternativas de Expansión Plan de Obras Final Generación y Transmisión Figura : Proceso de Determinación del Plan de Transmisión. 6 En la determinación de los valores de inversión, costos fijos y residuales no se consideran las centrales existentes o en construcción, como tampoco las inversiones realizadas en gaseoductos, líneas de transmisión existentes o en construcción

18 Una de las actividades señaladas en las Bases Técnicas como mínimas para el desarrollo del Estudio es la determinación del pago por uso del sistema de transmisión por parte de los agentes generadores y consumidores de energía, así como la comparación entre el pago observado para el plan de expansión original (propuestos por la DP o por el ETT según corresponda), versus los planes de expansión propuestos por el consultor. Para ello se determinará en primera medida el sistema troncal óptimo, tanto para el SIC como para el SING, a continuación se simulará la operación de los sistemas mediante OSE, determinando por este medio los pagos por uso del sistema de transmisión de los agentes generadores y de los consumos de energía. La metodología general se describe en los párrafos siguientes. Estimación pagos por uso de sistemas troncales A partir de la operación esperada del sistema para un horizonte de quince () años, se realizará una estimación del pago que le corresponde a las inyecciones y los retiros, por el uso del sistema de transmisión troncal. Dicha estimación se efectuará mediante el modelo OSE, el cual dispone de las rutinas y algoritmos necesarios para tal efecto, y que se basan en una metodología de amplio uso como es la aplicación de los GGDF (para los pagos de las inyecciones) y GGLF (para los pagos de los retiros). Esta metodología se aplicará tanto para el pago de las instalaciones que se encuentran dentro de la denominada área de influencia común, conforme a los porcentajes señalados en la Ley, como para aquellas que no son parte de esta área, en cuyo caso el criterio de pago responde a la dirección del flujo de energía para una determinada condición de operación. En función de los resultados obtenidos, se establecerá una estimación de las diferencias que deberían observar los usuarios de los sistemas troncales, producto de los nuevos desarrollos en generación y transmisión troncal. Previo al cálculo de los pagos por uso del sistema de transmisión se deberá realizar la clasificación de las barras y líneas del SIC y del SING, de acuerdo a las nuevas clasificaciones que emanen de las revisiones de los Estudios, es decir, se deberán redefinir las instalaciones del Área de Influencia Común y los Laterales...4. Análisis y Revisión ETT Esta actividad consiste en analizar los resultados obtenidos en el ETT. Se analizarán los planes de expansión presentados para los Sistemas Interconectados SIC y SING. Se elaborarán los planes de expansión óptimos para los respectivos Sistemas Interconectados. Para la validación y presentación de planes óptimos de expansión del sistema troncal se utilizará la herramienta computacional OSE, modelo multinodal-multiembalse capaz de simular la operación de sistemas eléctricos bajo diversas condiciones hidrológicas, disponibilidad y precios de combustibles, disponibilidad de sistemas de transmisión y sus respectivas limitaciones. Posteriormente, se desarrollará un análisis de cumplimiento de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Para lo anterior se utilizará la herramienta computacional PowerFactory DIgISLENT

19 Una vez verificado lo anterior, se efectuará un análisis para la determinación de pago por uso de los sistemas de transmisión por parte de agentes generadores y retiros de energía. Finalmente, se presentará un cuadro resumen con los resultados y análisis y se presentara un Informe Ejecutivo. Los análisis que se hagan del ETT serán desarrollados bajo las mismas metodologías presentadas en las secciones anteriores, es decir, se iniciará la revisión con un chequeo de la demanda de energía y potencia del SIC y del SING, la cual deberá ser proyectada a años y deberá cumplir con las expectativas de crecimiento de la Autoridad, dadas por los lineamientos de la CNE en su Informe Técnico de Precios de Nudo de Octubre. A continuación se analizará el plan de obras de generación utilizado en el análisis y se determinará si es consistente con las expectativas de la CNE. Para estos efectos, y con el objeto de mantener la consistencia entre ambos Estudios Tarifarios, el Consultor utilizará tanto el mismo Plan de Obras de Generación como la misma demanda de energía y potencia utilizada para la revisión del Informe anual de la DP. Una vez definido el Plan de Obras de Generación, se determinará el plan de expansión óptimo del sistema de transmisión troncal del SING y del SIC, siguiendo la misma metodología planteada en las secciones anteriores. Finalmente, se presentará un cuadro resumen con las obras de transmisión troncal recomendadas para el periodo tarifario, aquellas obras recomendadas, pero bajo restricciones o sujetas a la materialización de algún proyecto en particular, y un resumen del pago por uso de las instalaciones de transmisión troncal donde se compare la situación propuesta por el consultor versus la condición sugerida por la DP en su revisión anual y/o versus las obras recomendadas por el Estudio de Transmisión Troncal año.... Análisis y Estudio de Discrepancias Esta actividad considera la revisión de las observaciones y discrepancias que los distintos agentes efectúen sobre los resultados obtenidos. Se apoyará a la CNE en la preparación y presentación de las respuestas frente al Panel de Expertos y se revisará y analizará los Dictámenes que este último organismo publique. Posteriormente se preparará y presentará un Informe Ejecutivo a la Comisión con los resultados de esta actividad...6. Evaluación Interconexión SIC-SING Dentro de los objetivos planteados se cuenta con el análisis de la interconexión eléctrica entre el SIC y el SING, para este efecto, se considera un análisis de los posibles extremos de la interconexión, definiendo el mejor punto para llevarla a cabo, tanto en el SIC como en el SING

20 Junto con la definición del punto de conexión, se analizará las características técnicas que deberán presentar la instalación y las tecnologías aplicables para cada una de las alternativas planteadas, con el objeto de cumplir con estándares de seguridad y calidad de servicio, así como para mantener la eficiencia económica de los sistemas. Se definirá los escenarios de operación y demanda necesarios para simular la operación conjunta de los sistemas interconectados, así también se determinarán los costos estimados de materialización de las obras de interconexión, incluyendo líneas de transmisión, subestaciones transformadoras y estaciones convertidoras, según corresponda. Mediante las herramientas DIgSILENT y OSE, se analizará el impacto que la interconexión presenta sobre los respectivos sistemas, tanto en la operación misma como en los planes de expansión de generación existentes previos a la interconexión. Una vez determinados los efectos cualitativos y cuantitativos sobre los respectivos sistemas, se presentará una propuesta de plan de expansión de la generación y transmisión troncal, considerando ambos sistemas interconectados operando de manera conjunta. El análisis considera la evaluación técnica, económica y social de las obras de interconexión y expansión de la generación y transmisión troncal. Finalmente, se preparará y presentará un Informe Ejecutivo a la Comisión con los resultados de esta actividad...7. Informe Final La Actividad Final de la Asesoría consiste en la revisión en conjunto con la Comisión de los resultados obtenidos, corrección de elementos observados y presentación de resultados finales. Esta actividad considera la preparación del Resumen Ejecutivo de la Asesoría con los principales elementos, análisis y conclusiones obtenidas... ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS Dentro de las actividades descritas en la sección anterior, se encuentran las actividades mínimas señaladas en las Bases Técnicas. En esta sección se presentan las actividades complementarias, que procuran complementar los análisis desarrollados en busca de un mejor cumplimiento de los objetivos de este Estudio. Estas actividades son las siguientes: a. Análisis técnico, económico y social de la interconexión SIC-SING. Dado que este tema es bastante delicado, el equipo técnico de KAS Ingeniería S.A. contará con la colaboración del Dr. Enzo Sauma, profesor de la Pontificia Universidad Católica de Chile, quien asesorará el equipo de trabajo en los temas de la evaluación económica y social de dicha interconexión

21 Cabe destacar que ya existe material desarrollado por la consultora al respecto. En el trabajo Estudio para análisis de prefactibilidad técnico económica de interconexión eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú, desarrollado en 9 y por la consultora (y con asesoría del Dr. Sauma), para el programa de las naciones unidas para el desarrollo (PNUD), se realizó un primer análisis del impacto económico de la interconexión SIC-SING en Chile (ver Anexo A del estudio). En dicho estudio, se evaluó el impacto de la interconexión en términos de la energía generada por cada sistema, las transferencias de energía entre sistemas, los costos de operación de cada sistema, el factor de planta de centrales térmicas, el valor actual neto del margen operacional, y los beneficios ambientales. No obstante dicho estudio constituye un muy buen punto de partida, se debe desarrollar bastante más análisis al respecto para incorporar aspectos legales, de diseño comercial y de incentivos económicos, para evaluar el efecto global de una interconexión SIC-SING. En el presente estudio, se realizará un análisis integral de la interconexión SIC-SING, considerando los efectos de la interconexión en aspectos tales como la energía generada por cada sistema, las transferencias de energía entre sistemas, los costos de operación de cada sistema, las ventas de energía con el actual diseño comercial, el valor actual neto del margen operacional, los beneficios ambientales, los cambios legales necesarios para poder tarificar la interconexión, los incentivos de inversión de los generadores en este nuevo ambiente. A la luz de este análisis, se sugerirá un diseño de tarificación de la interconexión (y los cambios legales requeridos) que permita maximizar el beneficio social de la interconexión, pero sin perjudicar las señales de incentivos a la inversión que dan las fuerzas del mercado actual. b. Análisis Preliminar de Impacto Ambiental. Para cada una de las obras de expansión definitiva de los sistemas troncales del SIC y SING se presentará un análisis preliminar de impacto ambiental, presentando una caracterización geográfica y un perfil ambiental de la zona, consistente en la indicación de las especies animales y vegetales que por las características propias del lugar podrían encontrarse dentro del área de influencia de las instalaciones eléctricas. Asimismo, se indicará las zonas ambientalmente protegidas que pudieran ser afectadas por la incorporación de nuevas líneas y/o subestaciones... ENTREGABLES POR ACTIVIDAD E HITOS PRINCIPALES Conforme a lo dispuesto en las Bases del Estudio, y considerando la fecha de firma del contrato (lunes 4 de octubre de ) como inicio del Estudio, KAS entregará a la Comisión los siguientes informes: Primer Informe de Avance: a más tardar el día 4 de octubre de. Este Informe contendrá el programa de trabajo detallado, incorporando las observaciones que la contraparte técnica del estudio hubiese hecho a la oferta técnica del consultor, y los resultados de las actividades asociadas al literal a) del punto de las Bases Técnicas Definitivas. Es decir, deberá contener los resultados de las actividades de proyección de demanda y determinación del Plan de Obras de Generación. Segundo Informe de Avance: a más tardar el día de noviembre de. Este Informe comprenderá las actividades asociadas a los literales b) y c) del punto de las Bases Técnicas Definitivas. Es decir, deberá incluir el análisis crítico de la expansión de los sistemas de

22 transmisión troncal, propuestos por la DP del CDEC y la presentación de los planes de expansión óptimos para los sistemas de transmisión troncal tanto del SIC como del SING. Tercer Informe de Avance: a más tardar el día de diciembre de. Este Informe comprenderá los resultados de las actividades asociadas a los literales f) y g) del punto de las Bases Técnicas Definitivas. Es decir, el Informe deberá incluir el análisis crítico de los resultados del Estudio de Transmisión Troncal, en lo concerniente a los planes de expansión del sistema de transmisión, así como la elaboración y presentación de los planes de expansión óptimos para los sistemas de transmisión troncal tanto del SIC como del SING. Cuarto Informe de Avance: a más tardar el día de enero de. Este Informe los resultados de las actividades asociadas al literal e) del punto de las Bases Técnicas Definitivas. Es decir, el Informe 4 incluirá las recomendaciones que emanen del Consultor con respecto al análisis de las discrepancias presentadas al Panel de Expertos por las empresas interesadas. Informe Final Preliminar: a más tardar el día de marzo de. Este Informe contendrá el desarrollo de todas las actividades señaladas en el punto de las Bases Técnicas Definitivas. De acuerdo con los requerimientos especiales de la CNE, el Informe Final Preliminar contendrá los análisis completos de las actividades descritas, y estará compuesto por tres Informes independientes auto contenidos, uno por grandes tema desarrollado: Revisión Anual de la DP. Revisión Estudio de Transmisión Troncal. Análisis y Estudio de Interconexión Eléctrica SIC - SING. Informe Final Definitivo: a más tardar el día 4 de abril de. Este Informe contendrá las observaciones que la contraparte técnica asignada por la CNE haya realizado el Informe Final Preliminar

23 Potencia [MW] 4. ANÁLISIS DEL PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN BASE Y ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA 4.. ANÁLISIS DEL PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN De acuerdo con lo señalado en la sección.., el Plan de Obras de Generación que será utilizado como base para el análisis de la expansión del sistema de transmisión troncal del SIC y del SING corresponde al presentado por la Comisión Nacional de Energía en la Fijación de Precio de Nudo de Octubre. Al respecto, cabe señalar que a la fecha de preparación y presentación del presente Informe aún no se ha publicado la versión definitiva del Informe de Precio de Nudo de Octubre, razón por la cual se presenta el plan de obras existente en la definición preliminar del Informe de Precio de Nudo, Plan que deberá ser revisado y de ser necesario complementado una vez que se cuente con la versión definitiva Sistema Interconectado Central El Sistema Interconectado Central SIC, presenta un Plan de Obras de Generación eminentemente térmico, presentando un 6% de las obras pronosticadas entre los años y. El gráfico siguiente (ver Figura 4) muestra la potencia instalada por año, considerando como obras nuevas las transformaciones de centrales diesel a GNL Potencia Instalada por Año - SIC Hidroeléctricas Termoeléctricas ERNC Figura 4: Gráfico de la Potencia Instalada por Año en el SIC. Como se observa, para los primeros años del periodo de planificación, existe una predominancia de centrales térmicas en el plan de obras de generación del SIC, pero para los años posteriores, los proyectos hidráulicos comienzan a desarrollarse fuertemente. Específicamente, el plan de obras de generación, considera que en el año comienzan la operación comercial del primer proyecto hidroeléctrico de la Región de Aysén (ver Figura 4) y estos se extienden hasta el año 4. Es importante indicar que el plan de obras de generación, también considera, para casi todo el periodo de planificación, el ingreso de proyectos del tipo ERNC; y las tecnologías consideradas son: la geotérmica, biomasa y la eólica. Se ha supuesto que estas tecnologías, son las que presentan las

24 mayores opciones de competir frente a las tecnologías convencionales considerando la actual estructura tarifaria del SIC. Es importante indicar, que el plan de obras de generación de largo plazo establece un cuasi equilibrio 4/ en beneficio de los proyectos hidráulicos versus los proyectos térmicos (ver Figura ). Potencia Instalada por Tecnología - SIC % 9% 8% 7% 6% % 4% % % % % ERNC Térmicas Embalse Serie Pasada Figura : Evolución de la Potencia Instalada por Año en el SIC. El detalle del Plan de Obras de generación del SIC se presenta en la Tabla :

25 Tabla : Detalle Plan de Obras de Generación del SIC, considerando el Plan de obras del Precio Nudo de octubre de y el Plan de obras de extensión para los años al. Número Nombre Mes-Año Tipo de Tecnología Observación Barra de Conexión Asociada San Clemente Sep- Hidráulica Colbún La Paloma Sep- Hidráulica Ovalle Rio Trueno Sep- Hidráulica Temuco La Higuera Oct- Hidráulica Tinguiririca 4 Confluencia Oct- Hidráulica Tinguiririca Guayacan Oct- Hidráulica Florida 7 Mariposas Nov- Hidráulica Osorno Lican Dic- Hidráulica Osorno Chacayes Oct- Hidráulica Sauzal 6 Hidroeléctrica III Región Ene- Hidráulica Maitencillo 4 Rucatayo Mar- Hidráulica Barro Blanco 6 Laja I Abr- Hidráulica Ancoa 7 Hidroeléctrica VI Región Abr- Hidráulica Tinguiririca 4 4 Pulelfu May- Hidráulica Osorno 66 9 Hidroeléctrica VI Región Jul- Hidráulica Tinguiririca 4 6 Hidroeléctrica X Región Oct- Hidráulica Osorno 66 7 Angostura Mar- Hidráulica Mulchén 6 8 San Pedro Abr- Hidráulica Ciruelos 44 9 Hidroeléctrica VII Región Sep- Hidráulica Ancoa Hidroeléctrica VIII Región Mar-4 Hidráulica Charrúa Hidroeléctrica VII Región 4 Jul-4 Hidráulica Ancoa Hidroeléctrica VIII Región Dic-4 Hidráulica Ancoa 6 Hidroeléctrica VIII Región 4 Abr- Hidráulica Charrúa 4 Hidroeléctrica RM Jun-6 Hidráulica Los Almendros 6 Hidroeléctrica RM Dic-6 Hidráulica Los Almendros 7 6 Hidroeléctrica VII Región Oct-9 Hidráulica Ancoa 7 Modulo Ene- Hidráulica Lo Aguirre 66 8 Hidroeléctrica VIII Región Oct- Hidráulica Charrúa 9 Modulo Feb- Hidráulica Lo Aguirre Modulo 4 Dic- Hidráulica Lo Aguirre 77 Modulo Dic- Hidráulica Lo Aguirre 46 Modulo Abr- Hidráulica Lo Aguirre 6 Hidroeléctrica XIV Región Abr-4 Hidráulica Pichirropulli 47 4 Hidroeléctrica XIV Región 4 Oct-4 Hidráulica Pichirropulli 6 Hidroeléctrica XIV Región Abr- Hidráulica Pichirropulli 9 6 Hidroeléctrica VI Región Abr- Hidráulica Sauzal 94 7 Arauco a Oct- Térmica Arauco 66 8 Arauco a Oct- Térmica Arauco 66 6 Potencia Máxima [MW]

26 Número Nombre Mes-Año Tipo de Tecnología Observación Barra de Conexión Asociada 9 Punta Colorada Fuel Oct- Térmica Punta Colorada 6 4 Calle-Calle Oct- Térmica Valdivia 66 4 Cementos Bio Bio Oct- Térmica Teno Campanario 4 CA Diesel Ene-(*) Térmica Transformación Central Campanario a Charrúa 4 4 Campanario 4 CC Diesel Feb- Térmica Ciclo Combinado Diesel Charrúa 6 44 Eólica Punta Colorada Feb- Térmica Punta Colorada 4 Lautaro Feb- Térmica Temuco Los Colorados Jul- Térmica Punta Peuco 9 47 Nehuenco GNL TP Oct-(*) Térmica San Luis 84 Operación central Nehuenco con GNL 48 Nehuenco GNL TP May- Térmica San Luis Nehuenco Diesel Jun-(*) Térmica San Luis 9 Operación central Nehuenco con Diesel Nehuenco Diesel Jun-8 Térmica San Luis 9 Nehuenco Diesel Jun-8(*) Térmica San Luis 9 Operación Central Nehuenco con GNL Nehuenco GNL Jul-8 Térmica San Luis 84 Santa María Ago- Térmica Charrúa 4 4 Masisa Oct- Térmica Charrúa 4 Bocamina Oct- Térmica Hualpen 4 6 Viñales Nov- Térmica Itahue 4 7 Campiche Jul- Térmica Nogales 4 8 Eólica IV Región Feb- Térmica Los Vilos 9 Central Des.For. VIII Región Feb- Térmica Arauco Central Des.For. VIII Región Feb- Térmica Arauco Central Des.For. VII Región Feb- Térmica Itahue 4 6 Central Des.For. VII Región Feb- Térmica Itahue 4 6 Eólica Concepción Feb- Térmica Concepción 64 Eólica IV Región Mar- Térmica Los Vilos 6 Eólica IV Región Mar- Térmica Los Vilos 66 Eólica Concepción Mar- Térmica Concepción 67 Taltal Diesel Sep-(*) Térmica Paposo 68 Taltal Diesel Sep-(*) Térmica Paposo Central TalTal Operando con GNL 69 Taltal GNL Oct- Térmica Paposo 7 Taltal GNL Oct- Térmica Paposo 7 Taltal GNL Sep-(*) Térmica Paposo Transformación Central TalTal a Ciclo 7 Taltal GNL Sep-(*) Térmica Paposo Combinado con GNL 7 Taltal CC GNL Ene-4 Térmica Paposo 6 74 Eólica IV Región 4 Abr- Térmica Los Vilos 7 Eólica IV Región Jul-4 Térmica Pan de Azúcar 76 Eólica Concepción Sep-4 Térmica Concepción 77 Quintero CA GNL Dic-4(*) Térmica San Luis 8 Transformación Central Quintero a Ciclo 78 Quintero CA GNL Dic-4(*) Térmica San Luis 9 Combinado con GNL 79 Quintero CC FA GNL Abr- Térmica San Luis Potencia Máxima [MW]

27 Número Nombre Mes-Año Tipo de Tecnología Observación Barra de Conexión Asociada Potencia Máxima [MW] 8 Quintero CC GNL Abr- Térmica San Luis 8 Nueva Renca FA GLP Mar-4(*) Térmica Renca 8 Nueva Renca Diesel Mar-4(*) Térmica Renca Operación Central Nueva Renca con GNL 8 Nueva Renca GNL Abr-4 Térmica Renca 84 Nueva Renca Int GNL Abr-4 Térmica Renca 8 Candelaria CA Diesel Mar-4(*) Térmica Operación Central Candelaria CA con Candelaria 86 Candelaria CA GNL Abr-4 Térmica GNL Candelaria 87 Nehuenco Diesel Mar-8(*) Térmica San Luis 88 Nehuenco GNL Abr-8 Térmica Operación Central Nehuenco con GNL San Luis Nehuenco FA GNL Abr-8 Térmica San Luis 9 Geotérmica Calabozo Ene-6 Térmica Calabozo 4 9 Geotérmica Potrerillos Ene-6 Térmica Colbún 4 9 Eólica Concepción 4 Ene-6 Térmica Concepción 9 Geotérmica Chillan Mar-7 Térmica Charrúa 4 94 Central Des.For. VIII Región Mar-7 Térmica Arauco Central Des.For. VIII Región 4 Mar-7 Térmica Arauco Eólica IV Región 6 Abr-7 Térmica Pan de Azúcar 97 Geotérmica Calabozo Abr-7 Térmica Calabozo 4 98 Geotérmica Pellado Abr-7 Térmica Ancoa 99 Carbón VIII Región Jul-7 Térmica Charrúa 4 Eólica IV Región 7 Oct-7 Térmica Pan de Azúcar Central Des.For. VII Región Ene-8 Térmica Itahue 4 Central Des.For. VII Región 4 Ene-8 Térmica Itahue 4 Eólica Concepción Sep-8 Térmica Concepción 4 Candelaria CA Diesel Nov-8(*) Térmica Candelaria 9 Operación central Candelaria con GNL Candelaria CA GNL Dic-8 Térmica Candelaria 9 6 Eólica IV Región 8 Mar-9 Térmica Pan de Azúcar 7 Carbón Maitencillo Abr-9 Térmica Maitencillo 4 8 Geotérmica Calabozo 4 Oct-9 Térmica Calabozo 4 9 Geotérmica Copahue Oct-9 Térmica Charrúa 4 Eólica IV Región 9 Abr- Térmica Pan de Azúcar Geotérmica Potrerillos Abr- Térmica Colbún 4 Eólica Concepción 6 Abr- Térmica Concepción Geotérmica San Gregorio Abr-4 Térmica Temuco 9 4 Geotérmica Tinguiririca Abr-4 Térmica San Fernando 4 4 Geotérmica Laguna del Maule Abr-4 Térmica Colbún 6 Geotérmica Potrerillos Abr-4 Térmica Colbún 4 7 Geotérmica Calabozo Abr-4 Térmica Calabozo 4 8 Eólica Chiloé Abr-4 Térmica Puerto Montt 9 Geotérmica Santa Antonia Abr- Térmica Charrúa 4 Geotérmica Santa Sonia Abr- Térmica Itahue

28 Número Nombre Mes-Año Tipo de Tecnología Observación Barra de Conexión Asociada Geotérmica San Gregorio Abr- Térmica Temuco 7 Geotérmica Tinguiririca Abr- Térmica San Fernando 4 4 Geotérmica Laguna del Maule Abr- Térmica Colbún 4 Eólica Chiloé Abr- Térmica Puerto Montt Carbón VIII Región Abr- Térmica Charrúa 4 6 Carbón VII Región Oct- Térmica Ancoa 4 Potencia Máxima [MW]

29 Potencia [MW] 4... Sistema Interconectado del Norte Grande Por su parte, el Sistema Interconectado del Norte Grande SING, presenta un parque generador instalado % dependiente de combustibles fósiles, basando toda su capacidad instalada en grandes centrales generadoras en base a carbón, petróleo diesel y gas natural. Salvo excepciones mínimas como son las centrales Chapiquiña y Cavancha, con un aporte de generación hidroeléctrica marginal.4 y.6 MW instalados respectivamente. Potencia Instalada por Año - SING Termoeléctricas ERNC Figura 6: Potencia Instalada por Año en el SING. Como se puede apreciar, el plan de obras de generación considerado para la revisión de la expansión del TxT incorpora centrales de tipo ERNC, básicamente parques eólicos, complejos geotérmicos y plantas solares. Específicamente, se ha considerado el ingreso de aproximadamente 67 MW en centrales del tipo ERNC. En la Figura 7, se detalla la evolución de la potencia instalada del SING, para todo el periodo de planificación. Como se apreciar, el 76% corresponde a generación térmica convencional, y la ERNC alcanza un 4% al final del periodo de planificación. Potencia Instalada por Tecnología - SING % 9% 8% 7% 6% % 4% % % % % ERNC Termoeléctricas Hidroeléctricas Figura 7: Evolución de la Potencia Instalada por Año en el SING

30 El detalle del Plan de Obras de generación del SING se presenta en la Tabla : Tabla : Detalle Plan de Obras de Generación del SING, considerando el Plan de obras del Precio Nudo de octubre de y el Plan de obras de extensión para los años al. Número Nombre Mes-Año Tipo de Tecnología Barra de Conexión Asociada Potencia Máxima [MW] TGd Jun- (*) Termoeléctrica Tocopilla 7. CC SALTA Dic- (*) Termoeléctrica Salta 4 9 CCd Sep- (*) Termoeléctrica Central Atacama.6 4 CC GNL EG Ene-/Mar- (**) Termoeléctrica Central Atacama.6 CC GNL Oct- Termoeléctrica Central Atacama.6 6 CC GNL EG May-/Sep- (**) Termoeléctrica Central Atacama.6 7 CC GNL Oct- Termoeléctrica Central Atacama.6 8 CTM GNL EG May-/Sep- (**) Termoeléctrica Chacaya CTM GNL Oct- Termoeléctrica Chacaya 4.7 TG GNL Jul- Termoeléctrica Tocopilla 7. CT ANDINA Dic- Termoeléctrica Chacaya HORNITOS Mar- Termoeléctrica Chacaya ANGAMOS I Abr- Termoeléctrica Laberinto 4 ANGAMOS II Oct- Termoeléctrica Laberinto ANGAMOS III Dic-4 Termoeléctrica Laberinto 6 MEJILLONES I Abr-8 Termoeléctrica Chacaya 7 MEJILLONES II Feb-9 Termoeléctrica Chacaya 8 MEJILLONES III Ene- Termoeléctrica Chacaya 9 MEJILLONES IV May- Termoeléctrica Chacaya MEJILLONES V May- Termoeléctrica Chacaya TARAPACA I Jun-7 Termoeléctrica Tarapacá TARAPACA II Ago- Termoeléctrica Tarapacá TARAPACA III Jul- Termoeléctrica Tarapacá 4 Geotérmica Apacheta Ene-6 Geotermia Calama 4 Geotérmica Apacheta Abr-7 Geotermia Calama 4 6 Geotérmica Irruputunco Ene-6 Geotermia Collahuasi 4 7 Geotérmica Pampa Lirima Ene-8 Geotermia Cerro Colorado 4 8 Geotérmica Pampa Lirima Ene-9 Geotermia Cerro Colorado 4 9 Geotérmica Pampa Lirima Ene- Geotermia Cerro Colorado 4 Geotérmica Pampa Lirima 4 Jul-4 Geotermia Cerro Colorado 4 Geotérmica Polloquere May-7 Geotermia Chapiquiña 4 Geotérmica Polloquere Ene-8 Geotermia Chapiquiña 4 Geotérmica Polloquere Ene- Geotermia Chapiquiña 4 4 Geotérmica Puchuldiza Ene-8 Geotermia Cerro Colorado 4 Geotérmica Puchuldiza Ene-9 Geotermia Cerro Colorado 4 6 Geotérmica Puchuldiza Ene-9 Geotermia Cerro Colorado 4 7 Geotérmica Puchuldiza 4 Abr-4 Geotermia Cerro Colorado 4 8 EOLICO SING I Mar- Eólica Laberinto 4 9 EOLICO SING II Ene-6 Eólica Crucero 4 EOLICO SING III Jul-7 Eólica Laberinto 4 EOLICO SING IV Abr-9 Eólica Laberinto 4 EOLICO SING V Abr-9 Eólica Radomiro Tomic 4 EOLICO SING VI Abr- Eólica Radomiro Tomic 44 Solar Laguna Abr-6 Solar Lagunas 4 Solar Crucero Abr-7 Solar Crucero 46 Solar Chapiquiña Abr-8 Solar Chapiquiña 47 Solar Calama I Abr-9 Solar Calama

31 4.. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA De acuerdo con lo señalado en la sección.., para la proyección de la demanda de energía en el SIC y en el SING será utilizada como base la demanda señalada por la CNE en el Informe de Precio de Nudo de Octubre Sistema Interconectado Central De acuerdo con la información Preliminar del Informe Técnico de Precios de Nudo, la Demanda de Energía del Sistema Interconectado Central mantendría su equilibrio entre clientes de tipo regulado y clientes de tipo industrial, con una relación /4 a favor de los primeros, durante prácticamente todo el horizonte analizado. Por otra parte, según se observa, los consumos de tipo regulado presentan en promedio un crecimiento del,% anual, mientras que los industriales presentar un crecimiento promedio de 6,8% anual, esto significa que la Autoridad presenta un panorama de crecimiento de la demanda del orden del,9% promedio anual para el horizonte analizado. % 9% 8% 7% 6% % 4% % % % % Demanda de Energía por Tipo - SIC Industrial Vegetativa Figura 8: Evolución de la Potencia Instalada por Año en el SIC. Tal como se ha señalado, la información disponible al momento de preparar el presente Informe es de tipo preliminar, por lo tanto, una vez que se cuente con la información definitiva del Informe de Precio de Nudo se procederá a analizar con mayor detención el crecimiento de la demanda, detallando, en caso de ser necesario, el crecimiento de la demanda por tipo de cliente, libre (industrial) o regulado, y por zona geográfica, análisis que no se ha incorporado en el presente Informe

32 4... Sistema Interconectado del Norte Grande Como se menciona en la sección referente al plan de obras de generación, el SING es un sistema predominantemente industrial, dominado por consumos asociados a la gran minería. Consumos de gran magnitud y muy focalizados son la tónica de un sistema donde la participación de los consumos regulados alcanza, con mucho esfuerzo el % de la participación total del mercado eléctrico. De lo anterior da cuenta el siguiente gráfico, cuya lectura habla por sí sola. % 9% 8% 7% 6% % 4% % % % % Demanda de Energía por Tipo - SING Industrial Vegetativa Figura 9: Evolución de la Potencia Instalada por Año en el SING. Tal como se ha señalado, la información disponible al momento de preparar el presente Informe es de tipo preliminar, por lo tanto, una vez que se cuente con la información definitiva del Informe de Precio de Nudo se procederá a analizar con mayor detención el crecimiento de la demanda, detallando, en caso de ser necesario, el crecimiento de la demanda por tipo de cliente, libre (industrial) o regulado, y por zona geográfica, análisis que no se ha incorporado en el presente Informe

33 . DETALLE DE LA PROYECCIÓN DEMANDA DE ENERGÍA Y EXTENSIÓN PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN Dentro de las actividades fundamentales para el cumplimiento de los objetivos planteados se encuentra la definición del plan de obras de generación extendido a años y la proyección de la demanda de energía y potencia. Como información base del estudio se utiliza la fijación definitiva de precios de nudo de octubre, a partir de la cual se han obtenido los valores y gráficos presentados en la sección anterior. A partir de la información base se ha proyectado la demanda de energía tanto del SIC como del SING, en base a información disponible en el mercado y estimaciones propias del Consultor. Como información del Mercado se ha considerado, principalmente, aquella existente respecto a proyectos mineros tanto en el SING como en el SIC. Como información propia del Consultor, se ha preparado una proyección de la demanda siguiendo la misma tendencia de los últimos años de la proyección preparada por la Comisión en su Informe de Precios de Nudo Definitivo de Octubre de. Para cumplir con el abastecimiento de la demanda, es necesaria la extensión del Plan de Obras de Generación, desde los años inicialmente considerados por la Comisión, a años. Lo último es necesario en el entendido que la única forma de mantener la suficiencia del sistema es incrementando la oferta de generación, frente a crecimientos en la demanda de energía, manteniendo constante el costo marginal de largo plazo. Para la extensión del plan de obras de generación se ha considerado la inclusión de las siguientes tecnologías: Tabla : Potencia Adicional por Tecnología Plan de Obras Extendido SIC. Tecnología Potencia Máxima [MW] Hidroeléctrica 66 GNL 8 Carbón 684 Geotérmica 94 Eólica Total 79 Porcentualmente, las obras de generación de la extensión del Plan de Obras son las siguientes:

34 Participación Porcentual por Tecnología Eólica 7% Geotérmica % Hidroeléctrica 9% Carbón % Figura : Participación Porcentual por Tecnología en la Extensión del Plan de Obras de Generación - SIC. Por su parte, la extensión del Plan de Obras de Generación del SING ha sido realizada basándose en proyectos del tipo ERNC, tal como se presenta a continuación: GNL 4% Tabla 4: Potencia Adicional por Tecnología Plan de Obras Extendido SING. Tecnología Potencia Máxima [MW] Carbón Geotérmica 6 Eólico Solar 7 Total 8 Porcentualmente, las obras de generación de la extensión del Plan de Obras son las siguientes: Participacion Porcentual por Tecnologias Solar % Carbón % Eólico % Geotérmica 7% Figura : Participación Porcentual por Tecnología en la Extensión del Plan de Obras de Generación - SING

35 .. DETALLE EXTENSIÓN PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN Para la extensión de los planes de obra de generación se ha considerado diversas tecnologías, orientándose principalmente al aprovechamiento de los recursos naturales existentes en el país, así como a la utilización eficiente de la infraestructura disponible. Bajo los lineamientos planteados, se ha considerado la conexión en el SIC de centrales que utilizan GNL: Ciclo Combinado de centrales Quinteros, una central a carbón en la VIII Región y la otra en la VII Región. Asimismo, se ha incorporado dos proyectos hidráulicos en la XIV Región de los Lagos y centrales de tipo ERNC (Geotérmicas y Eólicas). Las obras consideradas en la extensión del plan de obras son las siguientes: Tabla : Detalle Extensión del Plan de Obras de Generación SIC N Nombre Mes-Año Tecnología Barra de Conexión Potencia Máxima [MW] Hidroeléctrica XIV Región Abr- Hidroeléctrica Valdivia 9 Hidroeléctrica VI Región Abr- Hidroeléctrica Sauzal 94 Hidroeléctrica XIV Región Abr-4 Hidroeléctrica Pichirropulli 47 4 Hidroeléctrica XIV Región 4 Oct-4 Hidroeléctrica Pichirropulli 6 Quintero CC FA GNL Abr- GNL San Luis 6 Quintero CC GNL Abr- GNL San Luis 7 Carbón VIII Región Abr- Carbón Charrúa 4 8 Carbón VII Región Oct- Carbón Ancoa 4 9 Geotérmica San Gregorio Abr-4 Geotérmica Temuco 9.4 Geotérmica Santa Antonia Abr- Geotérmica Charrúa 4 Geotérmica Santa Sonia Abr- Geotérmica Itahue 4 4 Geotérmica Tinguiririca Abr-4 Geotérmica San Fernando 4 4 Geotérmica Laguna del Maule Abr-4 Geotérmica Colbún 4 Geotérmica San Gregorio Abr- Geotérmica Temuco 7 Geotérmica Tinguiririca Abr- Geotérmica San Fernando Geotérmica Pellado Abr-7 Geotérmica Ancoa 7 Geotérmica Potrerillos Abr-4 Geotérmica Colbún 4 8 Geotérmica Calabozo Abr-4 Geotérmica Calabozo 4 9 Geotérmica Laguna del Maule Abr- Geotérmica Colbún Eólica Chiloe Abr-4 Eólica Puerto Montt Eólica Chiloe Abr- Eólica Puerto Montt Por su parte, el plan de obras de generación del SING ha sido complementado mediante la ampliación de proyectos carboneros existentes a la fecha de propuesta (Angamos y Tarapacá) más una fuerte inserción de proyectos de tipo ERNC con el objetivo de aprovechar al máximo el gran potencial de este tipo de energías disponible en el Norte Grande del país. Las obras consideradas en la extensión del plan de obras son las siguientes:

36 Tabla 6: Detalle Extensión del Plan de Obras de Generación SING. N Nombre Mes-Año Tecnología Barra de Conexión Potencia Máxima [MW] Mejillones III Ene- Carbón Chacaya Mejillones IV May- Carbón Chacaya Mejillones V Abr- Carbón Chacaya 4 Tarapacá I Jun-7 Carbón Tarapacá Tarapacá II Ago- Carbón Tarapacá 6 Tarapacá III Jul- Carbón Tarapacá 7 Geotérmica Pampa Lirima Ene- Geotérmica Cerro Colorado 4 8 Geotérmica Pampa Lirima 4 Jul-4 Geotérmica Cerro Colorado 4 9 Geotérmica Polloquere Ene- Geotérmica Chapiquiña 4 Geotérmica Puchuldiza 4 Abr-4 Geotérmica Cerro Colorado 4 Eólico SING IV Abr-9 Eólico Laberinto Eólico SING V Abr-9 Eólico Radomiro Tomic Eólico SING VI Abr- Eólico Radomiro Tomic 4 Solar Laguna Abr-6 Solar Lagunas Solar Crucero Abr-7 Solar Crucero 6 Solar Chapiquiña Abr-8 Solar Chapiquiña 7 Solar Calama I Abr-9 Solar Calama En Anexo se presenta los Planes de Obras en Extenso, tanto las obras indicadas en la fijación de precio de nudo de octubre, como las propuestas por este consultor para la extensión de dichos planes... DETALLE DE LA PROYECCIÓN DE DEMANDA La proyección de la demanda de energía del Sistema Interconectado Central se ha llevado a cabo mediante la aplicación de tasas de crecimiento representativas del sector eléctrico por tipo de consumidor, libre y regulado, así como también considerando proyectos industriales de gran envergadura informados con motivo del Estudio de Transmisión Troncal. Una vez proyectada la demanda de energía para los años posteriores a lo indicado en la fijación de precio de nudo, se observan los siguientes perfiles:,, 8, 6, 4,, Proyección Demanda SIC 9.% 8.% 7.% 6.%.% 4.%.%.%.% CNE Extensión Industrial 8,7,,46,9 4,49 6,8 7,78 9,96,,76,768 8, 4,6 4,8 46,4 Vegetativa, 6, 7,7 9,87,69,69,897,7 7,8 9,7 4, 4,4 4,64 47,498 49,84 Tasa Vegetativa.%.%.%.%.%.% 4.9% 4.9% 4.9% 4.9% 4.9% 4.9% 4.9% 4.9% Tasa Industrial 8.% 7.% 6.8% 6.7% 6.6% 6.% 6.% 6.% 6.% 6.% 6.% 6.6% 6.6% 6.6% Figura : Proyección Demanda de Energía SIC..%

37 Por su parte, la proyección de demanda del Sistema Interconectado del Norte Grande se realiza mediante la aplicación de factores de crecimiento representativos del sector, observando los siguientes perfiles: Demanda SING,,,,,,, CNE Extensión Vegetativa,4,48,,6,69,77,8,94,,,7,7,4,9,6 Industrial,4 4,, 6,69 7,68 8, 9,9,497,74, 4,4,94 7, 8,69,8 Tasa Industrial 6.% 6.4% 6.% 6.% 6.% 6.% 6.% 6.% 6.% 6.% 4.9%.6% 6.% 6.% Tasa Vegetativa 4.% 4.% 4.% 4.% 4.% 4.% 4.% 4.% 4.% 4.% 4.% 4.% 4.% 4.% 7.% 6.%.% 4.%.%.%.%.% Figura : Proyección Demanda de Energía SING. Cabe destacar que la demanda de energía será sensibilizada durante la ejecución de los análisis considerando la inclusión de proyectos mineros en el norte chico (norte del SIC), más precisamente entre las barras Punta Colorada kv y Cardones kv. El análisis de sensibilidad anteriormente descrito será desarrollado en la medida que se cuente con la información necesaria, la cual deberá ser suministrada por la Comisión

38 6. DIAGNOSTICO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL Y NECESIDADES DE EXPANSIÓN El diagnóstico que a continuación se presenta ha sido preparado en base al sistema de transmisión existente a la fecha de preparación del presente estudio más aquellas obras de expansión de la transmisión troncal indicadas en el Informe Técnico de Precio de Nudo de Octubre de OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL ANALIZADAS DEL SIC Para la revisión y diagnóstico del sistema de transmisión troncal del SIC, se analizaron las distintas zonas que componen dicho sistema. Las zonas del sistema de transmisión que fueron examinadas, para el periodo a 7 son las siguientes: Zona Norte del SIC (Lateral Norte del STxT): Sistema de transmisión que se extiende a nivel de kv desde la subestación Diego de Almagro por el norte hasta la subestación Nogales por el Sur. Zona de Área de Influencia Común (Sistema de kv): Sistema de transmisión que se extiende a nivel de kv desde la subestación Polpaico por el norte hasta la subestación Charrúa por el Sur. Zona de Área de Influencia Común (Sistema de kv): Sistema de transmisión que se extiende a nivel de kv desde la subestación Quillota por el norte hasta la subestación Alto Jahuel por el Sur 8. Zona Sur del SIC (Lateral Sur del STxT): Sistema de transmisión que se extiende a nivel de kv desde la subestación Charrúa por el norte hasta la subestación Puerto Montt por el Sur. Sistema Rapel y Concepción: Sistema de transmisión que se extiende a nivel de kv desde la subestación Rapel hasta la subestación Cerro Navia. Línea Charrúa Concepción en kv. Es importante indicar, que para todos los análisis desarrollados se consideró que el actual sistema de transmisión de 4 kv que se extiende desde la subestación Alto Jahuel por el norte hasta la subestación Itahue por el sur, opera normalmente abierto, sin opciones de transformación a kv. Los tramos que operan normalmente abiertos son: x4 kv Tinguirica-Itahue x4 kv Teno-Itahue. Es decir, la alimentación de los consumos y la evacuación de la generación presente en el sistema se efectúan de manera radial hacia la S/E Alto Jahuel, utilizando el sistema existente de 4 kv, reforzando aquellos tramos cuya operación presenta limitaciones de transmisión. 7 8 Importante indicar que el plan de obras de transmisión presente en el Informe de Precio de Nudo de la CNE es sólo indicativo. Incluye también el sistema Ancoa-Colbún-Candelaria-Alto Jahuel en kv

39 6... Lateral Norte del STxT En la Tabla 7, se detallan los tramos que componen el sistema Lateral Norte del STxT actual. Es importante indicar, que este análisis se realizó considerando las actuales capacidades de transmisión de las líneas, indicadas en el ETT. Se ha considerado además que no se encuentran operativos los Esquemas de Desprendimiento Automático de Carga (EDAC) y de Generación (EDAG), y por lo tanto, los límites de transmisión están dados por la capacidad de diseño de las líneas. Tabla 7: Diagnóstico de líneas del TxT Lateral Norte del SIC, Periodo a 7. Nombre Tramo Troncal Presenta Saturación Diego de Almagro ->Carrera Pinto No No No Carrera Pinto ->Cardones No No No Cardones ->Maitencillo Si Si Si Maitencillo ->Punta Colorada Si Si Si Punta Colorada ->Pan de Azúcar Si Si Si Pan de Azúcar ->Las Palmas Si Si Si Pan de Azúcar ->Monte Redondo Si Si Si Monte Redondo ->Las Palmas Si Si Si Las Palmas ->Los Vilos Si Si Si Nogales -> Los Vilos Si Si Si Polpaico ->Nogales No No No Se aprecia que los tramos el sistema x [kv] Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones, no presentan saturaciones de transmisión durante todo el horizonte de planificación. Misma situación ocurre para el tramo x [kv] Polpaico Nogales, el cual no presenta saturaciones para todo el horizonte de planificación. Para los restantes tramos del STxT Lateral Norte, se presentan saturaciones desde la S/E Cardones por el norte hasta la S/E Los Vilos por el Sur. Tabla 8: Porcentaje de saturación líneas del TxT Lateral Norte del SIC. Porcentaje de Saturación de los Tramos del TxT Lateral Norte Nombre del Tramo 4 Cardones ->Maitencillo 7.8% 9.9% 9.9%.6%.% Maitencillo ->Punta Colorada.% 6.6% 6.8%.6% 9.9% Punta Colorada ->Pan de Azúcar.% 6.6% 6.8%.% 9.9% Pan de Azúcar ->Las Palmas.%.%.7%.%.% Pan de Azúcar ->Monte Redondo.%.%.7%.%.% Monte Redondo ->Las Palmas.%.%.%.9%.% Las Palmas ->Los Vilos.4%.4%.% 4.%.8% Nogales ->Los Vilos.6%.7% 4.7%.8% 7.% Específicamente, para el tramo x kv Cardones Maitencillo, se presentan saturaciones a partir del año prácticamente para un % de los escenarios de operación. A partir del año 4, la situación se torna más crítica, observándose limitaciones de transmisión en más del % de los escenarios de operación. De igual forma, el sistema x Las Palmas Los Vilos Nogales presenta limitaciones de transmisión durante 4% de los escenarios de operación como máximo. Es importante indicar, que prácticamente todos los tramos del Lateral Norte del TxT presentan saturaciones para el periodo al

40 6... Área de Influencia Común del TxT (Sistema de kv) En la Tabla 9 se detallan las líneas del sistema de [kv], pertenecientes al área de influencia común del SIC, analizadas desde el punto de vista de las limitaciones de transmisión. Tabla 9: Diagnóstico líneas de kv, Área de Influencia Común del TxT SIC, Periodo a 7 Nombre Tramo Troncal Presenta Saturación Lo Aguirre ->Lo Aguirre No No Si Alto Jahuel ->Lo Aguirre No Si Si Lo Aguirre ->Polpaico No Si Si Polpaico ->Polpaico Si Si Si Alto Jahuel ->Alto Jahuel Si Si Si Alto Jahuel ->Polpaico Si No No Ancoa ->Alto Jahuel Si Si Si Ancoa ->Polpaico No No No Ancoa ->Ancoa Si Si Si Charrúa ->Charrúa Si Si Si Charrúa ->Ancoa Si Si Si Según se observa, en la actualidad existen limitaciones de transmisión en el sistema de [kv] entre las SS/EE Charrúa y Ancoa, y entre las SS/EE Ancoa y Alto Jahuel. Asimismo, existen limitaciones de transmisión en las estaciones de transformación de las SS/EE Alto Jahuel, Ancoa y Charrúa. Una vez que se materializa el seccionamiento del circuito Ancoa Polpaico, en enero de, los flujos por las líneas involucradas se distribuyen de manera uniforme, sin embargo las limitaciones de transmisión persisten. Los escenarios donde se producen las limitaciones de transmisión del sistema Ancoa Alto Jahuel disminuyen fuertemente debido a la entrada en servicio de la interconexión entre las S/E Ancoa y Colbún, que se materializa en abril de. La razón principal radica en el hecho que esta unión permite una mayor capacidad de transporte del enlace en [kv] y [kv] entre las SS/EE Ancoa y Alto Jahuel. Los efectos positivos de la conexión Ancoa Colbún desaparecen en junio de, fecha en la que se espera el inicio de operaciones del tercer circuito de [kv] Alto Jahuel Ancoa y donde se contempla además la salida de servicio de mencionada obra de interconexión. Debido a lo anteriormente descrito, para los años, y parte del 4 no se observan limitaciones de transmisión importantes en el sistema de kv, ver Tabla. Como puede apreciarse, este tramo del sistema de transmisión comienza a presenta restricciones importantes a partir del año

41 Tabla : Escenarios con Limitaciones de transmisión Sistema de kv, indicador porcentual. Porcentaje de Saturación de los Tramos del sistema de kv Nombre del Tramo 4 Polpaico ->Polpaico.%.%.6%.%.4% Alto Jahuel ->Alto Jahuel.%.% 4.6% 9.%.7% Alto Jahuel ->Polpaico.%.%.8%.%.6% Ancoa ->Alto Jahuel.6%.%.%.6% 9.8% Ancoa ->Ancoa.9%.%.8%.%.9% Charrúa ->Charrúa.8% 4.8%.%.9% 6.% Charrúa ->Ancoa.4% 4.% 44.9% 4.% 47.% Ancoa ->Ancoa Aux 9.7%.%.4%.7%.% Con respecto al tramo del sistema de transmisión de kv entre las subestaciones Charrúa y Ancoa, se observan limitaciones de transmisión en todo el periodo a, ver Tabla. Este tramo del sistema de transmisión no tiene considerada ninguna ampliación para el periodo a. Con respecto a los transformadores de poder de / de las subestaciones Alto Jahuel, Ancoa y Charrúa, éstos presentan saturaciones importantes en sus capacidades de transformación. Los Transformadores más solicitados son los de las SS/EE Ancoa y Charrúa Área de Influencia Común del TxT (Sistema de kv) El sistema de transmisión de kv entre la subestación Quillota por el Norte hasta la subestación Alto Jahuel por el sur, presenta importantes limitaciones de transmisión hasta el ingreso de los proyectos de transmisión determinados con motivo del primer estudio de transmisión troncal, cuatrienio 6 a, ver Tabla y Tabla. Tabla : Diagnóstico líneas de kv, Área de Influencia Común del TxT SIC, Periodo a 7 Nombre Tramo Troncal Presenta Saturación Nogales ->Quillota No No No Nogales ->Polpaico No No Si Quillota ->Polpaico Si No No Lampa ->Polpaico Si No No Polpaico ->Polpaico Desf No No No Lampa ->Polpaico Desf No No No Cerro Navia ->Lampa Si No No Chena ->Cerro Navia No No No Alto Jahuel ->Chena No No Si Tabla : Escenarios con Limitaciones de transmisión Sistema de kv, indicador porcentual. Porcentaje de Saturación de los Tramos del sistema de kv Nombre del Tramo 4 Quillota ->Polpaico 9.4%.%.%.%.% Lampa ->Polpaico.9%.%.%.%.% Polpaico ->Polpaico Desf.%.%.%.%.% Lampa ->Polpaico Desf.%.%.%.%.% Cerro Navia ->Lampa 7.9%.%.%.%.%

42 Alto Jahuel ->Chena.%.%.%.%.% Es importante mencionar que el proyecto Nueva S/E Lo Aguirre permite un nuevo punto de abastecimiento al centro de carga del SIC, presentando una alternativa de inyección directa a la S/E Cerro Navia, permitiendo una disminución de los flujos por las líneas del sistema de kv entre Polpaico y Alto Jahuel Lateral Sur del TxT En la Tabla se resume el análisis efectuado al sistema de transmisión del TxT lateral sur del SIC. Como se puede apreciar, con la incorporación del nuevo sistema de transmisión x kv Charrúa- Cautín, los problemas de transporte hasta la ciudad de Temuco fueron superados. Sin embargo, se aprecian saturaciones importantes en el tramo desde la subestación Cautín por el norte, hasta la subestación Valdivia por el Sur, ver Tabla 4, presentando exigencias importantes para el abastecimiento de la ciudad de Valdivia, donde el crecimiento vegetativo de la demanda presenta exigencias difíciles de superar con el sistema de transmisión actual. Tabla : Diagnóstico líneas del TxT Lateral Sur del SIC, Periodo a 7 Nombre Tramo Troncal Presenta Saturación Charrúa ->Esperanza No No Si Esperanza ->Temuco No No Si Charrúa ->Cautín No Si Si Charrúa ->Mulchén No Si Si Mulchén ->Cautín No Si Si Temuco ->Cautín No No No Ciruelos ->Cautín Si Si Si Valdivia ->Ciruelos Si Si Si Valdivia ->Cautín Si Si Si Barro Blanco ->Valdivia No Si Si Puerto Montt ->Valdivia No Si Si Puerto Montt ->Barro Blanco No Si Si Como se puede apreciar, a partir del año el sistema comienza a presentar saturaciones en su capacidad de transmisión, las cuales van aumentando hasta llegar sobre un % de los escenarios de operación, ver Tabla 4. Tabla 4: Escenarios con Limitaciones de transmisión líneas del TxT Lateral Sur del SIC. Porcentaje de Saturación de los Tramos del TxT Lateral Sur Nombre del Tramo 4 Valdivia ->Ciruelos 6.7% 8.8%.4% Ciruelos ->Cautín.4%.% 7.% A partir del año se incorpora al sistema de transmisión troncal la nueva subestación Mulchén, punto de inyección de la nueva central en serie hidráulica Angostura que está desarrollando la compañía Colbún en la cuenca del rio Bio-Bio

43 6... Nuevas Instalaciones Troncales Propuestas por el Estudio ETT En la Tabla se presenta el diagnóstico efectuado a las líneas que se han propuesto como parte del sistema de transmisión troncal para el cuatrienio -4. Tabla : Diagnóstico instalaciones propuestas como TxT del SIC, Periodo a 7 Nombre Tramo Troncal Presenta Saturación Rapel ->Cerro Navia No No No Rapel ->Lo Aguirre No No No Rapel ->Alto Melipilla No No No Alto Melipilla ->Cerro Navia No No No Alto Melipilla ->Lo Aguirre No No No Lo Aguirre ->Cerro Navia No No No Charrúa ->Concepción No No No De la lectura de la tabla se desprende que no existen instalaciones que excedan su límite de transmisión Flujos de Potencia en Líneas Relevantes En la Figura 4, Figura 6 y Figura 7, se detallan los flujos de potencia con probabilidad de excedencia en las líneas de lateral norte del STxT Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Figura 4: Flujos con probabilidad de excedencia línea Cardones-Maintencillo, Periodo

44 Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Figura : Flujos con probabilidad de excedencia línea Maintencillo-Punta Colorada, Periodo Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Figura 6: Flujos con probabilidad de excedencia línea Punta Colorada-Pan de Azúcar, Periodo -7 Se observa que una vez en operación el nuevo sistema de transmisión, las congestiones por el sistema de kv disminuyen fuertemente, a excepción del tramo Cardones-Maitencillo, donde el fuerte crecimiento de la demanda impone flujos de potencia que nuevamente redundan en congestiones en el tramo a partir del año. Puede que bajo esta condición de operación, dada por el escenario de generación/demanda, sea necesario operar abierto el tramo Cardones- Maitencillo en el extremo Maitencillo, y obligar que la energía generada en esta barra sea transmitida por el sistema de transmisión en kv, presentando una operación más eficiente de las instalaciones. En la Figura 7 se muestran los flujos de potencia con probabilidad de excedencia, para el tramo Nogales-Los Vilos. Como se puede apreciar, la construcción del nuevo sistema de kv, permite descongestionar este sistema de transmisión Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Figura 7: Flujos con probabilidad de excedencia línea Nogales-Los Vilos, Periodo

45 Con respecto al sistema de kv, en las Figura 8 y Figura 9, se muestran gráficos de flujos de potencia con probabilidad de excedencia para el periodo a 7 desde la subestación Alto Jahuel hasta la subestación Charrúa. Como puede apreciarse, la interconexión de la subestación Colbun y Ancoa en abril del, permite aumentar la capacidad de transmisión del sistema de kv, ya que en caso de falla de una de las líneas, se puede transferir parte de la potencia al circuito de x Colbun-Candelaria- Alto Jahuel, ver Figura Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Figura 8: Flujos con probabilidad de excedencia línea Ancoa-Alto Jahuel, Periodo -7. Una vez que se materializa el tercer circuito entre Ancoa y Alto Jahuel, se aprecia que a partir del año 4, se hace necesario un cuarto circuito. Con respecto al sistema Charrúa-Ancoa, como se puede apreciar, desde el año hasta que ingresa el tercer circuito, este sistema presenta congestiones relevantes, ver Figura 9. Para el año se tiene contemplado el mejoramiento de la compensación de la línea, lo que implica un leve aumento en la capacidad de transmisión, pero esta situación no permite aliviar este sistema Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Figura 9: Flujos con probabilidad de excedencia por la línea Charrúa- Ancoa para el Periodo -7. Es importante mencionar, que una vez que comienza a operar el tercer circuito, el sistema de transmisión presenta pequeñas limitaciones, pero se hace necesario el cuarto circuito al final del periodo de planificación. En las Figura, Figura y Figura, se muestran los flujos de potencia con excedencia de probabilidad para los bancos de autotransformadores de / existentes

46 Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Figura : Flujos con probabilidad de excedencia Transformador / subestación Alto Jahuel, Periodo -7. Como se puede apreciar el banco de transformadores de Alto Jahuel presenta congestión durante el periodo a 6, momento en el cual ingresa el proyecto Lo Aguirre, ver Figura. Una vez transcurrido el periodo 7-9, más precisamente el año, nuevamente se comienzan a observar escenarios de operación con limitaciones de transmisión, por tanto su ampliación podría producirse a partir del año Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Figura : Flujos con probabilidad de excedencia Transformador / subestación Ancoa, Periodo - 7. Con respecto al banco de la subestación Ancoa, se puede apreciar que a partir del año 4 se hace necesaria la ampliación de esta instalación, sin embargo, al igual que en el caso anterior, es necesario revisar los Ingresos Tarifarios que se producen durante la operación, para determinar si se justifica económicamente el desarrollo de esta obra en un plazo menor. El banco de autotransformadores de la subestación Charrúa presenta congestiones de transmisión evidentes durante los primeros 6 a 7 años del horizonte, a pesar que durante el año se establece la construcción del tercer banco. Se observa que a pesar de contar con tres unidades de transformación los flujos son del orden de magnitud de la potencia instalada, por ende es necesario observar el comportamiento de los Ingresos Tarifarios para determinar la conveniencia de recomendar la construcción de un cuarto banco de autotransformadores, para antes del plazo establecido según el plan de obras indicativo

47 Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Figura : Flujos con probabilidad de excedencia Transformador /, subestación Charrúa, Periodo -7 En la Figura y Figura 4 se muestran los flujos de potencia con probabilidad de excedencia para los tramos del lateral sur del TxT Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Figura : Flujos con probabilidad de excedencia línea Ciruelos-Cautín, Periodo -7. Como puede apreciarse, antes del año la línea opera sin criterio N- (opera con criterio N) y por lo tanto no presentan congestión. Una vez que se realiza la normalización de la subestación ciruelos y el seccionamiento de la línea x Cautín-Valdivia, este tramo del sistema de transmisión comienza a presentar congestiones, hasta el ingreso de los nuevos proyectos de expansión. Posterior al año 4, este tramo del sistema de transmisión comienza nuevamente a presentar congestión, y por lo tanto, se recomienda analizar la posibilidad de expansión del sistema de transmisión de ese tramo del troncal. Con respecto al tramo Valdivia-Ciruelos, presenta una condición similar al anterior tramo del TxT. Una vez que ingresan los nuevos proyectos de expansión, las congestiones desaparecen de la línea, hasta el año

48 Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Figura 4: Flujos con probabilidad de excedencia por la línea Valdivia-Ciruelos para el Periodo -7. Al igual que para los sistemas de kv, el plazo de construcción de una línea de kv se ha supuesto de años. En caso que sea posible constructivamente hablando, este consultor recomienda que los nuevos sistemas de transmisión en kv al sur de Charrúa se materialicen en la misma fecha que se produce la normalización de la subestación Ciruelos. 6.. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL ANALIZADAS DEL SING En la Tabla 6, se resume el diagnóstico efectuado a las instalaciones de transmisión del SING, se incluyen las instalaciones que en la actualidad cuentan con la clasificación de instalaciones así como aquellas que el consultor del Estudio ETT recomienda como tales. Tabla 6: diagnóstico instalaciones TxT del SING, Periodo a Nombre Tramo Troncal Presenta Saturación Crucero ->Encuentro No No No Crucero ->Lagunas No Si Si Crucero ->Nueva Victoria No No Si Nueva Victoria ->Lagunas No No Si Tarapacá ->Lagunas No Si Si Central Atacama ->Encuentro No No No Sólo algunos tramos del sistema de transmisión troncal presentan saturaciones en los escenarios de operación, pero cabe mencionar que dicha saturaciones se producen a partir del año y posteriores

49 7. ANÁLISIS CRÍTICO PROPUESTA DIRECCIONES DE PEAJE PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL Dentro de las actividades fundamentales para el cumplimiento de los objetivos planteados se encuentra la revisión de las propuestas presentadas por las Direcciones de Peaje de los CDEC SIC (DP-SIC) y SING (DP-SING). La presente sección entrega un resumen de las principales obras presentadas por las mencionadas DP, tanto las recomendadas como aquellas cuyos méritos no son suficientes para su recomendación. 7.. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR LA DP-SIC A continuación se presentan las obras de transmisión troncal presentadas por la Dirección de Peajes del CDEC-SIC. Se incluye la obra mencionada, quien la propone, la recomendación final y comentarios explicativos de la misma. Obra Propone Tramo Carrera Pinto Diego de Almagro x kv / 97 [MVA] Dirección de Peajes CDEC-SIC. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios Esta obra se considera necesaria en virtud de la aplicación del criterio de seguridad incluido en el articulo - de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, modificada mediante Resolución Exenta N 44 del de septiembre de. Obra Propone Tramo Cardones - Carrera Pinto x kv / 97 [MVA] Dirección de Peajes CDEC-SIC. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios Esta obra se considera necesaria en virtud de la aplicación del criterio de seguridad incluido en el articulo - de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, modificada mediante Resolución Exenta N 44 del de septiembre de. Obra Propone Tramo Maitencillo Cardones x kv / 97 [MVA] Dirección de Peajes CDEC-SIC. Recomendación No se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios Aún cuando la construcción de la nueva línea de transmisión supone un aumento de la capacidad de transmisión al máximo de 9 [MVA] que permite capacidad térmica con criterio N-, el proyecto no resulta conveniente económicamente por cuanto los beneficios en costo de operación no superan los costos asociados a cubrir el AVI y COMA del proyecto

50 Obra Propone Tramo Punta Colorada Maitencillo x kv / x 97 [MVA] Dirección de Peajes CDEC-SIC. Recomendación No se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios Aún cuando la construcción de la nueva línea de transmisión supone un aumento de la capacidad de transmisión el proyecto no resulta conveniente económicamente por cuanto los beneficios en costo de operación no superan los costos asociados a cubrir el AVI y COMA del proyecto. Obra Propone Tramo Pan de Azúcar Punta Colorada x kv / x 97 [MVA] Dirección de Peajes CDEC-SIC. Recomendación No se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios Aún cuando la construcción de la nueva línea de transmisión supone un aumento de la capacidad de transmisión el proyecto no resulta conveniente económicamente por cuanto los beneficios en costo de operación no superan los costos asociados a cubrir el AVI y COMA del proyecto. Sin perjuicio de lo anterior, se considera conveniente su entrada para el año 8. Obra Propone Tramo Las Palmas Pan de Azúcar x kv / x 4 [MVA] Dirección de Peajes CDEC-SIC. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios La recomendación de esta obra va en conjunto con la instalación de un banco de condensadores de 7 [MVAr] en la S/E Pan de Azúcar. Los resultados indican que resulta económicamente conveniente ejecutar el proyecto en enero 6, y que incluso, viendo la mínima diferencia entre el VATT del proyecto y su beneficio para el año, puede ser recomendada su entrada para enero de este último año. En base a esto, y a lo ajustado del plazo de construcción previsto para líneas de transmisión es que no se recomienda postergar su materialización. Obra Propone Tramo Nogales Las Palmas x kv / x 4 [MVA] Dirección de Peajes CDEC-SIC. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios La recomendación de esta obra va en conjunto con la instalación de un banco de condensadores de 7 [MVAr] en la S/E Pan de Azúcar. Los resultados indican que resulta económicamente conveniente ejecutar el proyecto en enero 6, y que incluso, viendo la mínima diferencia entre el VATT del proyecto y su beneficio para el año, puede ser recomendada su entrada para enero de este último año. En base a esto, y a lo ajustado del plazo de construcción previsto para líneas de transmisión es que no se recomienda postergar su materialización

51 Obra Propone Recomendación Comentarios Transformador Ancoa / [kv] / x 7 [MVA] Dirección de Peajes CDEC-SIC. Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero, pero se deberá postergar su decisión. La evaluación económica de este proyecto está condicionada por los siguientes factores: Considera una unidad de la Central Chacayes inyectando en Alto Jahuel [kv], mientras que la otra unidad inyecta hacia la barra Rancagua 4 [kv]. El aporte del segundo transformador no modifica significativamente los límites por estabilidad de tensión en el sistema de [kv]. Se presume que Central Hidroeléctrica VIII Región (6 [MW]) aporta en estabilidad de tensión y aumenta los flujos en el tramo Ancoa / [kv]. Bajo estas condiciones se estimo conveniente instalar el nuevo transformador a partir de enero, pero debido a que el plazo de construcción previsto para estos elementos es de años, se deberá postergar su decisión. Obra Propone Tramo Charrúa Ancoa x kv / x 766 [MVA] Dirección de Peajes CDEC-SIC. Recomendación No se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios La recomendación de esta obra va en conjunto con la instalación de un transformador / [kv] de 7 [MVA] valorizado de igual forma que el transformador Ancoa / [kv] para permitir la transmisión de reserva en giro en caso de pérdida de generación al norte de la S/E Ancoa. Los resultados obtenidos indican que no resulta económicamente conveniente para el sistema la instalación de un tercer circuito. Obra Propone Tramo Valdivia Ciruelos x kv / cto Dirección de Peajes CDEC-SIC. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios La evaluación económica en este tramo considero la instalación de una nueva línea de simple circuito en torres para doble circuito. La evaluación del proyecto estimo que resulta conveniente económicamente por cuanto los beneficios en costo de operación superan los costos asociados a cubrir el AVI y COMA del proyecto

52 Obra Propone Tramo Ciruelos Cautín x kv / cto Dirección de Peajes CDEC-SIC. Recomendación No se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios La evaluación económica en este tramo considero la instalación de una nueva línea de simple circuito en torres para doble circuito. A su vez, la evaluación se realizó considerando conveniente la materialización de la nueva línea Valdivia Ciruelos [kv] y suponiendo la conveniencia de instalar una nueva línea Puerto Montt Barro Blanco Valdivia. La evaluación del proyecto estimo que no resulta conveniente económicamente por cuanto los beneficios en costo de operación no superan los costos asociados a cubrir el AVI y COMA del proyecto. Obra Propone Tramo Puerto Montt Barro Blanco x kv / cto Dirección de Peajes CDEC-SIC. Recomendación No se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios La evaluación se realizó considerando conveniente la materialización de la nueva línea Barro Blanco Valdivia [kv]. La evaluación del proyecto estimó que no resulta conveniente económicamente por cuanto los beneficios en costo de operación no superan los costos asociados a cubrir el AVI y COMA del proyecto. Obra Propone Tramo Barro Blanco Valdivia x kv / cto Dirección de Peajes CDEC-SIC. Recomendación No se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios La evaluación del proyecto estimó que no resulta conveniente económicamente por cuanto los beneficios en costo de operación no superan los costos asociados a cubrir el AVI y COMA del proyecto. Obra Adelanto S/E Lo Aguirre marzo 4 Propone Recomendación Comentarios TRANSELEC S.A. No se recomienda su adelanto Los resultados indican que aún cuando se requiriese que el proyecto Lo Aguirre se materialice completamente en agosto 6 (considerando su entrada en agosto ), un adelanto de este proyecto no resulta económicamente conveniente para el sistema

53 Obra Propone Normalización S/E Chena [kv] TRANSELEC S.A. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios Esta ampliación consiste en transformar la actual configuración en doble derivación en un seccionamiento completo. En base a los antecedentes dispuestos en el artículo -9 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio así como la consideración del proyecto en cuestión en el Decreto 64-9, la Dirección de Peajes considera recomendable la ampliación. Obra Propone Ampliación S/E Ciruelos [kv] TRANSELEC S.A. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios Esta ampliación consiste en la etapa N, correspondiente a la barra de transferencia y paño acoplador respectivo. En base a los antecedentes dispuestos en el artículo -9 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio la Dirección de Peajes considera recomendable la ampliación. Obra Propone Ampliación S/E Rahue [kv] TRANSELEC S.A. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios Esta ampliación consiste en la etapa N, correspondiente a la barra de transferencia y paño acoplador respectivo. En base a los antecedentes dispuestos en el artículo -9 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio la Dirección de Peajes considera recomendable la ampliación. Obra Propone Cambio Interruptores S/E Alto Jahuel y S/E Polpaico TRANSELEC S.A. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios El reemplazo de interruptores se propone en las SS/EE donde estos vean sobrepasada su capacidad de cortocircuito durante alguno de los años,,, siendo esta condición considerada como obra recomendable por la Dirección de Peajes

54 Obra Propone S/E Diego de Almagro: Barra de Transferencia. TRANSELEC S.A. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios En base a los antecedentes dispuestos en el artículo -9 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio la Dirección de Peajes considera recomendable la ampliación. Obra Propone S/E Carrera Pinto: Barra de Transferencia. TRANSELEC S.A. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios En base a los antecedentes dispuestos en el artículo -9 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio la Dirección de Peajes considera recomendable la ampliación. Obra Propone S/E Los Vilos: Barra de Transferencia. TRANSELEC S.A. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios En base a los antecedentes dispuestos en el artículo -9 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio la Dirección de Peajes considera recomendable la ampliación. Obra Propone S/E Valdivia: Barra de Transferencia. TRANSELEC S.A. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios En base a los antecedentes dispuestos en el artículo -9 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio la Dirección de Peajes considera recomendable la ampliación. Obra Propone S/E Polpaico: Equipos de maniobra Reactores de línea de [kv]. TRANSELEC S.A. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios En base a los antecedentes dispuestos en el artículo -9 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio la Dirección de Peajes considera recomendable la ampliación

55 Obra Propone S/E Alto Jahuel: Equipos de maniobra Reactores de línea de [kv]. TRANSELEC S.A. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios En base a los antecedentes dispuestos en el artículo -9 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio la Dirección de Peajes considera recomendable la ampliación. Obra Propone S/E Puerto Montt: Respaldo de los SS/AA del Equipo CER. TRANSELEC S.A: Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios El equipo CER no posee capacidad de partida autónoma debido a su abastecimiento en Baja tensión. En base al Estudio de Plan de Recuperación de Servicio que establece la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio en su titulo 6- la Dirección de Peajes considera recomendable la ampliación. De las obras presentadas por las respectivas DP y por las empresas de transmisión, sólo serán analizadas aquellas que dicen relación con la construcción y/o ampliación de instalaciones existentes, manteniendo en aquellas obras asociadas con el cumplimiento de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, la recomendación que emane de la DP. 7.. ANÁLISIS DE LAS OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR LA DP-SIC En la Tabla 7 se presenta un resumen de las obras propuestas por la DP del CDEC-SIC para ser desarrolladas durante el cuadrienio a 4. Tabla 7: Resumen obras de transmisión recomendadas por la DP del CDEC-SIC, periodo a. Nombre Tramo Troncal Nueva Línea Diego de Almagro- Carrera Pinto x kv Nueva Línea Carrera Pinto-Cardones x kv Nueva Línea Nogales-Las Palmas x kv (en torre para x) Nueva Línea Las Palmas-Pan de Azúcar x kv (en torre para x) Nueva Línea Valdivia-Ciruelos x kv (en torre para x) Fecha de Puesta en Servicio Enero- Enero- Enero- Enero- Enero- Según la revisión efectuada al Lateral norte del TxT del SIC, el tramo x kv Cardones- Maitencillo presenta importantes restricciones en la transmisión de potencia (ver Tabla 8), sin embargo este tramo no fue considerado por la DP para ampliación o refuerzo debido a que la evaluación económica fue negativa (ver sección 7.). De igual forma, los tramos x kv Maitencillo-Punta Colorada y Punta Colorada-Pan de Azúcar, también presentan saturaciones en los escenarios de operación considerados

56 Según la revisión efectuada por este consultor, y considerando los costos de operación del sistema, la ampliación del sistema de transmisión de la zona norte del SIC se hace necesario para el periodo a. Con respecto al sistema de [kv] entre la S/E Polpaico por el norte y la S/E Charrúa por el Sur, también se identificaron restricciones de transmisión (ver Tabla ); pero al igual que el caso anterior, la DP indica que la construcción de un tercer circuito entre las SS/EE Ancoa y Charrúa no se justifica económicamente. De igual forma, el transformador de Ancoa / [kv], la DP indica que es posible su materialización, pero queda sujeta a varios factores externos del proyecto, con lo cual dificulta su implementación para el año. Según la revisión efectuada por este consultor, y considerando los costos de operación del sistema, se hace necesario incorporar un nuevo banco de transformadores en las SS/EE Charrua y Ancoa. También, se justifica económicamente la implementación del tercer circuito de [kv] entre las SS/EE Charrúa y Ancoa, y la implementación de un cuarto circuito entre las SS/EE Ancoa y Alto Jahuel. Finalmente, la DP del CDEC-SIC indica claramente en sus conclusiones que todos los proyectos que ha propuesto, están contenidos en los proyectos que está analizando el consultor del segundo ETT, y por lo tanto, la DP le sugiere a la CNE que considere reemplazar las obras recomendadas por esta DP por aquellas recomendaciones que efectué el consultor del estudio ETT para las mismas zonas analizadas. En concordancia con lo señalado por la DP, este Consultor considera que los análisis efectuados por esta Dirección de Peajes corresponden a desarrollos preliminares que no consideran la totalidad de elementos de juicio para una toma de decisión informada, por lo tanto recomienda desestimar todas las recomendaciones efectuadas por la DP y reemplazarlas en lo que corresponda por las recomendaciones que efectúe el Estudio ETT. 7.. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR LA DP-SING El STxT vigente del SING corresponde a la Línea x [kv] Crucero Encuentro incluyendo sus paños de línea en las subestaciones Crucero y Encuentro. Adicionalmente, el ETT, que actualmente se encuentra en desarrollo, ha propuesto calificar como Sistema de Transmisión Troncal del SING las siguientes instalaciones: Línea [kv] Tarapacá Lagunas Línea [kv] Crucero Lagunas N Línea [kv] Crucero Lagunas N Línea [kv] Atacama Encuentro. A continuación se presentan las obras de transmisión troncal presentadas por la Dirección de Peajes del CDEC-SING. Se incluye la obra mencionada, quien la propone, la recomendación final y comentarios explicativos de la misma

57 Obra Propone Nueva Línea [kv] Tarapacá - Lagunas. Dirección de Peajes CDEC-SING. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero 7 Comentarios El ahorro de costos supera el pago de las nuevas instalaciones recomendadas, generándose un beneficio para el sistema. Este beneficio permite establecer que la decisión es robusta ante cambios en los costos estimados para el proyecto. Obra Propone Nueva Línea [kv] Tocopilla Crucero. Dirección de Peajes CDEC-SING. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios El ahorro de costos supera el pago de las nuevas instalaciones recomendadas, generándose un beneficio de 4% para el sistema. Se debe considerar que el plan de obras no recomienda centrales nuevas en la zona de Tocopilla. Obra Propone Nueva Línea [kv] Chacaya Mejillones Domeyko. Dirección de Peajes CDEC-SING. Recomendación Se recomienda la obra para su entrada en servicio en enero Comentarios El proyecto contempla la construcción de una línea en [kv] en simple circuito con la intención de mejorar la evacuación de inyecciones en la S/E Chacaya. El ahorro de costos supera el pago de las nuevas instalaciones recomendadas, generándose un beneficio para el sistema. De las obras presentadas por las respectivas DP y por las empresas de transmisión, sólo serán analizadas aquellas que dicen relación con la construcción y/o ampliación de instalaciones existentes, manteniendo en aquellas obras asociadas con el cumplimiento de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, la recomendación que emane de la DP

58 8. ANÁLISIS CRÍTICO PROPUESTA CONSULTOR ETT PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 8.. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR EL CONSULTOR DEL ETT PARA EL SIC El consultor del segundo ETT del SIC, ha realizado análisis a todas las instalaciones del TxT y ha clasificado el sistema en 4 grandes grupos, a saber: Zona Norte del SIC (Lateral Norte del TxT): Sistema de transmisión que se extiende a nivel de kv desde la subestación Diego de Almagro por el norte hasta la subestación Nogales por el Sur. Zona de Área de Influencia Común (Sistema de kv): Sistema de transmisión que se extiende a nivel de kv desde la subestación Polpaico por el norte hasta la subestación Charrúa por el Sur. Zona de Área de Influencia Común (Sistema de kv): Sistema de transmisión que se extiende a nivel de kv desde la subestación Quillota por el norte hasta la subestación Alto Jahuel por el Sur. Zona Sur del SIC (Lateral Sur del TxT): Sistema de transmisión que se extiende a nivel de kv desde la subestación Charrúa por el norte hasta la subestación Puerto Montt por el Sur Obras Propuesta por el Consultor, Caso Base. El consultor del segundo estudio ETT, analiza una serie de instalaciones de transmisión para la expansión del sistema Lateral Norte del TxT. En la Tabla 8 se detallan las instalaciones de transmisión que considera como escenario posible para expansión hacia la zona norte del SIC. Tabla 8: Resumen de alternativas del caso Base, expansión del Lateral Norte del TxT. Nombre Tramo Troncal Lateral Norte Puesto en Servicio Potencia [MVA] Nueva línea x kv Diego de Almagro-Cardones Julio de 6 9 Nueva línea x kv Nogales-Pan de Azúcar Julio de 6 Nueva línea x kv Pan de Azúcar-Maitencillo Enero de 8 8 Nueva línea x kv Maitencillo-Cardones Enero de 8 8 Refuerzo actual Línea Nogales-Los Vilos-Las Palmas-Monte Redondo-Pan de Azúcar Julio de 8 9 Segundo circuito línea Diego de Almagro-Cardones Enero de 9 Nueva Línea x kv Maitencillo-Cardones Enero 4 8 Es importante mencionar, que para el caso base (denominado por el consultor como CNE ), se puede apreciar una expansión solo a nivel de kv de todo el sistema lateral norte (ver Tabla 8) y una expansión en kv hasta la Subestación Pan de Azúcar (ver Tabla 9). Para este último caso, la expansión hacia el norte de la S/E Pan de Azúcar es idéntica para el caso kv

59 Tabla 9: Resumen de alternativas del caso Base, expansión del Lateral Norte del TxT (expansión en kv hasta Pan de Azúcar). Nombre Tramo Troncal Lateral Norte Puesto en Servicio Potencia [MVA] Nueva línea x kv Nogales-Pan de Azúcar (En torre de x pero energizada en ) Julio de 6 Nueva línea x Polpaico-Pan de Azúcar Enero de Dos bancos de transformadores de / en S/E Pan de Azúcar Enero de Con respecto a las alternativas de expansión del Área de Influencia Común del TxT, pero a nivel de kv; el consultor del ETT consideró las instalaciones que se detallan en la Tabla. Tabla : Resumen de alternativas del caso Base, expansión del Área de Influencia Común del SIC, a Nivel de kv. Nombre Tramo del Área de Influencia Común a Nivel de kv Puesto en Servicio Potencia [MVA] Seccionamiento de circuito x Ancoa-Polpaico en S/E Alto Jahuel Enero de Nuevo banco de transformadores / en S/E Charrúa Junio de 6 Nueva línea x Ancoa-alto Jahuel (se tiende un solo circuito) Julio de Nuevo banco de transformadores / en S/E Ancoa Enero de 7 Nuevo banco de transformadores / en S/E Lo Aguirre Julio de 7 Seccionamiento de circuito x Polpaico-Alto Jahuel en S/E Lo Aguirre Julio de Cuarto circuito Línea Ancoa-Alto Jahuel Julio de 6 Nueva Línea x Charrúa-Ancoa (se tiende un solo circuito) Julio de 6 Nuevo banco de transformadores / en S/E Charrúa Julio de 6 6 Seccionamiento del segundo circuito x Polpaico-Alto Jahuel en S/E Lo Aguirre Agosto de 6 Nuevo banco de transformadores / en S/E Lo Aguirre Agosto de 6 7 Nueva Línea x Polpaico-Lo Aguirre (se tiende un solo circuito) Enero de Nuevo banco de transformadores / en S/E Alto Jahuel Enero de 7 Nueva Línea x Lo Aguirre-Alto Jahuel (se tiende un solo circuito) Enero de Nuevo banco de transformadores / en S/E Lo Aguirre Enero de 7 Cuarto circuito Línea Charrua-Ancoa Julio de Nueva línea x Ancoa-alto Jahuel (se tiende un solo circuito) Julio de Cuarto circuito Línea Polpaico-Lo Aguirre Enero de 4 Con respecto a las instalaciones del sistema de kv que pertenece al área de influencia común del TxT, el consultor del segundo ETT consideró las obras que se presentan en la Tabla como parte de las expansiones del sistema de transmisión de TxT Tabla : Resumen de alternativas del caso Base, expansión del Área de Influencia Común del SIC, a Nivel de kv. Nombre Tramo del Área de Influencia Común a Nivel de kv Puesto en Servicio Potencia [MVA] Interconexión S/E Colbún y S/E Ancoa Abril de (*) Seccionamiento de la línea x Rapel-Cerro Navia, en S/E Lo Aguirre Julio de 6 97 Seccionamiento de la línea x Alto Melipilla-Cerro Navia, en S/E Lo Aguirre Julio de 6 97 Nueva línea x Rapel-Lo Aguirre (Se tiende un solo conductor) Julio de 6 9 Nueva Línea x Lo Aguirre-Cerro Navia Agosto de 6 Seccionamiento del segundo circuito Rapel-Lo Aguirre, en S/E Alto Melipilla Enero de 7 Nueva Línea x Alto Melipilla-Lo Aguirre (Se tiende un solo conductor) Enero de 97 Nueva Línea x Lo Aguirre-Cerro Navia (Se tiende un solo conductor) Enero de Nota: (*) Considera que esta interconexión dura hasta que aparece el tercer circuito de kv entre Alto Jahuel y Ancoa

60 Como se puede apreciar, las obras de transmisión recomendadas están relacionadas, en su mayoría, con el desarrollo del proyecto Lo Aguirre en la zona central del SIC. Por otro lado, el consultor incorpora la interconexión de la S/E Colbún con la S/E Ancoa, lo que permite un mayor apoyo para el sistema de kv, ya que la interconexión permite el aumento de la capacidad de transporte del conjunto de líneas desde Ancoa hacia el centro de carga. En la Tabla se presentan las obras de expansión que consideró el consultor del ETT para la zona sur del SIC, incorporando todas las instalaciones troncales que se ubican al sur de la subestación Charrúa. Tabla : Resumen de alternativas caso Base, expansión del Lateral Sur del TxT. Nombre Tramo del Lateral Sur del TxT Puesto en Servicio Potencia [MVA] Seccionamiento de la línea x Charrúa-Cautín, en S/E Mulchen Marzo de Seccionamiento de la línea x Cautin-Valdivia, en S/E Ciruelos Junio de Nueva línea x Ciruelos-Pichirropulli (Se tiende un solo conductor) Enero de 7 9 Nueva línea x Pichirropulli-Puerto Montt (Se tiende un solo conductor) Enero de 7 9 Segundo circuito línea Ciruelos-Pichirropulli Enero de 8 9 Reemplazo de conductor actual línea x Valdivia-Puerto Montt, seccionada en S/E Pichirropulli Enero de 8 9 Nueva línea x Ciruelos-Charrúa Enero de 7 Como se puede apreciar, las obras troncales incorporan el seccionamiento de la línea x Charrúa-Cautín a través de la subestación Mulchén, subestación en la cual se conecta al sistema de transmisión troncal la central Angostura, en el mes de Marzo del año. Se incorpora la nueva subestación Pichirropulli en las cercanías de la ciudad de Valdivia, cuyo objetivo principal es conectar los nuevos proyectos hidráulicos de la región XIV, proyectos que están en carpeta o en construcción, y que se espera que comiencen su operación comercial entre los años 6-a. Asimismo, la nueva subestación Pichirropulli permite entregar un nuevo punto de inyección de energía y potencia a la ciudad de Valdivia, necesario para mantener la suficiencia en el abastecimiento de esta ciudad con importante crecimiento vegetativo de la demanda. Cabe mencionar, que al final del periodo de planificación, el consultor del ETT considera la construcción de una nueva línea x entre la subestación Charrúa por el norte hasta la subestación Ciruelos por el sur. Este proyecto de transmisión se justifica, siempre y cuando los proyectos de la región de Aysén, que no forman parte de los proyectos de HydroAysén, se conecten en HVDC en la subestación Ciruelos Obras Propuesta por el Consultor, Caso Alternativo Para el desarrollo del estudio ETT, el consultor consideró un escenario alternativo de generación, el cual derivó en escenarios de expansión del sistema de transmisión levemente diferentes entre sí. Al comparar los planes de obras de transmisión entre el caso base y el caso alternativo del consultor, se puede concluir es que existen muchas similitudes en términos de las obras desarrollar, mostrando diferencias en las fechas de puesta en servicio

61 En la Tabla se detalla el plan de obras de transmisión que el consultor del ETT consideró para la expansión del sistema lateral norte del SIC. Tabla : Resumen de alternativas caso Alternativo, expansión del Lateral Norte del TxT. Nombre Tramo Troncal Lateral Norte Puesto en Servicio Potencia [MVA] Nueva línea x kv Diego de Almagro-Cardones Julio de 6 9 Nueva línea x kv Polpaico-Pan de Azúcar Julio de 6 Banco de transformadores de / en S/E Pan de Azúcar Julio de 6 7 Nueva línea x kv Pan de Azúcar-Cardones Julio de 6 Banco de transformadores de / en S/E Cardones Julio de 6 7 Nueva subestación Castilla a nivel de kv (secciona la línea x kv Cardones- Maitencillo Enero Como puede apreciarse, se considero la construcción de un nuevo sistema de transmisión de kv desde la subestación Polpaico hasta la subestación Cardones, bajando en la subestación Pan de Azúcar. Con la incorporación de este nuevo sistema de transmisión, permite aliviar a los actuales sistemas de kv, a excepción de los tramos Pan de Azúcar-Punta Colorada, Punta Colorada- Maintencillo y Maitencillo-Cardones. El plan de obras de generación considerado por el consultor del ETT para el caso alternativo incorpora nuevas inyecciones en la subestación Maitencillo, y por lo tanto, los sistemas de kv se ven altamente congestionados. Para el año se ha considerado la incorporación de la subestación Castilla, la cual está relacionada con el proyecto térmico Hacienda Castilla. Con respecto al área de influencia común del TxT, el consultor presenta obras de expansión para el sistema de kv y también para el sistema de kv. En la Tabla 4 se presenta el plan de obras de transmisión que el consultor del ETT consideró para la expansión del sistema. Tabla 4: Resumen caso Alternativo, expansión del Área de Influencia Común del SIC, a Nivel de kv. Nombre Tramo del Área de Influencia Común a Nivel de kv Puesto en Servicio Potencia [MVA] Seccionamiento de circuito x Ancoa-Polpaico en S/E Alto Jahuel Enero de Nuevo banco de transformadores / en S/E Charrúa Junio de 6 Nueva línea x Ancoa-alto Jahuel (se tiende un solo circuito) Julio de Nuevo banco de transformadores / en S/E Ancoa Enero de 7 Nueva Línea x Polpaico-Alto Jahuel (Se tiende un solo circuito) Julio de 6 Nuevo banco de transformadores / en S/E Charrúa Julio de 6 6 Cuarto circuito Línea Ancoa-Alto Jahuel Julio de 6 Nueva Línea x Charrúa-Ancoa (se tiende un solo circuito) Julio de 6 Seccionamiento del primer circuito x Polpaico-Alto Jahuel en S/E Lo Aguirre Enero de 7 Banco de transformadores / en S/E Lo Aguirre Enero de 7 7 Seccionamiento del segundo circuito x Polpaico-Alto Jahuel en S/E Lo Aguirre Enero de 8 Nuevo Banco de transformadores / en S/E Lo Aguirre Enero de 8 7 Nuevo banco de transformadores / en S/E Alto Jahuel Enero de 7 Nueva Línea x Polpaico-Lo Aguirre (se tiende un solo circuito) Enero de Nuevo banco de transformadores / en S/E Polpaico Enero de 7 Nuevo banco de transformadores / en S/E Lo Aguirre Enero de

62 Como se aprecia, el consultor considera la construcción del tercer circuito entre Ancoa y Charrua, y del cuarto circuito entre Ancoa y Alto Jahuel, todos a nivel de kv. También considera nueva capacidad de transformación en las subestaciones Ancoa y Charrúa, y la construcción de la subestación Lo Aguirre. El proyecto Lo Aguirre comienza con la instalación de un banco monofásico / kv de 7 MVA. Al cabo de un año, y ante de la conexión de la subestación Lo Aguirre con la subestación Cerro Navia, considera la instalación de un segundo banco de autotransformadores / kv de 7 MVA. Con respecto al sistema de kv del área de influencia común, el consultor no presenta grandes expansiones del sistema de transmisión, a excepción de la interconexión entre la subestación Colbún y la subestación Ancoa, ver Tabla. Tabla : Resumen caso Alternativo, expansión del Área de Influencia Común del SIC, a Nivel de kv. Nombre Tramo del Área de Influencia Común a Nivel de kv Puesto en Servicio Potencia [MVA] Interconexión S/E Colbún y S/E Ancoa Abril de (*) Seccionamiento de la línea x Rapel-Cerro Navia, en S/E Lo Aguirre Enero de 7 97 Seccionamiento de la línea x Alto Melipilla-Cerro Navia, en S/E Lo Aguirre Enero de 7 97 Nueva línea x Rapel-Alto Melipilla (Se tiende un solo conductor) Enero de 7 9 Nueva línea x Alto Melipilla-Lo Aguirre (Se tiende un solo conductor) Enero de 7 9 Nueva Línea x Lo Aguirre-Cerro Navia Enero de 8 Tercer circuito, tramo Alto Melipilla-Lo Aguirre Enero de 9 Nueva línea x Lo Aguirre-Cerro Navia (Se tiende un solo conductor) Enero de Nota: (*) Considera que esta interconexión dura hasta que aparece el tercer circuito de kv entre Alto Jahuel y Ancoa. Las demás obras del sistema de kv pertenecientes al área de influencia común, son aquellas relacionadas con la construcción y puesta en servicio del proyecto de subestación Lo Aguirre, es el caso de las líneas x kv Rapel-Lo Aguirre, Alto Melipilla-Lo Aguirre y Lo Aguirre-Cerro Navia. Con respecto al sistema de transmisión lateral sur del TxT, en la Tabla 6 se muestran las obras de transmisión consideradas por el consultor del ETT. Tabla 6: Resumen caso Alternativo, expansión del Lateral Sur del TxT. Nombre Tramo del Lateral Sur del TxT Puesto en Servicio Potencia [MVA] Seccionamiento de la línea x Charrúa-Cautín, en S/E Mulchen Marzo de Seccionamiento de la línea x Cautín-Valdivia, en S/E Ciruelos Junio de Nueva línea x Charrúa-Mulchen (Se tiende un solo conductor) Enero de 7 8 Nueva línea x Mulchen-Cautín (Se tiende un solo conductor) Enero de 7 8 Nueva línea x Cautin-Ciruelos Enero de 7 9 Nueva línea x Ciruelos-Pichirropulli (Se tiende un solo conductor) Enero de 7 9 Nueva línea x Pichirropulli-Puerto Montt (Se tiende un solo conductor) Enero de 7 9 Reemplazo de conductor actual línea x Cautín-Valdivia (tramo Loncoche) Junio de 7 9 Reemplazo de conductor actual línea x Valdivia-Puerto Montt, seccionada en S/E Pichirropulli Enero de 8 9 Segundo circuito línea Ciruelos-Pichirropulli Enero de 9 Nueva línea x Ciruelos-Charrúa Enero de

63 Como se aprecia, el año se consideran los seccionamientos de las nuevas subestaciones Mulchén y Ciruelos. El proyecto de la subestación Mulchén, considera el seccionamiento de la nueva línea x Charrúa-Cautín de Transchile, para permitir la inyección de la central Angostura. El proyecto de la subestación Ciruelos, considera el seccionamiento del segundo circuito de la línea Cautín-Valdivia, obteniéndose un sistema de transmisión en doble circuito, operando con criterio N-, entre las SS/EE Cautín y Valdivia, con seccionamiento normalizado de ambos circuitos en la S/E Ciruelos. Adicionalmente, el consultor del ETT establece la construcción de la nueva subestación Pichirropulli, en las inmediaciones de la ciudad de Valdivia. La incorporación de esta nueva subestación al sistema, se debe exclusivamente a la imposibilidad de hacer crecer la subestación Valdivia al interior de la ciudad y al crecimiento natural de la demanda de energía y potencia. Finalmente, el consultor del ETT ha planificado la construcción de un nuevo sistema de transmisión de kv, para fines del periodo de planificación, que tiene como objetivo principal ofrecer una alternativa de transmisión para la energía generada por los proyectos de generación hidráulicos de la región de Aysén y que no forman parte del proyecto HidroAysén. 8.. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR EL CONSULTOR DEL ETT PARA EL SING Nombre Tramo del TxT del SING Puesto en Servicio Potencia [MVA] Nueva Línea x Tarapacá-Lagunas (se tiende el primer circuito) Enero de 8 8 Cuarto circuito Línea Tarapacá-Lagunas Enero de

64 9. RECOMENDACIÓN DEL PLAN ÓPTIMO DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL PARA EL CUATRIENIO ANTECEDENTES GENERALES Para el desarrollo de la revisión de los planes de expansión del sistema de transmisión troncal, este consultor ha desarrollado simulaciones computacionales considerando el mismo plan de obras de generación utilizado por el consultor del ETT para los casos base CNE con expansión a nivel de y KV hacia la zona del norte chico. También ha desarrollado un plan de obras de transmisión, que ha permitido subsanar ciertas desviaciones que fueron detectadas durante los análisis de la excedencia de los flujos de potencia por las líneas para todo el periodo de planificación, colocando una especial atención al periodo a. Asimismo, se consideró modelar las subestaciones Las Palmas, Monte Redondo, Punta Colorada y Mulchén. En todas estas subestaciones se consideró inyectando las correspondientes centrales del plan de obras de generación. Por otro lado, debido a la imposibilidad de efectuar la modificación del actual sistema de transmisión de 4 kv entre Alto Jahuel por el norte e Itahue por el Sur, se decidió considerar este sistema de transmisión con pequeños refuerzos, pero sin opciones de modificación a kv. Producto de lo descrito en el párrafo anterior, se producen saturaciones importantes del sistema de 4, lo que provoca congestión en el sistema de KV entre Ancoa y Alto Jahuel; y por lo tanto, se decidió operar este sistema normalmente abierto entre los tramos: x4 kv Tinguiririca-Itahue y x4 kv Teno-Itahue, para de esta forma evitar las congestiones del sistema de kv. 9.. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS PARA EL CUATRIENIO - 4 PARA SIC 9... Sistema Lateral Norte del TxT del SIC Como se indicó en la sección 6, el sistema lateral norte del TxT presenta importante congestiones de transmisión para el periodo a, y por lo tanto, es necesario planificar un sistema de transmisión que sea capaz de transferir los flujos de potencia desde la zona central hacia el norte en las condiciones de hidrologías húmedas. Por lo anterior, como plan de obras de expansión óptimo, se ha considerado un sistema de transmisión de kv desde la subestación Polpaico hasta la subestación Cardones, bajando mediante transformadores / kv de 7 MVA, en las subestaciones Pan de Azúcar y Maintencillo, ver Tabla 7. Para todos los tramos de este nuevo sistema de transmisión, se ha considerado compensación serie de la línea, similar a la existente en línea Alto Jahuel-Ancoa

65 Tabla 7: Alternativas de transmisión para la expansión óptima del sistema lateral norte del SIC Nombre Tramo Troncal Lateral Norte Puesto en Servicio Potencia [MVA] Nueva línea x kv Diego de Almagro-Cardones Julio de 6 9 Nueva línea x kv Polpaico-Pan de Azúcar Julio de 6 Banco de transformadores de / en S/E Pan de Azúcar Julio de 6 7 Nueva línea x kv Pan de Azúcar-Maitencillo Julio de 6 Banco de transformadores de / en S/E Maitencillo Julio de 6 7 Nueva Línea x kv Maitencillo-Cardones Julio de 6 Banco de transformadores de / en S/E Cardones Julio de 6 7 Con respecto a los bancos de autotransformadores de /, se consideró que para cada una de las subestaciones se utilizan tres unidades monofásicas más una unidad de reserva. La nueva línea de transmisión de kv se consideró desde la subestación Polpaico, ya que según información suministrada por la Comisión Nacional de Energía, existen pocas opciones de transformar la nueva línea x Polpaico-Nogales a un sistema x, debido principalmente a que un porcentaje de las estructuras solo permite la transformación a x kv. En caso que sea posible transformar el tramo Nogales-Polpaico a x kv, se propone que la expansión en kv del sistema de transmisión hacia el norte comience en la S/E Nogales. Con respecto al sistema de transmisión al norte de la subestación Cardones, se puede indicar que según los análisis de probabilidad de excedencia de los flujos de potencia para todo el periodo de planificación, no se observa congestiones en la transmisión en el actual sistema x Diego de Almagro-Carrera Pinto-Cardones. No obstante lo mencionado en el párrafo anterior, se propone la expansión de este sistema obedeciendo exclusivamente al cumplimiento a lo establecido en la Norma Técnica (NTSyCS), que establece que el sistema de transmisión troncal debe operar con criterio de seguridad N-. De igual forma, es importante indicar que la línea de transmisión propuesta para este tramo es de x, pero solo tendiendo el primer circuito. En caso que el parque generador aumente al norte de Diego de Almagro 9 y de requerirse una mayor capacidad de transporte, se puede tender el segundo circuito. Según lo mostrado en la Tabla 7, no se requieren más obras de transmisión troncal para periodo a 4, en comparación con los demás casos revisados, los cuales incorporan refuerzos de los actuales sistemas de transmisión Área de Influencia Común del TxT, Sistema de kv En la Tabla 8, se presentan las obras de transmisión propuestas por este consultor para el área de influencia común del TxT, a nivel de kv. 9 Al norte de la subestación Diego de Almagro existen numerosos sitios que presentan condiciones para el desarrollo de parques eólicos de gran capacidad. En caso de desarrollarse proyecto de envergadura de esta tecnología, existiría un sistema de transmisión que permita rápidamente un aumento de capacidad evitando posibles congestión en el sistema de transmisión

66 Tabla 8: Resumen obras de transmisión propuestas, expansión óptima del área de influencia común del TxT, a nivel de kv. Nombre Tramo del Área de Influencia Común a Nivel de kv Puesto en Servicio Potencia [MVA] Seccionamiento de circuito x Ancoa-Polpaico en S/E Alto Jahuel Enero de Nuevo banco de transformadores / en S/E Charrúa Junio de 6 Nueva línea x Ancoa-alto Jahuel (se tiende un solo circuito) Julio de Seccionamiento del primer circuito x Polpaico-Alto Jahuel en S/E Lo Aguirre Julio de Banco de transformadores / en S/E Lo Aguirre Julio de 7 Nuevo banco de transformadores / en S/E Ancoa Julio de 6 7 Nuevo banco de transformadores / en S/E Charrúa Julio de 6 6 Cuarto circuito Línea Ancoa-Alto Jahuel Julio de 6 Nueva Línea x Charrúa-Ancoa (se tiende un solo circuito) Julio de 6 Seccionamiento del segundo circuito x Polpaico-Alto Jahuel en S/E Lo Aguirre Agosto de 6 Nuevo Banco de transformadores / en S/E Lo Aguirre Agosto de 6 7 Cuarto circuito Línea Charrúa-Ancoa Enero de Nuevo banco de transformadores / en S/E Lo Aguirre Enero de 7 Nueva Línea x Ancoa-Alto Jahuel (se tiende un solo circuito) Julio de Nueva Línea x Polpaico-Lo Aguirre (se tiende un solo circuito) Enero de 4 El plan de obras presentado es similar al de los casos estudiados por el consultor del ETT, con la diferencia que se incorporan algunas modificaciones en la fecha de puesta en servicio del proyecto Lo Aguirre. Para el año este proyecto considera el seccionamiento del circuito de la línea x Polpaico-Alto Jahuel, la construcción de la subestación Lo Aguirre, la instalación del primer banco de transformadores / kv de 7 MVA, el seccionamiento de la línea x kv Rapel-Cerro Navia y la conexión de estos circuitos en la barra kv de la S/E Lo Aguirre. Siguiendo este plan de seccionamiento, se estima posible evacuar la generación de la central Rapel a través del sistema de kv por la S/E Lo Aguirre, otorgando las condiciones necesarias para la realización de las obras de refuerzo del sistema x kv entre las SS/EE Lo Aguirre y Cerro Navia, para lo cual se ha considerado un plazo de año, se requiere que el sistema de x kv tenga una capacidad de MW como mínimo. La incorporación de la subestación Lo Aguirre y la construcción de la nueva Línea x Lo Aguirre- Cerro Navia, permite abastecer a todos los consumos de la subestación Cerro Navia y permite descongestionar los sistema de kv que se extienden desde la subestación Polpaico por el Norte hasta la subestación Alto Jahuel por el Sur (Polpaico-Lampa-Cerro Navia-Chena-Alto Jahuel x kv). A modo de ejemplo se presentan los siguientes gráficos de flujos de potencia por el sistema de kv:

67 8. Tramo x kv Lampa-Polpaico Desf Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima 8. Tramo x kv Cerro Navia-Lampa Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima. Tramo x kv Chena-Cerro Navia Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima. Tramo x kv Alto Jahuel-Chena Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Según los análisis efectuados, el proyecto de subestación Lo Aguirre se justifica técnica y económicamente, presentando un nuevo punto de inyección para el abastecimiento de los consumos de la región metropolitana, independiente de los proyectos de generación que se conecten en ella (existentes o futuros), reduciendo el nivel de carga de los transformadores de

68 / kv de las subestaciones Polpaico y Alto Jahuel, desplazando las obras de expansión consideradas para estas subestaciones durante el periodo de planificación (además de los ya mencionados beneficios en la operación del sistema de kv). Los flujos de potencia en los transformadores se presentan como lo muestran los siguientes gráficos:. Tramo Polpaico / Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima. Tramo Alto Jahuel / Capacidad Màxima % Probabilidad Exedencia % Probabilidad Excedencia 8% Probabilidad Excedencia % Probabilidad Exedencia - Capacidad Màxima Con respecto al sistema de transmisión entre Ancoa y Alto Jahuel a nivel de kv, de acuerdo con los análisis efectuados se observa la necesidad de incorporar el cuarto circuito de kv, ya que a partir del año 4, se presentan importantes restricciones en la transmisión, generando elevados Ingresos Tarifarios (ver sección.). En concordancia con la información suministrada por la CNE, en relación a los plazos de construcción, se ha establecido que la construcción de un sistema de kv tiene un plazo fijo de años, por cuanto se ha considerado que el cuarto circuito entra en servicio en Julio de 6, siguiendo el mismo lineamiento establecido para los demás proyectos de kv. No obstante, para el tendido del cuarto circuito, las obras son menores, pues las estructuras, fundaciones y servidumbres ya han sido establecidas, por lo tanto los plazos de construcción podrían ser menores y deberán ser estudiados en revisiones posteriores Área de Influencia Común del TxT, Sistema de kv En la Tabla 9, se presentan las obras de transmisión recomendadas para la expansión del sistema de kv, perteneciente al Área de influencia común del TxT. Debido a la modificación de la evaluación ambiental en Chile, se espera que los permisos ambientales asociados a los proyectos tengan plazos mayores en la obtención, lo que se traduce en un aumento en los tiempos de desarrollo de los proyectos de transmisión. Asimismo, las negociaciones por la servidumbre también aumentando ostensiblemente, y por lo tanto, para una proyecto de transmisión de kv, se establecido un plazo no inferior a los años para su materialización

69 Tabla 9: Obras de transmisión propuestas para la expansión del área de influencia común del TxT, a nivel de kv. Nombre Tramo del Área de Influencia Común a Nivel de kv Puesto en Servicio Potencia [MVA] Interconexión S/E Colbún y S/E Ancoa Abril de (*) Seccionamiento de la línea x Rapel-Cerro Navia, en S/E Lo Aguirre Julio de 97 Seccionamiento de la línea x Alto Melipilla-Cerro Navia, en S/E Lo Aguirre Julio de 97 Nueva Línea x Lo Aguirre-Cerro Navia Agosto de 6 Nota: (*) Considera que esta interconexión dura hasta que aparece el tercer circuito de kv entre Alto Jahuel y Ancoa. Como se puede apreciar, solo se requiere la construcción de la nueva línea x Lo Aguirre-Cerro Navia y la interconexión de la subestaciones Colbún y Ancoa. Tal como ha señalado anteriormente, la entrada en operación del proyecto Lo Aguirre permite descongestionar los sistemas de kv entre Polpaico y Alto Jahuel, y por lo tanto, no se requieren refuerzos ni ampliaciones. Con respecto al sistema de transmisión de Rapel, de acuerdo con el plan de obras de generación considerado, no se observan saturaciones en las líneas de transmisión con la incorporación del proyecto Lo Aguirre. Se recomienda desarrollar análisis a través de flujos AC, y verificar la conveniencia de seccionar el segundo circuito x kv Rapel-Lo Aguirre en Alto Melipilla. Finalmente, la interconexión entre la subestación Ancoa y la subestación Colbún permite una mayor capacidad de transporte del conjunto de líneas desde Ancoa hasta Alto Jahuel. Es importante mencionar, que la incorporación de esta interconexión, entrega un apoyo al sistema de kv, antes del ingreso del tercer circuito Sistema Lateral Sur del TxT del SIC En la Tabla se detalla las obras de expansión de transmisión recomendadas para desarrollar en el lateral sur del TxT. Tabla : Obras de transmisión propuestas para la expansión óptima del sistema lateral sur del TxT del SIC. Nombre Tramo del Lateral Sur del TxT Puesto en Servicio Potencia [MVA] Seccionamiento de la línea x Charrúa-Cautín, en S/E Mulchen Marzo de Seccionamiento de la línea x Cautín-Valdivia, en S/E Ciruelos Junio de Nueva línea x Cautín-Ciruelos Julio de 6 9 Nueva línea x Ciruelos-Pichirropulli Julio de 6 9 Nueva línea x Pichirropulli-Puerto Montt (Se tiende un solo conductor) Julio de 6 9 La primera obra corresponde a la construcción de la nueva subestación Mulchén, la cual secciona los dos circuitos de la línea Charrúa-Cautín, y cuyo único objetivo es permitir la conexión de la central hidroeléctrica Angostura, por lo tanto, se recomienda revisar la pertinencia de declarar esta subestación como parte del sistema de transmisión troncal

70 La segunda obra de transmisión, es la normalización de la subestación Ciruelos, la cual recomienda el seccionamiento de los dos circuitos de la línea Cautín- Valdivia, construyendo una subestación en Ciruelos que cumpla con lo establecido con la NT en relación al debido respaldo N-. Con respecto a las nuevas obras de transmisión, se propone la construcción de una nueva línea entre Cautín y Ciruelos, y entre Ciruelos y la nueva subestación Pichirropulli, subestación cercana a ciudad de Valdivia. La nueva subestación Pichirropulli tiene dos objetivos fundamentales, el primero es permitir la inyección de los numerosos proyectos hidroeléctricos de la zona sur que están en desarrollo o con posibilidades ciertas de materialización, como es el caso de las Centrales Neltume y Maqueo, así como presentar un nuevo punto de inyección para el abastecimiento de los consumos ubicado en la ciudad de Valdivia. Finalmente, se propone la construcción de un nuevo sistema de x kv entre la subestación Pichirropulli y la subestación Puerto Montt, tendiendo un sólo conductor (tercer circuito). En caso que se desarrollen grandes proyectos eólicos en la isla grande de Chiloé y se requiera una mayor capacidad de transmisión, se puede analizar la conveniencia de incorporar el cuarto circuito. 9.. OBRAS URGENTES PARA EL CUATRIENIO A 4 PARA EL TXT En las Tabla y Tabla, se detallan las obras urgentes consideradas por este consultor a ser implementadas lo antes posible. En la Tabla se detallan las obras urgentes de las líneas de transmisión, donde aparece la expansión del lateral norte del SIC. De igual forma, se requiere la construcción inmediata del nuevo circuito entre Charrúa y Ancoa a nivel de kv. Para un mayor detalle de la justificación ver sección

71 Tabla : Resumen de las obras urgentes de líneas de transmisión del TxT para el cuatrienio a 4 a declararse como obras urgentes. Nombre de la Instalación Nueva Línea Polpaico-Pan de Azúcar(*)(**) Nueva Línea Cardones- Maitencillo(**) Nueva Línea Maintecillo-Pan de Azúcar(**) Nueva Línea x Charrúa-Ancoa (se tiende un solo un circuito) Nueva Línea x Ciruelos- Pichirropulli(***) Adelantar el tendido del cuarto circuito entre Ancoa y Alto Jahuel en kv Nueva Línea x Lo Aguirre- Cerro Navia Observación Se necesita aumentar capacidad de transmisión para abastecer demanda en la zona norte del SIC. Los IT del tramo a nivel kv justifica económicamente la ampliación. Se necesita aumentar capacidad de transmisión para abastecer demanda en la zona norte del SIC. Los IT del tramo justifican ampliamente la construcción de una nueva línea Se necesita aumentar capacidad de transmisión para abastecer demanda en la zona norte del SIC. Los IT del tramo justifican ampliamente la construcción de una nueva línea Se necesita aumentar la capacidad de transmisión para abastecer demanda en la zona central del SIC. Los IT del tramo para el periodo a 6 son de tal magnitud, que pagan todo el costo de inversión de la nueva línea de transmisión Se necesita aumentar la capacidad de transmisión para abastecer demanda en la zona de Valdivia. A pesar que una vez que ingresa el tercer circuito, los escenario de congestión disminuyen en el sistema de kv, las altas prestaciones de sistema y los altos IT que se generan, recomiendan adelantar el tendido del cuarto circuito entre Ancoa y Alto Jahuel La construcción de este nuevo sistema de transmisión permite una nueva inyección al abastecimiento de las Subestaciones Cerro Navia y Chena. Una vez que ingresa la nueva línea, el sistema de kv, que se extiende paralelo al sistema de de la zona central, queda descongestionado. De igual forma, el ingreso de esta nueva línea permite bajar los IT del sistema de y del banco de autotransformadores de las subestaciones Alto Jahuel y Polpaico. Tipo de Línea x x x x Fecha de Puesta en Servicio (Construcción Inmediata) (Construcción Inmediata) (Construcción Inmediata) (Construcción Inmediata) x 4 x 4 Nota (*) : En caso que la línea x Polpaico-Nogales sea transformada a x se recomienda que la línea sea desde Nogales a Pan de Azúcar Nota (**) : Se propone que este sistema se energice inicialmente a kv, mientras se construyen los patios de kv en Pan de Azúcar, Maitencillo y Cardones. Si la construcción de los patios de kv resulta similar a la de la línea se recomienda su energización inmediata a kv, pero si no es asi, se recomienda energización de las nuevas líneas en kv. Nota (***): Esta línea debiese estar operativa, para cuando se realiza la normalización de la subestación Ciruelos. También se ha supuesto la imposibilidad de crecimiento de la subestación Valdivia y por lo tanto, se propone la construcción de una nueva subestación en las cercanías, que permita la inyección de los nuevos proyectos hidroeléctricos de la Región

72 En la Tabla, se detallan las obras urgentes en materia de subestaciones. Son necesarios, la incorporación de nuevos bancos de autotransformadores / en Lo Aguirre, Ancoa y Charrúa. Tabla : Resumen de las obras urgentes de subestaciones del TxT para el cuatrienio a 4 a declararse como obras urgentes. Nombre de la Instalación Nuevo Banco de Autotransformadores en S/E Ancoa(*) Nuevo Banco de Autotransformadores en S/E Charrúa(**) Nuevo Banco de Autotransformadores en S/E Lo Aguirre Normalización de la subestación Ciruelos Construcción de la Nueva subestación Pichirropulli Observación Los IT que se generan en el periodo de a 6 cancelan ampliamente toda la inversión del nuevo banco de autotransformadores Los IT que se generan en el año cancelan ampliamente toda la inversión del nuevo banco de autotransformadores El ingreso del proyecto Lo Aguirre, permite disminuir los flujos por lo transformadores / de la subestación Alto Jahuel y Polpaico. Asimismo, el ingreso de la línea Lo Aguirre-Cerro Navia, permite una disminución de los flujos por las líneas de kv que están en paralelo al sistema de kv. Por lo tanto, se recomienda como obra urgente el ingreso de la subestación Lo Aguire. Se debe seccionar el circuito x kv Cautín-Valdivia. El seccionamiento, permite que los flujos por las líneas se equiparen Construcción de la nueva subestación para apoyar el abastecimiento de la ciudad Valdivia. Potencia en MVA 7 6 Fecha de Puesta en Servicio (Construcción Inmediata) (Construcción Inmediata) (Construcción Inmediata) Nota (*): Probablemente esta obra pudiese ingresar el año, ya que existe el espacio físico en la subestación Ancoa, ya que el inicialmente el transformador / de la subestación Polpaico se ubicaba en la subestación Ancoa. Por lo tanto, se puede esperar que la construcción de un nuevo banco en la S/E Ancoa fuese más rápido que la instalación nueva. Nota (**): Esta instalación fue recomendada en el primer ETT para ingreso al sistema para junio de. Según los análisis efectuados, es necesario que el nuevo banco ingrese el año. Con respecto a la normalización de la subestación Ciruelos, esta debiese realizarse el año, para que permita balancear los flujos de potencia de las líneas que van hacia la subestación Valdivia ANÁLISIS AMBIENTAL DE LAS OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS En el presente capitulo se entrega información de carácter exploratorio respecto de las componentes ambientales asociadas a cada uno de los proyectos y al área de influencia de sus instalaciones. Dicha información permite conseguir un entendimiento básico del alcance del potencial impacto ambiental que pudiese tener la ejecución de cada una de las obras de expansión definitiva del sistema troncal SIC. Se consideró una caracterización geográfica y un perfil ambiental de la zona, consistente en la indicación de las especies animales y vegetales de mayor relevancia que por las características propias del lugar podrían encontrarse dentro del área de influencia de las instalaciones eléctricas

73 Asimismo, se indican las zonas ambientalmente protegidas que pudieran ser afectadas por la incorporación de nuevas líneas y/o subestaciones. El análisis consideró para los proyectos de expansión del sistema troncal SIC un trazado paralelo a las líneas existentes. Sin perjuicio de lo anterior, para la evaluación de zonas protegidas y sitios prioritarios se estableció un buffer de kilómetros a cada lado de las líneas existentes como área de análisis. Se consideró la descripción de las siguientes variables: Vegetación: Se mencionan las especies de mayor relevancia que pudieran encontrarse en el área de estudio, asociadas principalmente a las descritas para los sitios prioritarios. Fauna: Se indican las principales especies asociadas a los ecosistemas presentes en el área de análisis. Zonas Protegidas: Éstas incluyen Parques Nacionales, Reservas Nacionales, Monumentos Naturales y Áreas de Desarrollo Indígena. Sitios Prioritarios de Conservación: Un sitio prioritario es un área terrestre, marina o costeromarina con alto valor para la biodiversidad, el cual ha sido identificado a través de un proceso sistemático y reconocido a nivel regional y nacional. Si bien no tienen validez legal si poseen un alto valor ambiental. Comunidades Vegetacionales (formación): Gajardo, R. (99) ha definido 8 macro regiones vegetacionales, estas son: Región del desierto Región de estepa alto-andina Región del matorral y del bosque esclerófilo Región del bosque caducifolio Región del bosque laurifolio Región del bosque andino-patagónico Región del bosque siempre verde y de las turberas Región del matorral y estepas patagónicas) Se señalan las formaciones asociadas a dichas macro regiones relacionadas a cada proyecto. Tipo Forestal: Es una clasificación que se basa en él o los árboles predominantes en un área más o menos determinada. El bosque chileno está clasificado en doce tipos forestales, dependiendo de la composición de las especies. Los tipos forestales son:

74 Alerce Araucaria Cipres de la Cordillera Ciprés de las Guaitecas Coigue-Raulí-Tepa Coihue de Magallanes Esclerófilo Lenga Palma Chilena Roble-Raulí-Copihue Roble Hualo Siempreverde Hidrológico: Este ítem incluye las componentes hidrológicas más relevantes asociadas al área de influencia de cada uno de los proyectos, se analizó la presencia de: ríos, lagos, lagunas, salares, vegas, embalses, tranques y humedales. La información descrita para cada una de estas variables posee un alcance general debido a las grandes extensiones por las que cruzarían los posibles trazados y con ello un sin número de ecosistemas con características propias, y en algunos casos ubicados en reducidas áreas con alta biodiversidad que tornan el análisis complejo. Si los potenciales trazados se mantienen paralelos a las líneas ya existentes el impacto no debiera ser significativo ya que se encontrarían en un área ya intervenida y cercana a rutas existentes. Otros impactos asociados se generarían en la etapa de construcción y éstos estarían relacionados, principalmente, con las emisiones de contaminantes atmosféricos y generación de ruido, los que se pueden mitigar con la implementación de medidas de control. En cuanto a la ampliación de subestaciones, estas no debiesen presentar mayor alteración a su medio físico natural circundante dado que el proyecto es de carácter puntual, abarcando una superficie reducida y bien definida

75 Proyectos Regiones Comunas Zonas Protegidas Nueva línea x kv Diego de Almagro-Cardones Nueva línea x kv Polpaico-Pan de Azúcar Banco de transformadores de / en S/E Pan de Azúcar Nueva línea x kv Pan de Azúcar-Maitencillo Nueva Línea x kv Maitencillo-Cardones Banco de transformadores de / en S/E Cardones III IV, V y XIII Copiapó y Diego de Almagro Coquimbo, Ovalle, Canela, Los Vilos, La ligua, Zapallar, Nogales, La Cruz, Quillota, Olmue y tiltil NO P.N. La Campana y Santuario de la Naturaleza Cerro EL Roble Sitios Prioritarios de Conservación Vegetación Nombre Tramo Troncal Lateral Norte Qda. San Andrés Cerro Santa Ines y Cerro El Roble Rica-rica, Rumpiato, Canutillo, Garra de León, Pintoa, Algarrobo, Chachacoma, Varilla, Lirio. Algarrobilla, Copiapoa, Sandillón, Quisquito de Taltal, Caucha. Chañar, Té blanco, entre otros. Naranjillo, Cebollín, Avellanito, Flor de la Pasión, Palo Colorado, Mayú, Olivillo, Pelegrina, Peumo, Chilenito, Bollén, Trevo, de Cuatro Ojas, Petrillo, Arrayán Rojo, Congonilla, Arrayán Macho, Alcaparra, Roble de Santiago, entre otros. IV Coquimbo Ampliación Subestación III y IV III Freirina, Vallenar, La higuera, La Serena y Coquimbo Freirina, Vallenar, Copiapó y Diego de Almagro NO NO Pta. Teatino - Qda. Honda Chacritas y Desierto Florido Lucumillo,Copao, Uvillo, Congonilla, Rumpiato, Retamo, Palo Gordo, Bollén, entre otros. Prosopis chilensis, Pata de Guanaco, Añañuca, Suspiro, entre otros. III Copiapó Ampliación Subestación Nombre Tramo del Área de Influencia Común a Nivel de kv Fauna Zorro culpeo, zorro chilla, bandurrias, jotes de cabeza coloradas, chirigües, jilguero común, entre otros. Sapo de Rulo, Lagartija Lemiscata, Lagartija Oscura, Lagartija esbelta, Culebra Cola Corta, Culebra Cola Larga, lagarto gruñidor de alvaro, Iguana chilena, Degú Costino, Quique, Torcaza, Tenca, Perdiz, Turca, Tapa Culo, Chiricoca, Peuquito, Murciélago oreja de ratón, entre otros. Chungungo Pingüino de Humboldt, Bandurria, Yunco, Lile, Guanay, Gaviotín Monja, Garza Cuca, Huariravillo, Cisne Cuello Negro, Becacina, Halcón Peregrino, Sapo de Atacama, Sapito de cuatro Ojos, entre otros. Zorro culpeo, zorro chilla, entre otros. Comunidades Vegetacionales (formación) Desierto interior de Taltal y Desierto florido de los Llanos Matorral estepario costero, Matorral estepario boscoso, Matorral estepario arborescente, Bosque esclerófilo costero, Bosque caducifolio de Santiago, Matorral espinoso de las serranías y Bosque espinoso abierto. Desierto costero del Huasco, Desierto florido de los llanos, Desierto florido de las serranías y Matorral estepario costero. Desierto florido de los llanos y desierto costero del Huasco. Seccionamiento de circuito Metropolit x Ancoa-Polpaico en S/E ana Alto Jahuel Buin Terrenos agrícolas NO Nuevo banco de transformadores / en S/E Charrúa VIII Cabrero Ampliación Subestación Tipo Forestal NO Esclerófilo NO NO Hidro Río Copiapó Río Limarí, Río Choapa, Laguna Conchalí, Río Quilimarí, Río Longotoma, Embalse Catapilco, Embalse Collahue, Río Aconcagua Río Elqui Río Huasco

76 Nueva línea x Ancoa-alto Jahuel (se tiende un solo circuito) Seccionamiento del primer circuito x Polpaico-Alto Jahuel en S/E Lo Aguirre Banco de transformadores / en S/E Lo Aguirre Nuevo banco de transformadores / en S/E Ancoa Nuevo banco de transformadores / en S/E Charrúa Cuarto circuito Línea Ancoa- Alto Jahuel Nueva Línea x Charrúa- Ancoa (se tiende un solo circuito) XIII, VII y VI Colbun, San Clemente, Pelarco, Río Claro, Molina, Curico, Romeral, Teno, Chimbarongo, San Fernando, Malloa, Rengo, Requinoa, Machalí, Codegua, Mostazal, Paine y Buin NO Corredor de angostura de Paine, Precordillera andina norte, Precordillera andina sur, Guaico y Cerros de Cumpeo Litre, Colliguay, Haplopappus pedunculosus, Tristerix aphyllu, bosque esclerófilo de la precordillera andina, matorral esclerófilo andino, bosque caducifolio de la montaña, bosques de cipreses, entre otros. Loro Tricahue, Puma, entre otros. Bosque esclerófilo andino, Bosque esclerófilo costero, bosque esclerófilo de montaña y bosque esclerófilo maulino. Embalse colbún, Lago Machicura, Río Maule, Río Lircay, Río Claro, Río Teno, Río Tinguiririca, Embalse Cauquenes, Río Cachapoal y Río Peuco XIII Pudahuel NO NO Terrenos agrícolas NO XIII Pudahuel NO Ampliación subestación VII Colbún NO Ampliación subestación VIII Cabrero NO Ampliación subestación XIII, VII y VI VII y VIII Colbun, San Clemente, Pelarco, Río Claro, Molina, Curico, Romeral, Teno, Chimbarongo, San Fernando, Malloa, Rengo, Requinoa, Machalí, Codegua, Mostazal, Paine y Buin Colbún, Linares, Longavi, Retiro, Parral, Niquen, San Carlos, Chillán, Coihueco, Pinto, San Ignacio, El Carmen, Pemuco y Cabrero NO NO Corredor de angostura de Paine, Precordillera andina norte, Precordillera andina sur, Guaico y Cerros de Cumpeo Lomas de Putagan y vegas de Ancoa Litre, Colliguay, Haplopappus pedunculosus, Tristerix aphyllu, bosque esclerofilo de la precordillera andina, matorral esclerofilo andino, bosque caducifolio de la montaña, bosques de cipreses, entre otros. Cipres de la cordillera, Espino, Quillay, Litre, Boldo, Peumo, Maiten, Maitén, Quila, Quillay, Peumo, Roble, Canelo, Olivillo, Mañío, Cedros, Arrayán, entre otros. Loro Tricahue, Puma, entre otros. Zorro culpeo, quique, cururo, entre otros. Bosque esclerofilo andino, Bosque esclerofilo costero, bosque esclerofilo de montaña y bosque esclerofilo maulino. Bosque esclerofilo de los arenales, bosque esclerofilo de montaña y bosque esclerofilo del maule. Esclerofilo Embalse colbún, Lago Machicura, Río Maule, Río Lircay, Río Claro, Río Teno, Río Tinguiririca, Embalse Cauquenes, Río Cachapoal y Río Peuco Río Putagan, Río Ancoa, Río Liguay, Río Longavi, Río Catillo, Río Perquilauquen, Río Niquen, Río Ñuble, Embalse Coihueco, Río Cato, Río Larqui, Río Diguillín, Río Relbun y Río Itata

77 Seccionamiento del segundo circuito x Polpaico-Alto Jahuel en S/E Lo Aguirre Nuevo Banco de transformadores / en S/E Lo Aguirre Cuarto circuito Línea Charrúa-Ancoa Nuevo banco de transformadores / en S/E Lo Aguirre XIII Pudahuel NO NO Terrenos agricolas NO XIII Pudahuel NO Ampliación subestación VII y VIII Colbún, Linares, Longavi, Retiro, Parral, Niquen, San Carlos, Chillán, Coihueco, Pinto, San Ignacio, El Carmen, Pemuco y Cabrero Colbun, San Clemente, Pelarco, Río Claro, Molina, Curico, Romeral, Nueva Línea x Ancoa- XIII, VII y Teno, Chimbarongo, San Alto Jahuel (se tiende un solo VI Fernando, Malloa, circuito) Rengo, Requinoa, Machalí, Codegua, Mostazal, Paine y Buin Nueva Línea x Polpaico- Lo Aguirre (se tiende un solo circuito) NO Lomas de Putagan y vegas de Ancoa Cipres de la cordillera, Espino, Quillay, Litre, Boldo, Peumo, Maiten, Maitén, Quila, Quillay, Peumo, Roble, Canelo, Olivillo, Mañío, Cedros, Arrayán, entre otros. Zorro culpeo, quique, cururo, entre otros. XIII Pudahuel NO Ampliación subestación NO Corredor de angostura de Paine, Precordillera andina norte, Precordillera andina sur, Guaico y Cerros de Cumpeo XIII Tiltil, Lampa, Pudahuel NO El Roble Litre, Colliguay, Haplopappus pedunculosus, Tristerix aphyllu, bosque esclerofilo de la precordillera andina, matorral esclerofilo andino, bosque caducifolio de la montaña, bosques de cipreses, entre otros. Roble de Santiago, Algarrobo, Guayacán, Paramela de Tiltil, entre otras. Nombre Tramo del Área de Influencia Común a Nivel de kv Loro Tricahue, Puma, entre otros. Lagarto gruñidor de alvaro, peuquito, guiña, gato colocolo, torcaza, sapo arriero, rana chilena, entre otros. Bosque esclerófilo de los arenales, bosque esclerófilo de montaña y bosque esclerófilo del Maule. Bosque esclerófilo andino, Bosque esclerófilo costero, bosque esclerófilo de montaña y bosque esclerófilo maulino. Matorral espinoso de la Serranía, matorral espinoso de la Cordillera de la Costa, Bosque Esclerófilo Costero, Bosque Caducifolio Esclerófilo NO Río Putagan, Río Ancoa, Río Liguay, Río Longavi, Río Catillo, Río Perquilauquen, Río Niquen, Río Ñuble, Embalse Coihueco, Río Cato, Río Larqui, Río Diguillín, Río Relbun y Río Itata. Embalse colbún, Lago Machicura, Río Maule, Río Lircay, Río Claro, Río Teno, Río Tinguiririca, Embalse Cauquenes, Río Cachapoal y Río Peuco NO Interconexión S/E Colbún y S/E Ancoa VII Colbún Subestaciones Adyacentes Seccionamiento de la línea x Rapel-Cerro Navia, en S/E Lo Aguirre Seccionamiento de la línea x Alto Melipilla-Cerro Navia, en S/E Lo Aguirre XIII Pudahuel NO NO Espinos. XIII Pudahuel NO NO Espinos. Jilguero, Diuca, Tordo, Mirlo, Matorral espinoso de la Loica, Chincol, Chirihue, Zorzal. Cordillera de la Costa Conejo, liebre, otros roedores Jilguero, Diuca, Tordo, Mirlo, Matorral espinoso de la Loica, Chincol, Chirihue, Zorzal. Cordillera de la Costa Conejo, liebre, otros roedores NO NO NO NO

78 Nueva Línea x Lo Aguirre-Cerro Navia XIII Pudahuel y Cerro Navia NO NO Terrenos agrícolas NO NO Nombre Tramo del Lateral Sur del TxT Seccionamiento de la línea x Charrúa-Cautín, en S/E Mulchen VIII Mulchén NO NO Plantaciones forestales y cultivos agrícolas. Bosque caducifolio de La Frontera, Bosque caducifolio andino del Bíobío Roble - Rauli - Coihue NO Seccionamiento de la línea x Cautín-Valdivia, en S/E Ciruelos Nueva línea x Cautín- Ciruelos Nueva línea x Ciruelos- Pichirropulli Nueva línea x Pichirropulli-Puerto Montt (Se tiende un solo conductor) XIV Mariquina NO NO Plantaciones forestales y cultivos agrícolas. IX, XIV XIV X, XIV Padre de las Casas, Freire, Pitrufquén, Gorbea, Loncoche, Lanco, Mariquina Mariquina, Mafil, Valdivia Valdivia, Paillaco, La Unión, Río Bueno, San Pablo, Osorno, Río Negro, Purranque, Frutillar, Llanquihue, Puerto Varas, Puerto Montt. NO NO Cultivos Agrícolas NO NO Cultivos Agrícolas NO NO Cultivos agrícolas, plantaciones forestales, Ciprés; Tepa; Avellano; Laurel; Guaitecas; Coigüe; Arayán; Tineo; Lingue; Calafate; Canelo, Ulmo. Liebres, Ratones, Conejos, Queltehue, Bandurria, Culebra de Cola Larga; Culebra de Cola Corta, entre otros. Liebres, Ratones, Conejos, Queltehue, Bandurria,, Cisne de cuello negro (Río Iñaque) Rata Arbocea, Coipo, Liebres, Conejos, Queltehue, Pitio,otros Bosque caducifolio del sur Bosque caducifolio del sur Bosque caducifolio del sur Bosque caducifolio del sur, Bosque laurifolio de Los Lagos Roble - Rauli - Coihue Roble - Rauli - Coihue Roble - Rauli - Coihue Roble - Rauli - Coihue, Tepa a km del río Cruces Río Toltén, Río Donguil y Río Cruces Río Iñaque, Río San Pedro, Río CalleCalle a, km de Vegas Isla Momberg

79 9.. ANÁLISIS DE NORMA TÉCNICA Y SEGURIDAD El análisis normativo se ha realizado mediante el software PowerFactory DIgSILENT. Para todos los escenarios se han simulado las condiciones de despacho más relevantes para el ingreso de los proyectos. Primeramente se consideró un escenario de hidrología húmeda (hidrología Nº ), que produce las máximas trasferencias en el sistema de transmisión de [kv] desde la S/E Charrúa hacia el Centro de Carga del Sistema Interconectado Central. En segunda instancia se simulo una condición hidrológica seca (hidrología Nº 9) para la cual se espera obtener bajas transferencias en el sistema de transmisión de [kv] desde la S/E Charrúa hacia el Centro de Carga, pero trasferencias considerables en el nuevo sistema de [kv] proyectado para el norte del país. Los análisis realizados verificaron la operación le SIC ante las siguientes condiciones a. Condición N- estática en transmisión. b. Condición N- estática en transformación. c. Condición N- intempestiva en transmisión. Los análisis técnicos han sido realizados para las siguientes situaciones.. Abril. Julio. Julio - Agosto 6 Se eligieron estas situaciones debido a que representan momentos cruciales en el Estudio de Transmisión Troncal, como lo son la puesta en servicio del sistema de [kv] hacia el norte y la entrada de la S/E Lo Aguirre. Abril : Se desarrolló esta situación debido a la entrada de la conexión Colbún Ancoa [kv]. Se verifico que la interconexión de ambas subestaciones aumenta la robustez del sistema permitiendo un aumento de las transferencias de potencia desde el sur del SIC, manteniéndose las tensiones dentro de las exigencias mínimas de la NT de SyCS

80 DIgSILENT DIgSILENT MW MW.44 Y = MW.9 p.u..9. x-axis:.... U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Pol\Polpaico - J: Voltage, Magnitude in p.u. AJah\Alto Jahuel - J: Voltage, Magnitude in p.u. Cha\Charrua - J: Voltage, Magnitude in p.u. Anc\Ancoa - J: Voltage, Magnitude in p.u. Col\Colbun - J: Voltage, Magnitude in p.u. Análisis Estabilidad de Tensión Figura : Curva PV Barras kv sin interconexión Colbún Ancoa MW MW MW MW Y =.97 p.u x-axis:.... U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Cha\Charrua - K: Voltage, Magnitude in p.u. Anc\Ancoa - K: Voltage, Magnitude in p.u. AJah\Alto Jahuel - K: Voltage, Magnitude in p.u. Pol\Polpaico - K: Voltage, Magnitude in p.u. Figura 6: Curva PV Barras Análisis Estabilidad kv sin de Interconexión Tensión Colbún Ancoa. Abril - Hidrología N Ing. Francisco J. Leiva G. PV- kv Date: 4// Annex: /

81 DIgSILENT DIgSILENT MW MW Y =.9.9. x-axis:.... U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Pol\Polpaico - J AJah\Alto Jahuel - J Cha\Charrua - J Anc\Ancoa - J Col\Colbun - J Análisis Estabilidad de Tensión Figura 7: Curva PV Barras kv con Interconexión Colbún Ancoa MW 77.7 MW. MW 49.7 MW Y = x-axis:.... U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Cha\Charrua - K Anc\Ancoa - K AJah\Alto Jahuel - K Pol\Polpaico - K Análisis Estabilidad de Tensión Figura 8: Curva PV Barras kv con Interconexión Colbún Ancoa. Abril - Hidrología N Ing. Francisco J. Leiva G. PV- kv Date: 4// Annex: /

82 DIgSILENT Julio : Se desarrolló esta situación puesto entra en servicio la primera etapa de la S/E Lo Aguirre, seccionando uno de los circuitos Alto Jahuel Polpaico [kv] y los dos circuitos Rapel Cerro Navia [kv]. Para las condiciones hidrológicas señaladas se verificó que la ausencia de un transformador (condición N- en transformación) no introduce saturaciones en el sistema de [kv] entre las SS/EE Polpaico y Alto Jahuel. A su vez, la simulación de indisponibilidades en el sistema de transmisión troncal de [kv] entre las SS/EE Alto Jahuel y Polpaico permiten concluir que, aún cuando Lo Aguirre secciona un solo circuito, el sistema de transmisión es robusto y seguro. Para las diferentes indisponibilidades no se observaron saturaciones en el sistema de transmisión de [kv] de la zona central así como incumplimientos normativos. Tampoco se encontró incumplimientos normativos ante la falla de uno de los circuitos Lo Aguirre Cerro Navia [kv] Nogales - J 86.8 MW.786 MW.98 MW 7.77 MWY =.9 p.u..94 Polpaico - J Cerro Navia - J LoAguirre kv Alto Jahuel - J x-axis: U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Pol\Polpaico - J: Voltage, Magnitude in p.u. AJah\Alto Jahuel - J: Voltage, Magnitude in p.u. Cha\Charrua - J: Voltage, Magnitude in p.u. Nogal\Nogales - J: Voltage, Magnitude in p.u. LoAguirre kv: Voltage, Magnitude in p.u. CNAV\Cerro Navia - J: Voltage, Magnitude in p.u. Anc\Ancoa - J: Voltage, Magnitude in p.u. Figura 9: Curva PV Primera Etapa S/E Lo Aguirre barras [kv]

83 DIgSILENT..6. Ancoa - K Charrua - K Nogales - J MW MW 9.4 MW 6. MW 8. MW MW Y =.97 p.u..94 Polpaico - K Alto Jahuel - K Lo Aguirre kv.9. x-axis: U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Cha\Charrua - K: Voltage, Magnitude in p.u. Anc\Ancoa - K: Voltage, Magnitude in p.u. Nogal\Nogales - J: Voltage, Magnitude in p.u. AJah\Alto Jahuel - K: Voltage, Magnitude in p.u. Lo Aguirre kv: Voltage, Magnitude in p.u. Pol\Polpaico - K: Voltage, Magnitude in p.u. Figura : Curva PV primera etapa S/E Lo Aguirre Barras [kv].. Julio - Agosto 6: Se desarrolla esta situación puesto entra en servicio el sistema de transmisión en [kv] hacia el norte del SIC, específicamente, desde la S/E Polpaico hasta la S/E Cardones. En Agosto del mismo año finaliza el proyecto Lo Aguirre, seccionando ambos circuitos del enlace Alto Jahuel Polpaico [kv]. La salida de uno de los autotransformadores en la S/E Lo Aguirre (condición N- en transformación) introduce saturaciones en la línea Lampa - Cerro Navia [kv] que obligan a limitar las transferencias en el sistema de [kv] desde la S/E Polpaico hacia la S/E Cerro Navia a 4 [MW] mediante el uso de los desfasadores instalados en la S/E Polpaico. Junto con esto, si se aplica una condición N- a los circuitos Alto Jahuel Lo Aguirre y Lo Aguirre Polpaico [kv] se observa la operación del sistema de [kv] en Alto Jahuel en el límite del cumplimiento normativo. Las simulaciones concernientes al sistema de transmisión en [kv] hacia en norte del SIC permiten asegurar que dicho sistema necesita de una condición N- para su operación segura puesto se encontró que de no ser este el caso, ante la salida de uno de los circuitos Maitencillo - Cardones [kv] se producen incumplimientos normativos en la zona al norte del SIC

84 . JUSTIFICACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE LOS PLANES DE EXPANSIÓN PROPUESTOS Para la revisión de los planes de expansión del TxT del SIC, se modelaron y simularon los siguientes casos propuestos por el consultor del ETT: Caso ETT Base CNE : Este caso considera que la expansión del lateral Norte del TxT se realiza a través de sistemas de transmisión del tipo x kv. También considera la operación de la central TalTal con GNL y el cierre del ciclo combinado de la central. Caso ETT Base CNE: este caso considera que la expansión del lateral norte del SIC se realiza en torres del tipo x hasta cardones, pero energizadas en kv. A partir del año, el tramo Polpaico-Pan de Azúcar pasa a energizarse a kv. Al igual que el anterior caso, considera que la central TalTal dispone de GNL para su operación y se realiza el cierre del ciclo combinado. Caso ETT Alternativo : Este caso considera que la expansión del lateral norte del TxT, se realiza en torres del tipo x hasta la subestación cardones, pero no considera una bajada en la subestación Maitencillo. A diferencia de los casos anteriores, este caso considera que la central TalTal no dispone de GNL para su operación y no se produce el cierre del ciclo combinado. Para el caso de las instalaciones del área de influencia común, los tres casos anteriores consideran casi las mismas expansiones y sólo difieren en las fecha de puesta en servicio de los proyectos. Para el lateral sur del TxT, los tres casos anteriores establecen la expansión de un sistema de kv para el año. Es importante mencionar que estos tres primeros casos fueron definidos por el consultor del ETT y no fueron propuestos por este consultor. Para la obtención del plan de obras óptimo se han considerado dos nuevos casos: Caso ETT KAS Maitencillo: Este caso considera que la expansión del lateral norte del TxT, se realiza en torres del tipo x hasta la subestación Cardones, y considera una bajada en las subestaciones Maitencillo, Pan de Azúcar y Cardones. La diferencia entre este caso y los anteriores, es que para esta simulación no se considera la interconexión entre la subestación Colbún y Ancoa a nivel de kv. Al igual que los casos bases, considera que la central TalTal dispone de GNL y se produce el cierre del ciclo combinado. Las demás expansiones del área de influencia común y del lateral son similares a las del caso bases, solo difiriendo en las fechas de puesta de servicios de las obras. Caso ETT KAS con Colbún: Este caso considera las mismas expansiones que el caso anterior, pero la diferencia radica que se considera la interconexión de la subestación Colbún y Ancoa a nivel de kv, hasta que comienza la operación del tercer circuito entre Ancoa y Alto Jahuel. Como caso base, se consideró la simulación del sistema considerando la base de datos de la fijación de precio nudo y las expansiones propuesta por la CNE para ese proceso. Lo único que no se consideró, fue la transformación del sistema de 4 kv Alto Jahuel-Itahue y la operación abierta de este sistema (Caso Base 4 kv Open)

85 Es importante reiterar, que para todos los casos de simulación se consideró que el sistema de 4 kv entre Alto Jahuel-Itahue opera abierto en la S/E Itahue y que no se modifica su nivel de tensión... COSTOS DE OPERACIÓN ESPERADOS En la Tabla se presentan los costos de operación esperados en MMUS$ para todos los casos simulados. Años Caso Base (4 kv Open) Tabla : Costos de operación esperados en [MMUS$], periodo -7. Caso Base ETT CNE Caso Base ETT CNE Caso ETT Alternativo Caso ETT KAS Maitencillo Caso ETT KAS con Colbún En la Tabla 4 se presenta el resumen de los ahorros en costos de operación de los casos simulados, tomando como referencia la operación del caso base. Como se puede apreciar, el caso que presenta los mayores beneficios es el caso ETT KAS Con Colbún, seguido por el caso Base ETT CNE. Años Caso Base (4 kv Open) Tabla 4: Ahorro en costos de operación en [MMUS$] Caso Base ETT CNE Caso Base ETT CNE Caso ETT Alternativo Caso ETT Kas Maitencillo Caso ETT Kas con Colbún Valor Presente $,969. $,4.99 $,8.9 $,984.8 $,6.4 Este caso es el caso base y que representa la base de datos de la fijación de precio nudo, extendida hasta el año. Solo se consideró abierto el sistema de 4 kv entre Alto Jahuel y Itahue

86 De acuerdo con lo señalado por el consultor del ETT, el caso óptimo a implementar es el caso base ETT CNE, el cual se asemeja al caso ETT KAS con Colbún, ya que la expansión del lateral norte del SIC se realiza en torres tipo x kv, pero solo se energiza hasta la subestación Pan de Azúcar en kv, en cambio el caso óptimo establece la energización hasta la subestación Cardones. El consultor del ETT establece que las nuevas líneas entre pan de Azúcar y Cardones se realizan en torres del tipo x, pero son energizadas en kv. Esta solución es similar a la propuesta por KAS, ya que también se establece una expansión en ese sentido, solo que desde el punto de vista de los costos de operación resulta conveniente energizar todo en kv desde la entrada en servicio del sistema de transmisión. Con respecto al caso ETT Alternativo, los beneficios esperados son menores que todos los demás casos, ya que el consultor del ETT consideró que la central TalTal no dispone de GNL para su operación, y por lo tanto, el plan de obras de generación se ve modificado, ya que al disponer solo de Diesel las unidades de TalTal solo funcionan en caso de sequia o de una falla del sistema de transmisión. Con respecto a lo anterior, este consultor considera que es muy probable que la central TalTal disponga de GNL del terminal de Mejillones, ya que probablemente los socios del terminal de GNL buscarán nuevos clientes y la central TalTal cumple perfectamente con dicho perfil... COSTOS DE INVERSIÓN En la Tabla, se presentan los costos de inversión para cada uno de los planes de expansión. Tabla : Costos de inversión de los casos revisados, en MMUS$. Costo de Inversión (Delta avi en MMUSD) Años Caso Base Caso Base ETT Caso Base ETT Caso ETT Caso ETT KAS Caso ETT KAS (Open 4kV) CNE CNE Alternativo Maitencillo con Colbún Total Como se puede apreciar, la diferencia de los planes de obras de KAS está dada exclusivamente por el costo de la interconexión entre las subestaciones Colbún y Ancoa. De igual forma, en el caso donde se incorpora la interconexión entre Colbún y Ancoa, se considera que el segundo Banco de la subestación Ancoa se realiza en Julio de 6, y por lo tanto, se muestra una pequeña diferencia en los costos de inversión por años

87 En términos de inversión, los casos KAS tienen un nivel de inversión similar al caso base ETT CNE, pero este último caso tiene la inversión más dispersa. En cambio para los casos KAS, prácticamente toda la inversión se realiza en el año 6, debido a que se ha considerado que la construcción de un sistema de kv y kv demora años, y según este consultor las obras debiesen necesitarse antes que el año 6... INGRESOS TARIFARIOS A continuación se detallan los Ingreso Tarifarios (en adelante IT) de los tramos del sistema troncal que están bajo análisis de la justificación económica para su materialización. Uno de los tramos en cuestionamiento, es tramo cardones-maitencillo, ya que de acuerdo con lo indicado por la DP del CDEC-SIC, este tramo no debiese ampliarse porque no se justifica económicamente. Como se aprecia en la Tabla 6, la línea Cardones-Maitencillo produce una serie de IT debido a su congestión durante el periodo a 6. La disminución de los IT del año 4 (sin haber ingresado el sistema de transmisión propuesto) es originada por el cierre del ciclo combinado de la Central TalTal que se ha supuesto operando con GNL del Terminal de Mejillones. Tabla 6: Ingresos Tarifarios en MMUS$ para el Tramo Cardones-Maitencillo Año Total Año Hidrológico [MMUSD] Total Año Calendario [MMUSD] Si se suman los IT esperados para el periodo anteriormente indicado, se alcanza la suma de 89 [MMUS$]; es decir, en un par de años de congestión en la línea x Cardones-Maitencillo, el sistema podría cancelar los nuevos sistemas de transmisión propuestos. Para el caso del sistema de transmisión lateral norte del SIC, se aprecia que para que haya un beneficio del sistema, debiese haber ingresado un nuevo sistema de transmisión en el tramo Cardones-Maitencillo en el año o bien, ya que considerando solo esos dos años se tiene un IT acumulado de 4, MMUS$. Ahora, si se considera el año, los IT acumulados aumentan a 6,6 MMUS$, lo que sin duda habría alcanzado para cancelar un nuevo sistema de transmisión, incluso en kv, por lo tanto, si bien se recomienda la entrada en servicio de las obras de expansión para el año 6 (respetando los plazos de construcción señalados), se espera que estas obras entren en operación lo antes posible, de manera que se evite la generación de los altos ingresos tarifarios observados. En la Tabla 7 se detallan los IT del tramo Maitencillo-Punta Colorada para el periodo a

88 Tabla 7: Ingresos Tarifarios en MMUS$ para el Tramo Maitencillo-Punta Colorada Año Total Año Hidrológico [MMUSD] Total Año Calendario [MMUSD] Como se aprecia, se producen importantes IT debido a la congestión del sistema de transmisión. Una vez que comienza a operar la expansión del TxT en kv en julio del año 6, los IT bajan ostensiblemente. Es importante indicar, que durante el periodo de congestión del sistema de transmisión los IT acumulados alcanzan los 9,7 MMUS$. En la Tabla 8 se detallan los IT del tramo Alto Jahuel-Ancoa en kv. Como se puede apreciar, cuando ingresa el tercer circuito de kv entre Alto Jahuel y Ancoa, los IT bajan en aproximadamente 4, MMUS$. Tabla 8: Ingresos Tarifarios en MMUS$ para el Tramo Ancoa- Alto Jahuel Año Total Año Hidrológico [MMUSD] Total Año Calendario [MMUSD] Es importante indicar, que en la Tabla 8 se aprecian unos IT importantes, y estos se deben a la gran utilización que tiene el sistema de kv. En la Tabla 9 se detallan los IT del sistema Charrúa-Ancoa en kv. Como se puede apreciar antes que ingrese el tercer circuito de kv (Julio de 6), los IT del tramo son importantes, alcanzando valores que podrían pagar en un par de años la inversión del sistema de transmisión

89 Tabla 9: Ingresos Tarifarios en MMUS$ para el Tramo Charrúa-Ancoa Año Total Año Hidrológico [MMUSD] Total Año Calendario [MMUSD Una vez que ingresa el nuevo circuito de kv (julio de 6), los IT se mantienen en valores razonables, debido a la alta utilización del sistema de transmisión. Se recomienda el ingreso más inmediato posible de esta obra de transmisión. En la Tabla 4, se muestran los IT del banco de autotransformador / de la subestación Alto Jahuel. Como puede apreciarse, los IT para el periodo a 6 son relevantes, pero estos tienden a disminuir una vez que se coloca en funcionamiento la subestación Lo Aguirre, ya que la nueva subestación permite transferir parte de los flujos que bajan por el transformador de Alto Jahuel para ir abastecer la demanda del centro de Carga de la Región Metropolitana (Cerro Navia). Lo descrito en el párrafo anterior refuerza la idea que la S/E Lo Aguirre se transforma en un nuevo punto de abastecimiento y apoyo a todo el sistema de subtransmisión del Área, ya que permite desahogar el sistema de kv. Tabla 4: Ingresos Tarifarios en MMUS$ para el Transformador / de Alto Jahuel Año Total Año Hidrológico [MMUSD] Total Año Calendario [MMUSD A partir del año, nuevamente se comienzan a elevar los IT del tramo y comienza a justificarse la instalación de un nuevo banco en la subestación Alto Jahuel. Indicaremos, que para el periodo -6 los IT acumulados alcanza la cifra de 4,6 MMUS$, valor que permite pagar con creces un nuevo banco de transformadores en la subestación Alto Jahuel. En la Tabla 4, se detallan los IT del banco de autotransformadores / de la subestación Ancoa. Al igual que el anterior caso, para el periodo bajo análisis, es decir para el periodo a 4, solo por los IT que produce esta instalación se justifica la incorporación de un nuevo banco de 7 MVA

90 Tabla 4: Ingresos Tarifarios en MMUS$ para el Transformador / de Ancoa. Año Total Año Hidrológico [MMUSD] Total Año Calendario [MMUSD De hecho, si la ampliación de realiza el año 6, los IT del año permiten pagar todos los costos de inversión de la nueva línea entre Charrúa y Ancoa en kv. Por lo descrito en el párrafo anterior se recomienda a la CNE adelantar esta obra para el año. Esta fecha parece posible, ya que en la subestación Ancoa debiesen estar los paños de transformación, pues el transformador que se ubica actualmente en la subestación Polpaico estaba ubicado en la subestación Ancoa. En la Tabla 4, se presentan los IT de banco de autotransformadores / de la subestación Charrúa. Al igual que el caso anterior, solo en el año se recupera con éxito la inversión de un nuevo banco de autotransformadores. Tabla 4: Ingresos Tarifarios en MMUS$ para el Transformador / de Charrúa Año Total Año Hidrológico [MMUSD] Total Año Calendario [MMUSD Se recomienda a la CNE la opción de adelantar el tercer banco de autotransformadores / para el año. Esta instalación debiese definirse como obra urgente. Finalmente, con respecto al lateral sur del TxT, el tramo que presenta mayores congestiones de transmisión es Valdivia-Ciruelos. En la Tabla 4, se detallan los IT del tramo bajo análisis. Como puede apreciarse, para los años 4 a 6 los IT son importantes, de hecho, el IT acumulado para esos tres años alcanza la cifra de,9 MMUS$, valor que cancela completamente la inversión de la nueva línea de transmisión

91 Tabla 4: Ingresos Tarifarios en MMUS$ para el tramo Valdivia-Ciruelos. Año Total Año Hidrológico [MMUSD] Total Año Calendario [MMUSD Se recomienda comenzar a reforzar este sistema lo antes posible considerando los plazos que establece la autoridad ambiental para los permisos ambientales y los plazos de las servidumbres

92 . ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE LA DEMANDA DEL NORTE CHICO DEL SIC Para el análisis de sensibilidad de la demanda en el Norte Chico del SIC, se consideró un aumento parejo en toda la demanda al norte de la subestación Pan de Azúcar, para verificar la suficiencia del plan de obras de transmisión propuesto por este consultor. Los porcentajes de crecimiento de la demanda se presentan en la Tabla 44. Tabla 44: Demandas del caso base y del análisis de sensibilidad Años Demanda Caso Base [GWh] Demanda Sensibilidad Norte Chico [GWh] Diferencia % % % % % % % % % % % % % % % Hasta el año la demanda en la zona norte es superior a la del caso base, para luego ir disminuyendo progresivamente. Bajo este escenario, se procedió a revisar y verificar el estado de las instalaciones del lateral norte del TxT. Como se puede apreciar, los IT del tramo Cardones-Maitencillo x kv son sumamente elevados. Para los años a 6, se alcanzaría la cifra de 7 MMUS$, equivalente al % del valor de inversión del sistema de transmisión HVDC de HidroAysén, ver Tabla 4. Tabla 4: Ingresos Tarifarios en MMUS$ para el tramo Cardones-Maitencillo, análisis de sensibilidad de la demanda. Año Total Año Hidrológico [MMUSD] Total Año Calendario [MMUSD

93 Para este escenario de simulación, podemos indicar que a partir del año, el tramo Cardones- Maitencillo presenta en promedio un 9% de escenarios con saturación, lo que se traduce desacople económico de los CMg entre Maitencillo y Cardones. Evidentemente, un aumento de demanda al norte de la subestación Pan de Azúcar significa un aumento en los problemas de congestión que tiene el tramo Cardones-Maitencillo. Una vez que ingresa el sistema de kv hasta la subestación Cardones, los ingresos tarifarios se normalizan. Por lo tanto, es de esperar que una vez que ingresen los proyectos de expansión del lateral norte del SIC, se puedan controlar las congestiones del sistema de kv. Una situación similar ocurre con el actual sistema de transmisión de kv desde Nogales hasta Pan de Azúcar. Para este escenario de demanda, se alcanza en promedio un 7% de los escenarios de operación con congestión en las líneas de transmisión de kv, produciendo excesivos IT y desacoples económicos evidentes de los costos marginales de las subestaciones al norte de Nogales. Se puede indicar, que una vez que ingresa la expansión en kv desde Polpaico hasta Cardones, bajando en Maitencillo y Pan de Azúcar, los escenarios de operación desacoplada desaparecen para todos los tramos que se ubican al sur de la subestación Maitencillo. En la Tabla 46 se detalla el costo de operación esperado para los casos base, caso ETT KAS con Colbún y el caso de sensibilidad de la demanda en la zona norte del SIC. Tabla 46: Costos de operación en MMUS$ esperados para el caso sensibilidad, el caso base y el caso óptimo propuesto por este consultor. Años Caso Base (4 kv Caso ETT KAS con Caso Sensibilidad Open) Colbún Demanda Norte Chico En la Tabla 47, se detalla los ahorros del sistema debido a la incorporación de los proyectos de expansión del sistema de transmisión troncal

94 Tabla 47: Ahorro en costos de operación esperados en MMUS$ para el caso sensibilidad, el caso base y el caso óptimo propuesto por este consultor. Años Caso Base (4 kv Caso ETT Kas con Caso Sensibilidad Open) Colbún Demanda Norte Chico Valor Presente Se aprecia claramente que el sistema de kv hasta la S/E Cardones opera de manera eficiente, presentando un ahorro en la operación comparado con el caso base, incluso frente a un escenario de demanda como el supuesto para el análisis de sensibilidad

95 . ANÁLISIS Y ESTUDIO DE DISCREPANCIAS El presente capitulo tiene por objeto presentar un resumen de las discrepancias presentadas al Panel de Expertos en relación al Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Las empresas que a la fecha han presentado discrepancias corresponden a TRANSELEC S.A. y Transelec Norte S.A. Las discrepancias son las siguientes: i. Respecto a la inclusión del ítem imprevistos para el cálculo de presupuestos. ii. iii. iv. Sobre la calificación como obra nueva del proyecto Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I Respecto a la extensión de la obra Nueva Línea Pan de Azúcar Polpaico x [kv]. Respecto al valor de inversión del proyecto de ampliación que incorpora un banco de condensadores estáticos de 7 MVAr en S/E Pan de Azúcar. A continuación se realiza una breve descripción de cada discrepancia junto con una fundamentación a ser presentada al Panel de Expertos. Respecto a la inclusión del ítem imprevistos para el cálculo de presupuestos Transelec presenta como antecedentes de la discrepancia los siguientes hitos:. El Estudio de Transmisión Troncal para el cuatrienio 7 elaborado el año 6 calculó el valor de inversión de cada instalación del Sistema de Transmisión Troncal y del Plan de Expansión mediante un desglose de costos de adquisición e instalación de componentes valorizado a valores de mercado. Uno de estos ítems correspondía a imprevistos debido a que ellos normalmente se incluyen dentro de las cotizaciones que realizan los contratistas. En esa oportunidad el monto asignado a imprevistos estaba incluido dentro del cálculo de gastos generales del contratista, no especificando qué porcentaje les correspondía. En ese estudio, el total de gastos generales más imprevistos del contratista correspondía al % de la suma de los costos de montaje y obras civiles de cada instalación valorizada.. La propuesta de desarrollo de expansión del Sistema de Transmisión Troncal que debe enviar la DP del CDEC-SIC para la revisión 8 del ETT cuatrienio 7, la DP del CDEC-SIC encargó este estudio al consorcio SYNEX Electronet quienes entregaron su informe final en octubre de 8. En ese informe todos los presupuestos incluían un ítem de imprevistos agrupado dentro de los gastos generales del contratista, no siendo explícito qué porcentaje sobre el costo directo había sido utilizado para calcularlos.. La revisión 9 del Estudio de Transmisión Troncal cuatrienio 7, la DP del CDEC SIC solicitó un estudio a REICH Ingeniería para determinar el valor de inversión de las ampliaciones propuestas para dicho periodo. El informe con estas valorizaciones fue entregado con fecha de noviembre de 9 donde se incluía el detalle de dicha valorización. En ese detalle, todos los proyectos tenían asociado un ítem de imprevistos, los que variaban según el tipo de proyecto en estudio. De esta forma, Transelec discrepa que en el plan de expansión del Sistema de Transmisión Troncal no se incluya en el presupuesto de los valores de inversión referenciales de cada proyecto de ampliación el ítem de imprevistos, solicitando al Panel de Expertos que se incluya en los valores de

96 inversión referenciales de los proyectos de ampliación contenidos en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal un porcentaje de imprevistos sobre el costo directo para cada proyecto de un %. Propuesta de Respuesta Es de nuestra opinión que el aclarar que los presupuestos considerados por la Comisión para las obras de ampliación en su Plan de Expansión, corresponden a los presentados por la Dirección de Peajes (DP) del CDEC-SIC en su propuesta de revisión anual, más un valor proforma equivalente al % del valor de inversión (V.I.) referencial, donde la aplicación general no se aplica al proyecto de seccionamiento en Rahue, en el cual se modificó el presupuesto presentado por la DP del CDEC- SIC, puesto que el proyecto presentado por esa Dirección de Peajes consideraba la preexistencia de un seccionamiento con barra simple, cuya licitación fue declarada desierta. El proyecto recomendado considera una configuración de barra simple con barra de transferencia. Así, se estima que no debiera solicitarse la aplicación de porcentajes genéricos sobre los V.I. propuestos en el Plan de Expansión ya que éstos alteran el espíritu de lo que corresponde al V.I. Por tanto, y de proceder, la discusión debería centrarse en la justificación de valores concretos distintos a los propuestos. Sobre la calificación como Obra Nueva del proyecto Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I Transelec presenta como antecedentes de la discrepancia los siguientes hitos:. Mediante Resolución Exenta N 4 del de enero de 9, la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE, definió el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los Doce Meses Siguientes de Enero de 9. En dicha resolución el proyecto Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa fue calificado como Obra de Ampliación.. Esta Ampliación fue postergada para su desarrollo por el Honorable Panel de Expertos en su Dictamen N de 9, en Plan de Expansión Anual.. Posteriormente, mediante Resolución Exenta N del 6 de enero del, de la Comisión Nacional de Energía, con motivo de la revisión anual que establece el artículo 99 de la LGSE, la CNE definió el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, para los doce meses siguientes en el cual el proyecto Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa, fue calificado como Obra Nueva, consistente según su descripción en una subestación que secciona uno de los circuitos de la línea kv Alto Jahuel Polpaico y ambos circuitos de la actual línea x kv Rapel Cerro Navia, donde ambos seccionamientos estarán enlazados a través de un transformador / kv de 7 MVA. 4. La definición legal de Obra Nueva en el sistema troncal se encuentra contenida en el inciso primero del artículo N 9 de la LGSE en los siguientes términos: Se entenderá por nuevas líneas y subestaciones troncales todas aquellas obras calificadas como tales por el estudio de transmisión troncal o por el decreto indicado en el artículo 99, en consideración a la magnitud que defina el reglamento, nuevo trazado e independencia respecto de las líneas troncales existentes.. La Dirección de Peajes en la revisión anual a que se refiere el artículo 99º de la LGSE no calificó el Proyecto Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa como Obra Nueva, calificación que fue otorgada recientemente por la CNE a este proyecto, probablemente acogiendo la calificación efectuada por el consultor en el ETT

97 6. Se observó, tanto el Informe de Avance N como el Informe Final desarrollado por el consultor, solicitando que para el proyecto Seccionadora Subestación Lo Aguirre se revisaran los criterios de clasificación de obras de tal forma de subdividir y calificar, conforme a la ley, las diversas instalaciones, de manera que las partes del Proyecto que afecten instalaciones troncales existentes sean consideradas Ampliación y las partes que son nuevas y no afectan la trazabilidad, ni la operatividad o seguridad de las líneas existentes, sean calificadas como Obra Nueva, lo que no fue acogido por el consultor del ETT, sin entregar justificación técnica alguna. De esta forma, Transelec sostiene que el proyecto Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I incluye instalaciones que, conforme a la ley, deben ser calificadas como Obra Nueva e instalaciones que deben calificarse como Ampliaciones por lo que solicita al Panel de Expertos que la recomendación del proyecto Obra Nueva Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I, contenido en el Plan de Expansión Sistema Troncal SIC Obras Nuevas, excluya los seccionamientos de las líneas x kv Rapel Cerro Navia y el seccionamiento de un circuito de la línea Alto Jahuel Polpaico; y que los seccionamientos antes señalados sean recomendados como Ampliación el próximo año, una vez que se conozca la ubicación final de la Subestación Lo Aguirre. Propuesta de Respuesta: Se estima que los criterios adoptados en esta materia corresponden a una adecuada interpretación de las Bases Técnicas que normaron el Estudio, clasificando como obra nueva a todas las subestaciones nuevas, incluyendo en ellas las subestaciones nuevas que seccionan líneas existentes, entre las cuales menciona la nueva S/E seccionadora Lo Aguirre, entre otras obras. Respecto a la Extensión de la obra Nueva Línea Pan de Azúcar Polpaico xkv Transelec discrepa respecto de la extensión del proyecto Nueva Línea Pan de Azúcar Polpaico x kv, donde, de acuerdo al diagnóstico del uso del sistema troncal norte, elaborado por la CNE Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los doce meses siguientes, el tramo x kv entre Nogales y Polpaico no presenta saturación en el horizonte -7, por lo cual no se justifica decretar su expansión en esta oportunidad, a diferencia de los tramos al norte de Nogales, que sí presentan congestiones en todo el horizonte. Por lo tanto, sólo se justifica iniciar el la construcción de una línea desde Pan de Azúcar hasta Nogales, mientras que la decisión de expansión del tramo Nogales-Polpaico a kv se puede postergar para el próximo proceso de Revisión del ETT -4. Así, por lo anteriormente expuesto, Transelec solicita al Panel de Expertos reemplazar el proyecto Nueva Línea Pan de Azúcar Polpaico x kv por el proyecto Nueva Línea Pan de Azúcar Nogales x kv, de las mismas características que el anterior pero llegando a la S/E Nogales, con una extensión de aproximadamente km. Además, se solicita modificar consecuentemente el VI y COMA referenciales del proyecto. Propuesta de Respuesta: Se propone la licitación inmediata de la nueva línea Polpaico Pan de Azucar x kv, a juicio de los siguientes beneficios: i. Permite el desarrollo de la zona norte del SIC con visión de largo plazo;

98 ii. iii. iv. Evita problemas futuros, asociados a la obtención de servidumbres, y flexibiliza el trazado de esta línea, puesto que las otras soluciones imponen una o dos llegadas a la S/E Nogales; Evita los costos asociados a la transformación en kv de la S/E Nogales, los que podrían ser iguales o mayores que los asociados a la construcción del nuevo tramo Nogales- Polpaico; Permite mantener la seguridad del sistema y evita el aumento de costos de operación durante la ejecución del proyecto; v. Entrega flexibilidad para la operación en kv de esta nueva línea, ya que las obras de S/E en kv se pueden decidir en al menos años más, dado los plazos constructivos asociados a las S/E. Respecto al Valor de Inversión del proyecto de ampliación que incorpora un banco de condensadores estáticos de 7 MVAr en S/E Pan de Azúcar Transelec presenta como antecedentes de la discrepancia los siguientes hitos:. La Dirección de Peajes del CDEC-SIC, específicamente en la sección 9 Proyectos De Transmisión Troncal Propuestos del documento Revisión Estudio De Transmisión Troncal Cuatrienio 7-, esa Dirección sometió a evaluación el proyecto Potencia Reactiva en S/E Pan de Azúcar, 7 MVAr con un valor de inversión de,478 millones de dólares de acuerdo a la indexación del presupuesto que presentó Transelec a esa Dirección en el año 6.. La Comisión Nacional de Energía en su documento: Plan De Expansión Del Sistema De Transmisión Troncal Para Los Doce Meses Siguientes (versión refundida en resolución exenta N del 6 de enero de ) incluyó en las obras de expansión la instalación de un banco de condensadores estáticos de 7 MVAr, conectado a la barra de kv en Pan de Azúcar, asignado a Transelec, con un valor de inversión referencial de 6.6 dólares. De esta forma, Transelec discrepa del valor de inversión asignado al proyecto instalación CCEE en Pan de Azúcar kv contenido en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Periodo - de la Comisión Nacional de Energía, solicitando al Panel de Expertos cambiar el valor de inversión referencial asignado al proyecto instalación CCEE en Pan de Azúcar kv incluido en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal periodo - de la Comisión Nacional de Energía, de 6.6 dólares a dólares. Propuesta de Respuesta: Se revisarán los valores puesto estos corresponden a valores muy por debajo de mercado

99 . INTERCONEXIÓN SIC-SING.. OBJETIVO ANÁLISIS DE INTERCONEXIÓN Establecer los beneficios sociales de interconexión entre los sistemas SING y SIC, además determinar los beneficios privados del posible propietario de la línea de interconexión que arbitre entre ambos sistemas, para un intervalo de estudio comprendido entre los años 4 a, ello para distintos rangos de potencias de interconexión entre los MW a MW de capacidad de transmisión... ANTECEDENTES DE INTERCONEXIÓN Dado el avance que la tecnología tuvo desde hace dos décadas y la madurez alcanzada por el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC), no existe mayor impedimento en lo técnico para una interconexión entre el SING y el SIC. Además, no sólo existe la disposición de autoridades y privados de estudiar el tema y ponerlo a la mesa de discusión, sino también las tecnologías existentes y la calidad de los profesionales chilenos y extranjeros que tienen experiencia internacional en la materia. La interconexión tiene varias ventajas. La variabilidad hidrológica del SIC hace que se espere que existan transferencias importantes de energía debido al diferencial de precios entre ambos sistemas. Un sistema único puede ser más estable al permitir intercambiar la energía y estabilizar todo el conjunto. Por otra parte, la interconexión SING-SIC posee un objetivo estratégico orientado a estar mejor preparados para una eventual integración energética regional en Sudamérica. De acuerdo al estudio realizado por el Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) el, la interconexión regional permite obtener situación gana-gana entre países, la cual mejora cuando se considera la interconexión SING-SIC. Además, a mediano plazo, la interconexión SING-SIC permite diversificar la matriz. También aumenta la seguridad energética, puesto que permite re-optimizar los respaldos de suministro energético. Otra ventaja es el hecho de que aumenta el tamaño de los mercados objetivos de las empresas generadoras, creando nuevas oportunidades para explotar las economías de escala invirtiendo en grandes centrales (como, por ejemplo, en centrales nucleares, grandes parques solares, eólicos, etc.). Hoy en día solamente el SIC soportaría una central nuclear de las de menor tamaño, si tomásemos el SING y colocásemos ahí una central nuclear, la potencia que estaría generando sería demasiado grande en comparación al consumo total de este sistema. La característica del SIC de operar Este estudio cuenta con la colaboración del Dr. Enzo Sauma. Estudio Análisis de Factibilidad Técnico-Económica de Alternativas de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú, encargado por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), realizado durante 9 y difundido en enero de

100 típicamente con una gran reserva en giro, debido a la capacidad de las centrales de regulación semanal o mayor, permite viabilizar la instalación de una central nuclear en el norte grande. Por otra parte existe un potencial solar en el norte grande casi ilimitado, que permitirá la instalación de grandes parques solares, una superficie como la de la ciudad de Santiago de Chile, permitiría instalar entre. a. MW equivalentes con factor de planta (. a 9. MW de pico), esta superficie en el desierto de atacama es una superficie no relevante en términos tanto ambientales como económicos en términos de su uso alternativo. Los parques solares tienen una importante estacionalidad en términos horarios. Estos parques sin la interconexión inyectarían en el SING, sistema que tiene una capacidad limitada para realizar la contra regulación, capacidad que el SIC tiene en forma natural, debido a la existencia de embalses con importante capacidad de regulación dentro del día. La inyección de estos parques en el SING y una interconexión de este con el SIC, permitirá aprovechar el potencial solar en forma óptima, ya que estos parques alcanzan su mayor eficiencia en zonas en zonas que se encuentran cercanas a las líneas de transmisión que abastecen los grandes consumos mineros del norte grande, ello evita expansiones adicionales de los sistema de transmisión del SING y la expansión de la generación para realizar la contra regulación con combustibles fusiles. Por mencionado, tampoco sería necesario contar con tecnología de acumulación de energía, tecnología actualmente en desarrollo y en etapas comerciales incipientes de altos costos de inversión. De este modo, a mediano plazo ( a años), Chile podría lograr su independencia energética (que es lo que todos los países desarrollados, o en vías de ello, buscan) a través de grades parque solares y/o estas grandes centrales nucleares ubicadas en la zona del norte grande que es geográficamente la que presenta mayor potencial para este tipo de inversiones, utilizando energías que evitaran las emisiones de CO a costos razonables. La interconexión es factible técnicamente (éste es un proyecto que se viene estudiando hace más de años y durante ese tiempo la tecnología ha evolucionado). Sin embargo, hoy en día, no es claro que dicha interconexión sea económicamente viable para las empresas privadas sin que el gobierno haga algunos cambios en la legislación (porque se está hablando de una inversión que, sin ser astronómica, no deja de ser importante). Para ello resulta importante realizar estudios comerciales, que determinen la forma en que se debería modificar los estudios de pago de la trasmisión eléctrica para que el proyecto sea viable comercialmente o económicamente. Cuando una empresa generadora trasmite un bloque de potencia a través de la red, hay pagos que se están cobrando para que el sistema de trasmisión tenga la capacidad de realizar la transmisión física del este bloque. Dado que actualmente tenemos dos sistemas independientes que se tienen que conectar, es necesario analizar cuáles serían los centros de cada sistema, redefinir un sistema troncal y rediseñar una manera de cobrar los ingresos que permitirán financiar el sistema de interconexión, de manera que el proyecto sea viable a nivel económico. En el presente estudio, se realizará un análisis integral de diferentes alternativas de interconexión entre el SING y el SIC. En este informe se presenta la metodología que se utilizará para realizar dicho análisis y el detalle del análisis será presentado en el informe final de este estudio. Se realizará un análisis de pre-factibilidad técnica, económica y social de la interconexión SING-SIC. Específicamente, se realizará un análisis integral de diferentes alternativas de interconexión entre el SIC y el SING, considerando los efectos de la interconexión en aspectos tales como la energía generada por cada sistema, las transferencias de energía entre sistemas, los costos de operación

101 de cada sistema, las ventas de energía con el actual diseño comercial, el valor actual neto del margen operacional, los beneficios ambientales, los cambios legales necesarios para poder tarificar la interconexión y los incentivos de inversión de los generadores en este nuevo ambiente. A la luz de este análisis, se sugerirá un diseño de tarificación de la interconexión (y los cambios legales requeridos) que permita maximizar el beneficio social de la interconexión, pero sin perjudicar las señales de incentivos a la inversión que dan las fuerzas del mercado actual. Este análisis se realizará mediante simulaciones en Ose y se considerará un horizonte de tiempo de doce años (4 ). Se utilizarán las bases de datos de la fijación de tarifas de la CNE de octubre de. Cabe destacar que en la primera etapa se realizarán ajustes preliminares al plan de obra de generación y no se ajustaran los sistemas de transmisión locales del SING y SIC, los que se consideraran que se adaptan en forma simplificada operando con pérdidas de transmisión cercanos a su condición de flujo máximo de forma de poder transitar los flujos producto de la interconexión sin restricciones de trasmisión de los sistemas locales. En la segunda etapa se incorporaran las ampliaciones de transmisión de los sistemas locales y la expansión de la generación, con escenarios que modifican los planes de obras de generación del SIC y del SING de modo de optimizar los recursos existentes bajo las nuevas condiciones (sistema integrado). En particular, se realizarán simulaciones en Ose de cada uno de los sistemas por separado y del sistema integrado, de modo de evaluar el costo de falla de largo plazo en cada situación (el costo de falla de largo plazo da cuenta de la variabilidad hidrológica de los sistemas, por lo que es significativo en el caso del SIC y despreciable en el caso del SING). Naturalmente, al integrar ambos sistemas, el costo de falla de largo plazo disminuye, lo que permite eliminar algunas centrales de generación eléctrica (principalmente de gas natural) de modo de obtener costos de falla de largo plazo similares a los que existían en promedio antes de la interconexión. Los escenarios alternativos de los planes de obras de generación del SIC y del SING a considerar tendrán relación con el cambio o la eliminación de dichas centrales redundantes en la nueva situación integrada. El costo de estas centrales representa un ahorro económico de la interconexión para el mismo nivel de confiabilidad de suministro de los sistemas. Por otra parte, la demanda del SING se ajustará de seis a dos bloques de la curva de duración, mediante promedios ponderados, utilizando como base de tiempo común la correspondiente a la curva de duración determinada para el SIC por la CNE. Esto con el fin de poder simular conjuntamente los dos sistemas en Ose. Se realizó un estudio técnico de las alternativas de interconexión, evaluando diversas opciones de enlace, utilizando costos unitarios por módulos de transmisión y subestaciones. Para los equipos de subestaciones los costos unitarios se definieron según tipos de celdas (bahías) de subestación. En el caso de las líneas de transmisión (en la interconexión SING-SIC), debido a su alta eficiencia, se consideró un bipolo bidireccional de kv con tecnologías de corriente continua en alta tensión (HVDC o DC) entre las subestaciones Crucero y Cardones. Los costos de los principales equipos asociados, como las estaciones inversoras, se evaluaron utilizando referencias internacionales recientes. Los costos unitarios de las otras componentes a utilizar fueron verificados con los resultados obtenidos en recientes licitaciones de construcción de líneas en Chile. En la primera etapa del estudio se decidió utilizar tecnologías de corriente continua en alta tensión (HVDC) porque presenta numerosas ventajas respecto a las tecnologías de corriente alterna. En primer lugar, HVDC es una tecnología que permite transportar una mayor cantidad de energía en mayores distancias y con menos pérdidas. Además, las líneas de transmisión en HVDC son enlaces asíncronos, lo que ayuda a disminuir las perturbaciones dinámicas de las líneas

102 En la segunda etapa del estudio se evaluará la alternativa de un enlace en CA en doble circuito de kv. Para ello se ha realizado la interconexión entre S/E que reúnan la característica de ser eléctricamente robustas y que se encuentre lo más cercanas posibles, Chacaya en el SING es una S/E de inyección, siendo una de las más australes del SING con esta característica, Cardones en el SIC es una S/E con generación y es la que se encuentra más al norte del SIC. Las distancias entre las subestaciones Chacaya y Cardones es de kilómetros, si consideramos una S/E de seccionamiento en las S/E Papozo la distancia entre Cahcaya y Paposo es de 7 kilómetros y de Paposo a Cardones de 6 kilómetros, distancias que posibilitan un enlace en CA entre estos sistemas. A modo de comparación en el SIC, entre las SS/EE Charrúa, Ancoa, y Alto Jahuel existe actualmente en operación enlaces de CA en [kv] similares a los propuestos para la interconexión entre Chacaya-Paposo-Cardones, con distancias aproximadamente iguales. Por otra parte, los equipos tienen una duración de vida estándar de años y después existen maneras de poder elevar ese nivel de vida un poco más. La principal desventaja de la tecnología HVDC es el alto costo de las unidades inversoras, pero resultan económicamente convenientes para distancias significativas como es el caso de unir los nodos Crucero y Cardones. Alternativamente, si se consideran enlaces en corriente continua con un adecuado diseño tanto de elementos operacionales como esquemas de desconexión de carga (EDAC) y de generación (EDAG) junto con elementos de compensación reactiva y estabilizadores en máquinas generadoras, un enlace en CA no debería ser un problema para la correcta operación del sistema conjunto. Adicionalmente, la tecnología de CA está ampliamente probada en Chile y se utiliza para conectar sistemas del SIC similares a la conexión a realizar entre el SING y SIC en su zona norte. De esta forma, la decisión de utilizar el enlace en CC o CA pasa por un análisis económico más que de operación de los sistemas en conjunto. En la etapa I se decidió conectar los puntos de Crucero (en el SING) y Cardones (en el SIC) debido a que Crucero representa el punto central del sistema troncal del SING y Cardones es un punto cercano a la zona donde se planea inyectar una cantidad considerable de energía eólica en el futuro. Para la etapa II de enlace en CA se la interconexión se realiza entre las subestaciones Chacaya y Cardones, se analizan casos, a) sin seccionamiento, b) con seccionamiento en Paposo y c) con seccionamiento en Diego de Almagro. Adicionalmente en la etapa II se analiza el impacto del proyecto hacienda Castilla en la interconexión. El recientemente realizado Estudio de Transmisión Troncal (ETT) establece nuevos enlaces en kv entre las S/E Cardones y Polpaico con seccionamientos y S/E de bajada a kv en Cardones, Maitencillo, Pan de Azúcar y Polpaico, lo que se articularía muy bien con una interconexión SING- SIC entre Crucero y Cardones 4. En este estudio la interconexión se diseñó para asegurar pérdidas aproximadas al %. Consecuentemente, la evaluación se realizó considerando distintos rangos de potencias de interconexión que van de los MW a los MW. De este modo, para la línea en corriente continua se consideró: para potencias entre [MW] y [MW] un () conductor AAAC Flint; para potencias entre [MW] y 7 [MW] dos () conductores AAAC Flint; para potencias entre 7 [MW] y [MW] tres () conductores AAAC Flint; para potencias entre [MW] y MW cuatro (4) conductores AAAC Flint. Con este 4 En este estudio se ha considerado que la interconexión se realiza en abril de 4, y por ende, el sistema de kv entre Polpaico y Cardones se considera en operación a dicha fecha. En el ETT se ha determinado que este sistema estará en operación a partir del año

103 diseño, a potencia máxima se obtienen pérdidas entre y [%]. Para la línea en corriente continua se consideró un conductor tipo ACAR 7 MCM, tres () conductores por fase para MW y cuatro (4) conductores por fase para [MW]. En el informe se estudian los diferentes beneficios económicos asociados a las distintas alternativas de interconexión. Sobre la base de las características de la línea de la interconexión SING-SIC, se evaluarán los impactos económicos asociados a ella, para distintos niveles de potencias de las líneas y tipos de interconexión. En primer lugar, a partir de las condiciones esperadas de operación (para los diferentes niveles de potencia de la interconexión), se establecerá el uso esperado de la interconexión. Además, se analizarán los costos de operación, y el factor de planta de las centrales térmicas en el SING, el SIC y el sistema interconectado completo, considerando distintos niveles de potencias de las líneas de la interconexión. Se estudia la evolución en el horizonte de tiempo considerado de los costos marginales en el SING, el SIC y el sistema interconectado completo, bajo las mismas condiciones consideradas en los análisis previamente descritos. En la segunda etapa se evalúan los beneficios económicos asociados a la interconexión SING-SIC, los que provienen tanto del lado de la oferta como de la demanda. El efecto económico en la oferta, se determinará a través de la cuantificación del margen operacional de cada uno de los generadores que participan en el despacho a largo plazo de los sistemas. Análogamente, para la demanda, el efecto económico se determinará a través de la cuantificación del valor que significa comprar la energía en cada uno de los nodos de retiro. Los costos y ahorros derivados de la interconexión se determinarán a través de una función que considera los montos resultantes de los costos de operación y falla en cada sistema eléctrico en el horizonte de estudio, las inversiones en generación y las inversiones en transmisión necesarias para interconectar los sistemas SING y SIC. El efecto ambiental se cuantificará a través de la valoración de las toneladas de CO desplazadas en cada escenario de análisis. Los beneficios económicos totales corresponden al agregado de todos los beneficios mencionados anteriormente, es decir, los beneficios que reciben los productores de energía, los beneficios que perciben los compradores de energía, los beneficios por concepto de rentas de congestión y los beneficios ambientales (obtenidos de la venta de bonos de carbono según la valorización realizada de las toneladas de CO evitadas), descontando todos los costos de las expansiones en transmisión realizadas. Los beneficios totales de la interconexión SING-SIC corresponden a los obtenidos de los diferenciales entre el escenario base (escenario sin la interconexión SING-SIC) y los escenarios de interconexión considerados. Finalmente, se revisarán los efectos en la seguridad de los sistemas eléctricos a través de simulaciones estáticas y dinámicas en cada uno de los escenarios propuestos. Una de las interrogantes clave que se debe abordar es quién pagará la interconexión. En el informe final se estudiarán distintas formas en que se podrían modificar los estudios de pago de la trasmisión eléctrica para que el proyecto sea viable comercialmente o económicamente. Esto puede implicar cambios legales necesarios para poder redefinir un sistema troncal y rediseñar una manera de cobrar los peajes. A la luz de este análisis, se sugerirá un diseño de tarificación de la interconexión (y los cambios legales requeridos) que permita maximizar el beneficio social de la interconexión. Al respecto, actualmente la ley N (ley corta I) señala, en su artículo 7-6, que:

104 Artículo Las instalaciones de transmisión que interconecten sistemas eléctricos independientes que no hayan sido materializadas conforme a lo establecido en el artículo 7-4, se considerarán sistemas de transmisión adicionales en los sistemas eléctricos que interconectan. Sin perjuicio de lo señalado, la operación de los sistemas interconectados se regirá por lo dispuesto en los artículos 7-46, 7-47 y 7-49 de la presente ley. A su vez, los artículos 7-44 a 7- de la ley N. 9.94, señalan: Artículo Sin perjuicio de lo que establece el artículo 7-6, el desarrollo y operación de un sistema de interconexión entre sistemas eléctricos independientes ubicados dentro del territorio nacional se regirá por las disposiciones que se establecen en los artículos siguientes y en las normas reglamentarias que se dicten para su aplicación. Una vez vencido el plazo al cual se refiere el artículo 7-4, las instalaciones de transmisión que interconectan sistemas eléctricos independientes que no sean calificadas como troncales, se considerarán sistemas de transmisión adicionales en los sistemas eléctricos que interconectan. Artículo Cualquier empresa eléctrica interesada en desarrollar, operar o utilizar un sistema de interconexión entre sistemas eléctricos previamente establecidos podrá, a través de un procedimiento público, convocar a toda empresa eléctrica a un proceso de negociación abierto, con la finalidad de determinar las características técnicas y plazos de entrada en operación de dicho proyecto, así como la participación en el pago anual que se efectuará a la empresa que lo desarrolle, por parte de quienes resulten interesados en su ejecución. La participación en el mencionado pago anual que haya comprometido cada uno de los interesados conforme lo señalado en el inciso anterior constituirá el derecho de uso que cada uno de ellos poseerá sobre el sistema de interconexión. Tales derechos se mantendrán por el período que resulte de la negociación, que no podrá ser inferior a diez años ni superior a veinte años, al cabo del cual el sistema de interconexión pasará a regirse por las disposiciones generales establecidas en la presente ley. Durante dicho período no se aplicará lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 7-. El procedimiento señalado deberá ser transparente y no discriminatorio. Este procedimiento deberá desarrollarse conforme las etapas, plazos y mecanismos de entrega de información que establecerá el reglamento. Artículo La operación de los sistemas eléctricos que resulten interconectados deberá ser coordinada con el fin de preservar la seguridad del servicio y garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones. Asimismo, el sistema de interconexión se regirá por las normas generales sobre seguridad y calidad de servicio establecidas en la presente ley y sus reglamentos. Artículo Las transferencias de energía que resulten de la coordinación de la operación de los sistemas interconectados serán valorizadas de acuerdo a los costos marginales instantáneos de cada sistema eléctrico, los cuales serán calculados por el organismo de coordinación de la operación o CDEC que corresponda. Las transferencias de potencia se determinarán conforme a lo establecido en el artículo 7- de esta ley

105 Los ingresos tarifarios resultantes de las diferencias que se produzcan por la aplicación de los costos marginales instantáneos y precios de nudo de la potencia que rijan en los respectivos extremos del sistema de interconexión, serán percibidos por quienes constituyan derechos de uso sobre dicho sistema, y a prorrata de los mismos. Para los efectos de la prestación de servicios complementarios, deberán concurrir a las respectivas transferencias quienes posean derechos de uso sobre el sistema de interconexión, a prorrata de los mismos. Artículo Sólo las empresas que hayan constituido los derechos de uso a que se refiere el artículo 7-4 podrán convenir contratos para suministros firmes de energía y potencia, sometidos o no a fijación de precios, ubicados en cualquiera de los sistemas que resulten interconectados. El monto de suministro firme de potencia que una empresa desee comprometer mediante tales contratos estará limitado a sus respectivos derechos de uso. Las empresas que hayan constituido derechos de uso podrán ofertar y transferir a los posibles interesados aquellos derechos de uso que no tengan comprometidos. Los pagos y los períodos involucrados en estas transferencias se regirán por acuerdos entre las partes. Artículo Quienes posean derechos de uso sobre el sistema de interconexión deberán pagar los correspondientes peajes por inyección o retiro en las instalaciones del sistema troncal de cada uno de los sistemas que se interconecten, determinados conforme a los procedimientos generales que se establecen en los artículos 7- al 7- de esta ley. Artículo 7-.- Las magnitudes de potencia por considerar en las transferencias a que se refiere el artículo 7-47 se establecerán para cada sistema eléctrico interconectado, independientemente del sentido de los flujos de potencia instantánea. Cada año se deberá determinar la condición de exportador o importador de cada sistema eléctrico. Para tal efecto, se considerará como sistema exportador al sistema que posea el mayor cuociente entre su capacidad propia de generación y la demanda propia en horas de máxima utilización. El sistema que presente el cuociente menor se considerará importador. Para la determinación de la respectiva capacidad propia de generación se considerará la capacidad de cada unidad generadora, descontado los efectos de consumos propios, indisponibilidad y variabilidad hidrológica, según corresponda. La transferencia de potencia a través del sistema de interconexión se determinará igual al menor valor entre la capacidad del sistema de interconexión y la transferencia de potencia que iguala los cuocientes entre capacidad propia y demanda propia en horas de máxima utilización, para cada sistema. Se entenderá que quienes poseen derechos de uso sobre el sistema de interconexión efectúan inyecciones de potencia en el sistema importador, las cuales serán iguales a la transferencia de potencia resultante del inciso anterior, a prorrata de los derechos de uso. Estas potencias inyectadas, incrementadas por pérdidas de potencia, corresponderán a los retiros de potencia desde el sistema exportador. El ajuste entre demanda y oferta de potencia en cada sistema se realizará incluyendo las inyecciones o retiros de potencia señalados en este artículo

106 De esta forma, ley eléctrica actualmente señala que quienes posean derechos de uso sobre el sistema de interconexión serán los que recibirán el ingreso tarifario (el que corresponde a la suma de las rentas por congestión y las rentas por pérdidas cuadráticas) y deberán pagar los correspondientes peajes por inyección o retiro en las instalaciones del sistema troncal de cada uno de los sistemas que se interconecten. Dado que las rentas por congestión que se observen en una interconexión HVDC o CA en o más KV entre el SING y el SIC podrían llegar a ser muy significativas, resulta muy importante analizar la forma en que se debieran distribuir los ingresos tarifarios. Se evaluarán cuatro diseños de tarificación de la interconexión: (i) el ingreso tarifario es percibido por quienes inyectan la energía, (ii) el ingreso tarifario es percibido por quienes retiran la energía, (iii) el ingreso tarifario es distribuido equitativamente entre quienes inyectan y retiran la energía y (iv) el ingreso tarifario es distribuido entre quienes inyectan y retiran la energía de la misma forma como se hace con las líneas del sistema troncal (8% del pago es responsabilidad de los generadores y % del pago es responsabilidad de los consumidores). De esta manera, si consideramos, por ejemplo, la alternativa (iv), entonces cuando el flujo va mayoritariamente de norte a sur (es decir, el SING es declarado sistema exportador y el SIC es declarado sistema importador), el ingreso tarifario se distribuye en un 8% a los generadores del SING y en un % a los consumidores del SIC. Asimismo, cuando el flujo va mayoritariamente de sur a norte (es decir, cuando el SING es declarado sistema importador y el SIC es declarado sistema exportador), el ingreso tarifario se distribuye en un 8% a los generadores del SIC y en un % a los consumidores del SING. Cada uno de estos cuatro diseños de tarificación de la interconexión serán estudiados en detalle y se sugerirán los cambios legales requeridos que permita maximizar el beneficio social de la interconexión, sin perjudicar las señales de incentivos a la inversión que dan las fuerzas del mercado actual... COSTOS DE INVERSIÓN LÍNEA INTERCONEXIÓN A continuación se presentan en forma simplificada los costos de inversión necesarios para la interconexión, en esta etapa del estudio se ha supuesto que la interconexión no afecta los sistema de transmisión locales del SIC y SING.... Costos de Inversión Línea de Corriente Continua Se ha utilizado como base los costos de una línea de CC de 7 km y. MW en un bipolo de Kv. Considerando una vida útil de años y una tasa de descuento de %. Tabla 48 Costo Inversión Línea Referencia en Millones de US$ Capacidad Sistema Transmisión MW, Costos de estaciones, incluyendo compensación reactiva Millones US$ 4 Costo Unitario Línea de Transmisión Millones US$/km.99 Distancia km,7 Costos Línea de Transmisión Millones US$, Sub Total Costos Millones US$,6 Servidumbres Millones US$ Costo Total Millones US$,

107 Sobre la base de los valores indicados en la tabla precedente, se ha estimado en forma lineal costos para las líneas entre potencia de a MW y para una distancia de km, que es lo estimado que podría tener la línea de interconexión entre la S/E Crucero del SING y Cardones del SIC, la primera ubicada hacia la cordillera cerca de la ruta panamericana a la altura de la ciudad de Tocopilla, la segunda en las cercanías de la ciudad de Copiapó. Tabla 49 Costo Inversión Línea Interconexión en Millones de US$ Capacidad Sistema Transmisión MW 7,, Costos de estaciones, incluyendo compensación reactiva Millones US$ Costo Unitario Línea de Transmisión Millones US$/km Distancia km Costos Línea de Transmisión Millones US$ Sub Total Costos Millones US$ Servidumbres Millones US$ Costo Total Millones US$ Si bien esta es una aproximación gruesa, ya que para potencias inferiores se debería utilizar un bipolo de kv o alternativamente un enlace en CA, estos aspectos se abordaran en la segunda parte del estudio con más detalle. Se ha considerado un COMA para la línea de interconexión equivalente al.% de la inversión inicial. Sobre la base de lo señalado se determinó un VI+COMA equivalente a perpetuidad según lo indicado en la siguiente tabla. Tabla Costo Inversión y Anualidades Línea Interconexión en Millones de US$ VI Años AVI COMA VI+COMA Perpetuidad 46 -$ $ $ $ $ $ $

108 ... Costos de Inversión Línea Corriente Alterna Tabla : Costos Línea CA Tramo Potencia Tensión Largo Instalación Tramo Económico MW kv km MUS$ MUS$ Chacaya-Cardones x 7 Chacaya-Paposo x Paposo-Cardones x 6 6 Chacaya-Diego Almagro x Diego Almagro-Cardones x Chacaya-Cardones x 9 Chacaya-Paposo x Paposo-Cardones x Chacaya-Diego Almagro x Diego Almagro-Cardones x Paposo-Diego Almagro x Paposo-Diego Almagro x Transformador Chacaya x / Transformador Chacaya x77 / Transformador Paposo x / Transformador Diego Almagro x / Tabla : Costos de Inversión. Valores en Millones de US$ Caso Línea Transformador Compensación VI AVI COMA AVI+COMA VI Perpet kv kv / kv kv Chacaya-Cardones x Chacaya -Cardones x HC Chacaya-Cardones x Chacaya-Cardones x HC Chacaya-Paposo-Cardones x Chacaya-Paposo-Cardones x HC Chacaya-Paposo-Cardones x Chacaya-Paposo-Cardones x HC Chacaya-Diego Almagro-Cardones x Chacaya-Diego Almagro-Cardones x HC Chacaya-Diego Almagro-Cardones x Chacaya-Diego Almagro-Cardones x HC RESULTADOS Se han analizado tres casos de estudios con sus respectivas sensibilidades. En el primer caso se ha supuesto que los planes de obra de generación no se ajustan y ambos sistema continúan con sus planes de obras de generación independientes, este caso lo denominaremos Interconexión Pura. El segundo caso, se ha considerado un ajuste de los planes de obra de generación de ambos sistemas de forma de mantener el CMg de largo plazo conjunto de ambos sistemas en valores similares, este caso lo denominaremos Interconexión Adaptada, simulándose niveles distinto de potencia de la interconexión de 7, y MW. En el tercer caso se analiza la interconexión con planes de obras de generación adaptados para un enlace de MW, se utilizan líneas de interconexión de CA con potencias máximas de transferencias de y MW, adicionalmente se estudia la influencia del proyecto de generación Hacienda Castila en la interconexión, como la conveniencia de seccionar el enlace en Paposo o Diego de Almagro

109 .4.. Interconexión Pura En este caso la seguridad de abastecimiento crece con la interconexión pura, en términos de la seguridad de corto plazo el SING se ve beneficiado debido que ante contingencia, el SIC le provee de una capacidad de reserva en giro natural, esta capacidad de reserva en giro normalmente es bajo costo o muy cercano a cero, debido a las característica del SIC de tener embalses de regulación con importante capacidad ociosa de potencia. En términos de la seguridad de largo plazo está también aumenta debido a que el SING apoya con importante generación de energía no económica al SIC en condiciones de sequía. Sin embargo, se debe hacer notar que ambos sistemas poseen una capacidad ociosa de centrales de térmicas de ciclo abierto y combinado, producto de la cambio de las condiciones de mercado que podríamos asimilar a una discontinuidad tecnología producto de la crisis de los combustibles que les permiten abordad condiciones de sequía o de falla de unidades térmicas de larga duración sin racionamiento de demanda dentro del periodo de estudio (4 al ) Costos Marginales de la Energía A continuación se presenta la posible evolución de los CMg anuales de la energía en ambos sistemas. i. Costos Marginales del Sistema Conjunto SIC y SING Figura. CMg sistema conjunto en US$/MWh De los resultados obtenidos se puede apreciar que el CMg del sistema se reduce en términos esperados en la medida que la interconexión es de mayor capacidad. Lo anterior es concordante ya que a mayor capacidad de trasmisión de la interconexión existe un mayor grado de libertada para establecer el mínimo costo de operación, lo que se traduce en la operación de una central marginal de menos costo variable de operación en términos esperado

110 ii. Costos Marginales del SING Figura. CMg SING en US$/MWh Se puede apreciar que el sistema SING, si bien baja el CMg a mayor capacidad de trasmisión, este efecto es menor en términos comparativo con el SIC iii. Costos Marginales Del SIC Figura. CMg SIC en US$/MWh En el SIC el efecto de baja de CMg a mayor capacidad de trasmisión se aprecia claramente de los resultados obtenidos, ello se explica dado que en condiciones de sequía el CMg del SIC se acota antes producto de la capacidad de aportar energía de las centrales menos eficientes, en términos de sus costo variable, al sistema conjunto, estas centrales del SING típicamente se encuentra detenida y solamente entran en operación bajo condiciones de falla intempestiva de centrales relevantes del SING

111 .4... Flujo Energía Anuales A continuación se presenta la evolución de los flujos de energía anuales esperados por la línea de interconexión de MW. Figura 4. Flujos de energía anuales por línea Interconexión de MW. Se puede apreciar que la energía fluye con más intensidad desde el SIC al SING, sobre todo los primeros años de la interconexión. Los flujos del SIC al SING ocurren en condiciones de hidrología normal o abúndate. En hidrologías secas los flujos de energía fluyen del SING al SIC. Figura. Flujos desde el SIC al SING por línea Interconexión de MW. En los gráficos siguientes se presenta los flujos anuales para distintas condiciones hidrológicas y para la condición esperada y típica o moda de la estadística

112 Figura 6. Flujos desde el SING al SIC por línea Interconexión de MW. De los gráficos anteriores se puede apreciar que si bien el flujo esperado desde el SING al SIC oscila entre los a GWh/año en términos esperados para el horizonte de análisis, en los años secos aumenta considerablemente siendo superior a los GWh/año, en los primeros años este flujo es aun superior alcanzando máximo de 4. GWh/Año. Nótese que para años típicos y húmedos este flujo es bastante reducido y se explica principalmente por flujos ocurridos en los meses de febrero y marzo, en donde las centrales de pasada se encuentran recibiendo los caudales finales del periodo estival. En contrapartida los flujos del SIC al SING son más relevantes en los años húmedos, alcanzando los 6. GWh/año durante los primeros años de la interconexión, reduciendo los años subsiguientes, debido que los sistemas se van adaptando y es mejor reducir generación económica del SIC que en el SING, ya que minimiza pérdidas de transporte. Figura 7. Flujos de intercambio entre el SING i el SIC por línea Interconexión de MW. Evidentemente los resultados obtenidos dependen fuertemente del desarrollo de la generación de ambos sistemas, tanto en el tipo de unidades generadoras como de su instante de entrada en servicio. Debe entenderse, que la línea permite que ambos sistema se desarrollen en forma más

113 óptima, cualquier desadaptación del plan de generación de un sistema es arbitrado rápidamente por el otro sistema. En particular la interconexión estabiliza el CMg de esperado del SING, haciendo más estable ante atraso de puesta en servicio de unidades generadoras, ello debido a la existencia de embalses de regulación interanual y estacionales en el SIC. Sin embargo, el si bien el CMg esperado se estabiliza en el SING, esto no implica que no tenga variaciones, por el contrario al acoplarse con el SIC este le transfiere al SING la estacionalidad y la volatilidad propia de los sistemas hidrotérmicos Ingresos Generados Por La Línea de Interconexión Se determinaron los ingresos por venta de energía que percibirá el comercializador que arbitre entre los sistemas SING y SIC mediante la línea de interconexión que una estos sistemas. La comercialización de potencia no se analizó en el presente estudio, debido a que no se encuentra establecida en la actualidad la metodología para ello. En la siguiente tabla se muestran los ingresos de comercialización de energía en valor presente a perpetuidad a una tasa del % a partir del año 4. Tabla Ingresos Por comercialización entre el SING y SIC de energía (Ingresos Tarifarios línea de interconexión) Potencia Ingresos (IT) MUS$ Interconexión SIC<--SING SIC-->SING SIC<-->SING Se ha considerado que para el periodo 6 en adelante los ingresos corresponden al del año del horizonte de planificación modelado (4 al )

114 Figura 8. Ingresos comercializador línea de Interconexión en millones de US$ Se puede apreciar que ingresos por transferencias del SIC al SING son algo superiores, siendo estos productos de los años húmedos principalmente y es la condición predominante, por el contrario los ingresos productos de flujos desde el SING al SIC ocurren en hidrologías secas, que ocurren con más baja frecuencia pero generan ingresos importantes. También, se puede concluir que el óptimo privado del agente que comercializa arbitrando ambos mercados mediante una línea de interconexión maximiza sus ingresos para potencia del orden de los a MW de capacidad de la línea de interconexión. Si consideramos que la inversión en la línea es lineal con la potencia nominal de diseño, el óptimo del agente que arbitra los mercados SING y SIC seria de una línea de MW, con un Van de Millones de US$. Si bien estos resultados son coherentes, cambiando levemente el plan de obras de generación de alguno o ambos sistemas, los ingresos por comercializar energía entre ambos sistema se pueden ver significativamente alterados. De lo expuesto se concluye que un modelo de comercialización competitivo puro para arbitrar energía entre los sistema SING y SIC no es sostenible en el largo plazo y se debe establecer una política de pago vía costos medios para remunerar a los propietario de los sistema de transmisión, estos aspectos se analizan con más detalle en la según parte del presente estudio Costos de Operación Se pueden observar los costos de operación de los sistemas en conjunto, para distintos niveles de potencia de interconexión. De estos valores se desprende que a mayor nivel de potencia de interconexión el costo de operación disminuye producto de la existencia de mayores holguras para la determinación de la operación de mínimo costo

115 Tabla 4 Costo Operación en Millones de US$ Potencia MW Costo Operación MUS$ Interconectados Independientes Diferencia $,4.4 $,4.4 $. $,. $,4.4 -$ 94. $,68.8 $,4.4 -$ 6.6 $,. $,4.4 -$ 9.4 $,8.8 $,4.4 -$ $,7.6 $,4.4 -$ 4.8 $,8. $,4.4 -$ 67. $,. $,4.4 -$ 7. Figura 9. Diferencia Costo Operación millones de US$.4... Beneficios Proyecto Interconexión Puro En la tabla siguiente se presentan los beneficios de la interconexión pura, no sean incluido los beneficios productos de la reducción de CMg, dado que estos beneficios son total o parcialmente capturados por los agentes generadores y dependerán de sus contratos con clientes finales no se incluyeron en la evaluación. Tabla VNA Beneficio Agente Comercializa entre SIC y SING en Millones de US$ Ingresos (IT) Millones US$ VI SIC<--SING SIC-->SING SIC<-->SING Millones US$ Potencia Interconexión VAN Millones US$ Se puede apreciar que no existe incentivo privado puro para realizar la interconexión, salvo que un agente detecte una anormalidad entre los sistemas y vea una alternativa de financiar la interconexión vía ingresos por desacople económico de los sistemas, es decir mediante rentas de congestión. En este caso el agente realizara una inversión que le asegure perpetuar estas rentas en

116 el tiempo, es decir su línea será de tamaño menor que el óptimo social. Lo anterior deriva de la naturaleza propia del negocio de la trasmisión, en donde las rentas de comercializar en los mercados geográficos no permiten financiar la línea social mente óptima y se requiere de un pago adicional. Figura 4.VAN Línea Interconexión millones de US$ Lo indicado en el párrafo anterior es lo mismo que nos lleva a tener que tarificar los sistemas de trasmisión sobre la base de costos medios y mediante estudios de planificación centralizada en los sistemas existentes, una interconexión, no es más que pensar que son sistemas interconectados por una línea de potencia cero y por ello la conveniencia o no debiera nacer de un estudio de transmisión troncal que incluya ambos sistema. No tiene sentido económico el análisis de sistemas troncales en forma independiente y tratar la interconexión como entre sistemas independientes, para sistemas sometidos a una misma legislación y sistema económico en un mismo país. En el caso actual, suponiendo que los planes de obra de cada sistema permanecen inalterables y que los costos de inversión de la línea de interconexión son adecuados, la línea óptima para un comercializador que arbitre el SING y SIC seria de MW..4.. Interconexión Adaptada Sobre la base del CMg de largo plazo de los sistemas SING y SIC, se adecuaron los planes de obra de generación de ambos sistema en forma conjunta, se consideró realizar obras que no congestionaran en forma relevante las interconexiones de mayor tamaño. Se adecuaron los planes de obras de generación para interconexiones de. MW,. MW y 7 MW. Adicionalmente, se consideró que las unidades más antiguas, con puesta en servicio antes del año 97 (Laguna Verde y Ventanas ), se desmantelan el año 4, cuando entra la interconexión en servicio Costos Marginales de la Energía A continuación se presenta la posible evolución de los CMg anuales de la energía en ambos sistemas adaptados en forma conjunta, debido a los ajustes de los planes de obra generación los CMg de largo plazo son independientes de la capacidad de la interconexión

117 i. Costos Marginales del Sistema Conjunto SIC y SING Adaptado A continuación se presentan los CMg del Sistema conjunto SIC y SING resultantes de la adaptación de los planes de obra de generación. Tabla 6 CMg Energía SIC y SING en US$/MWh Año L L7 L L Se puede observar que los CMg a partir del en delante de mantiene dentro de un rango de 79 a 8 US$/MWh, manteniendo la tendencia de los CMg independientes contenidos en el plan de obras original de la CNE. Figura 4.CMg Energía Anuales Sistema SIC y SING conjunto en US$/MWh

118 ii. Costos Marginales del SING Tabla 7 CMg Energía SING en US$/MWh Año L L7 L L El sistema SING adaptado conjuntamente con el SIC tiene CMg superiores a los sin interconexión, lo anterior se explica por la condiciones de sequía, si bien esta son de menor frecuencia imponen altos flujos por la interconexión y a altos niveles de CMg. Figura 4.CMg Energía Anuales Sistema SING en US$/MWh Los CMg anuales esperados, de largo plazo, para el SING adaptado conjuntamente con el SIC se encuentran en valores que están entre los 78 y 8 US$/MWh

119 iii. Costos Marginales del SIC Tabla 8 CMg Energía SIC en US$/MWh Año L L7 L L El sistema SIC, adaptado conjuntamente con el SING, tiene CMg similares a los sin interconexión, ello debido a que en el ajuste del plan de obras la demanda del SIC es más relevante que la del SING y por ende los CMg conjuntos quedan definidos en gran parte por los CMg del SIC. Figura 4.CMg Energía Anuales Sistema SIC en US$/MWh Los CMg anuales esperados, de largo plazo, para el SING adaptado conjuntamente con el SIC se encuentran en valores que están entre los 77 y 8 US$/MWh. iv. Costos Marginales SIC y SING Interconexiones Adaptadas

120 Figura 44.CMg Energía Anuales Sistema SIC, SING y Conjunto en US$/MWh, línea de MW. Figura 4.CMg Energía Anuales Sistema SIC, SING y Conjunto en US$/MWh, línea de MW. Figura 46.CMg Energía Anuales Sistema SIC, SING y Conjunto en US$/MWh, línea de 7 MW

121 De los gráficos se puede concluir que la diferencia de Costos Marginales entre los sistemas en menor en la medida que la capacidad de la interconexión disminuye. Lo anterior se explica debido a que a menor capacidad de interconexión los sistema son más independientes y como están interconectados y se han adaptados los planes de obra en conjunto, manteniendo los flujos de las línea de interconexión dentro de sus rango de operación, estos tiende a parecerse, en rigor si la capacidad de la línea tendiera a cero y se adaptan junto los sistemas, los Costos Marginales deberían ser iguales Costos Operación Interconexiones Adaptadas Capacidad Línea Tabla 9 Costos Operación SIC y SING en Millones US$ Total 4 al Diferencia Caso L Anualidad Diferencia Total Perpetuidad Se puede apreciar que los escenarios con interconexión tienen mayores costos de operación, ello debido a mayores pérdidas de trasmisión al existir mayores distancias de línea que recorren los flujos de energía para abastecer las demanda distribuidas Costos Inversión Centrales Generadoras Tabla 6 Costos Inversión en Millones US$ Centrales Generadoras Tipo Carbón Geotérmica Eólica Hidroeléctrica Inv. Unitaria (US$/KW).7... Vida Útil (Año) %COMA % % % % Los costos fijos de las centrales generadora se determinaron considerando una relación entre potencia que los valores de inversión son para potencia eléctrica bruta, se ha supuesto que esta es un % mayor que la potencia neta entregada a la red, este % incorpora alimentación de servicios auxiliares propios y perdidas de energía VAN Interconexiones Adaptadas Tabla 6 VAN Proyectos de Interconexión US$ Capacidad Línea Inversión Diferencia [MW] Línea Inv. Generación Costo Operación VAN De los resultados obtenidos se puede establecer que el mejor proyecto de interconexión es mediante una línea de 7 MW, que tienen beneficio de. Millones de US$ a perpetuidad. Sin embargo este resultado es muy sensible a la optimización del plan de obra de generación, si consideramos planes de obra con mayor generación a carbón en el SING y menor en el SIC, sobre la base de consideraciones ambientales o mayor energía de origen solar, las líneas de mayor capacidad se potenciaría. En la segunda parte del estudio se sensibilizaran estos aspectos

122 También, consideraciones en relación a adelanto de consumos o retraso de centrales justifican líneas de mayor tamaño..4.. Interconexión en CA Adaptada Sobre la base del plan de obra de generación de ambos sistema adaptado en forma conjunta para un enlace de. MW, determinado en la etapa II se estudió el comportamiento económico y eléctrico de la operación conjunta del SIC y SING. Adicionalmente, se adecuo el plan de obras de forma de incorporar en forma simplificada en efecto del proyecto de generación Hacienda Castilla. Se estudiaron casos de interconexión en CA, a continuación se presenta una descripción de los casos estudiados: Tabla 6 Descripción Casos de Interconexión. Caso Descripción Interconexión Línea Plan Obra Generación Base Sin Interconexión - Base Chy-Crd-L-I Chacaya-Cardones Base Chy-Crd-L-II Chacaya-Cardones Hacienda Castilla 4 Chy-Crd-L-I Chacaya-Cardones Base Chy-Crd-L-II Chacaya-Cardones Hacienda Castilla 6 Chy-DA-L-I Chacaya-Diego de Almagro-Cardones Base 7 Chy-DA-L-II Chacaya-Diego de Almagro-Cardones Hacienda Castilla 8 Chy-DA-L-I Chacaya-Diego de Almagro-Cardones Base 9 Chy-DA-L-II Chacaya-Diego de Almagro-Cardones Hacienda Castilla Chy-Pps-L-I Chacaya-Paposo-Cardones Base Chy-Pps-L-II Chacaya-Paposo-Cardones Hacienda Castilla Chy-Pps-L-I Chacaya-Paposo-Cardones Base Chy-Pps-L-II Chacaya-Paposo-Cardones Hacienda Castilla Se ha considerado como caso base el correspondiente a la operación de ambos sistemas independientes, sin interconexión, se realizaron adecuaciones menores al caso base de la etapa II. En el plan de obra de trasmisión troncal, se eliminó la seccionadora Nogales / kv, dejando Nogales kv inyectando directamente a Polpaico kv, se incorporó la ampliación de Paposo Diego de Almagro kv a x4 MW, de forma de poder evacuar la energía generada por la central Taltal al incorporar el cierre del ciclo de las actuales turbinas de gas natural Costos Marginales de la Energía El costo marginal de la energía de los sistemas conjunto se mantiene dentro del rango de lo estudiado en la etapa II

123 Base Chy-Crd-L-I Chy-Crd-L-II Chy-Crd-L-I Chy-Crd-L-II Chy-DA-L-I Chy-DA-L-II Chy-DA-L-I Chy-DA-L-II Figura 47:.CMg Energía Anuales Sistema SIC y SING en US$/MWh. Los CMg se mantienen dentro del mismo rango de lo estudiado en la etapa anterior, existiendo algunas interconexiones más eficientes que otra en términos de costo medio y costo marginal del sistema conjunto. A continuación se analizara en más detalle el efecto de la interconexión considerando una seccionadora en Paposo. 8, 8, 8, 79, 78, 77, 76, Base Chy-Pps-L-I Chy-Pps-L-II Figura 48: Costo Marginal de Energía Anuales Sistema SIC SING para caso con seccionamiento en Paposo US$/MWh. El grafico anterior nos muestra que los CMg de la interconexión se reduce al incorporar el proyecto Hacienda Castilla en aproximadamente US$/MWh, ello producto de la ubicación geográfica del proyecto Hacienda Castilla, quien al inyectar en Cardones kv evacua su energía tanto al Norte Grande como al Norte Chico, evitando la circulación de energía desde puntos más extremos de los sistemas SIC y/o SING. A continuación se presentan los estadígrafos para una barra representativa del SIC y SING, para la condición sin interconexión y con interconexión

124 Tabla 6 Estadígrafos Barra Alto Jahuel kv sin Interconexión. Estadígrafo Máximo Lin Media Lin Mínimo Lin Coeficiente Asimetría Lin Coeficiente Variación Lin Tabla 64 Estadígrafos Barra Crucero kv sin Interconexión. Estadígrafo Máximo Lin Media Lin Mínimo Lin Coeficiente Asimetría Lin Coeficiente Variación Lin Tabla 6 Estadígrafos Barra Alto Jahuel kv con Interconexión. Estadígrafo Máximo Lin Media Lin Mínimo Lin Coeficiente Asimetría Lin Coeficiente Variación Lin Tabla 66 Estadígrafos Barra Crucero kv con Interconexión. Estadígrafo Máximo Lin Media Lin Mínimo Lin Coeficiente Asimetría Lin Coeficiente Variación Lin Máximo Lin Media Lin Mínimo Lin Máximo Lin Media Lin Mínimo Lin Figura 49: Estadígrafos del CMg en barra Alto Jahuel kv, US$/MWh

125 ,4,,,, Coeficiente Variación Lin Coeficiente Variación Lin Figura : Estadígrafos del CMg en barra Alto Jahuel kv, US$/MWh., 4,,,,, Coeficiente Asimetría Lin Coeficiente Asimetría Lin Figura : Estadígrafos del CMg en barra Alto Jahuel kv, US$/MWh Máximo Lin Máximo Lin Figura : Estadígrafos del CMg en barra Crucero kv, US$/MWh

126 ,4,,,, Coeficiente Variación Lin Coeficiente Variación Lin Figura : Estadígrafos del CMg en barra Crucero kv, US$/MWh., 4,,,,, Coeficiente Asimetría Lin Coeficiente Asimetría Lin Figura 4: Estadígrafos del CMg en barra Crucero kv, US$/MWh. Al observar los estadígrafos se aprecia claramente que la interconexión reduce la variabilidad de los CMg en el SIC, la reducción del coeficiente de asimetría refleja la reducción de los puntos extremos, lo que también se aprecia claramente en el CMg máximo el cual se reduce en US$/MWh en la barra Alto Jahuel. También se aprecia que el CMg Mínimo y Medio se mantiene prácticamente iguales, ello producto de la adaptación del sistema de generación de ambos casos. Por el contrario la interconexión introduce aleatoriedad en los CMg esperados del SING que sin ella no existe en términos prácticos, ya que la poca existente se asocia a fallas intempestivas de instalaciones de generación, trasmisión o equipos de la gran minería o industria. De los datos presentados se parecía que no toda la aleatoriedad se transfiere al SING, ello producto de activaciones de limitaciones de trasmisión en el sistema de kv entre las subestaciones Chacaya y Polpaico Operación Línea Interconexión A continuación se presentan los aspectos más relevantes relacionados con la operación conjunta de los sistemas interconectados en particular el comportamiento de los flujos entre las S/E de enlace. Es importe destacar que una seccionadora en Paposo con trasformación a kv, permite operar el sistema Paposo- Diego de Almagro-Cardones con mayor seguridad, lo que implica que no existe la necesidad de ampliar el sistema Paposo- Diego de Almagro kv a un x4 cuando entre en

127 servicio la turbina de vapor de la central Taltal cerrando el ciclo combinado con la actuales turbinas de que operan en clico abierto. Se compararan los casos de enlace de. MW con seccionadora en Paposo, para los casos de plan de obra base y plan de obra Hacienda Castilla Figura : Flujo Potencia Anual entre Chacaya kv y Paposo kv GWh, con proyecto Hacienda Castilla Figura 6: Flujo Potencia Anual entre Chacaya kv y Paposo kv GWh, sin proyecto Hacienda Castilla. Del gráfico anterior, sin proyecto hacienda Castilla, se aprecia la existencia de congestión en la línea para transferencias de potencia altas desde el SING al SIC, en contraposición existe capacidad ociosa importante para transferencia del SIC al SING. Sin embargo, una óptima colocación del proyecto hacienda castilla sustituyendo centrales futuras del SIC y SING adecuadamente, implica una óptima utilización de la línea de interconexión, lo que se traduce en una mejor expansión del sistema generación trasmisión conjunto

128 % 9% 8% 7% 6% % 4% % % % % SIC->SING SING->SIC Total Factor Carga Figura 7: Flujo Energía Anual entre Chacaya kv y Paposo kv GWh, con proyecto Hacienda Castilla. Se puede apreciar que el flujo neto de energía es hacia el SING, esto debido a que este sistema aprovecha las condiciones de existencia de energía eficiente existente en el SIC en condiciones de operación de años con hidrología húmeda, por el contrario, si bien en magnitud son menores, los flujos del SING al SIC permiten reducir el riego de racionamiento y CMg altos en el SIC ante condiciones hidrológicas secas. 4 % 8% 6% 4% % % SIC->SING SING->SIC Total Factor Carga Figura 8: Flujo Energía Anual entre Chacaya kv y Paposo kv GWh, sin proyecto Hacienda Castilla. De los resultados obtenidos se puede apreciar que el desarrollo del proyecto Hacienda Castilla, sustituyendo centrales futuras del SING y SIC en forma adecuada, permite obtener una operación del enlace con un mayor factor de planta de la línea entre Chacaya y Cardones kv. Adicionalmente, la operación de las líneas entre Cardones y Polpaico no se ven significativamente alteradas con la incorporación del proyecto Hacienda Castilla. En términos de los sistema de transmisión del SING, al realizarse el enlace en la actual S/E Chacaya kv y siendo esta una barra de inyección importante del SING de generación económica de este sistema, los cambios de flujos por las líneas principales no hacen necesario la expansión de estos sistemas producto de la interconexión con el SING. Se debería verificar la conveniencia de unir las

129 barras de Chacaya, Gas Atacama y Angamos a futuro de forma de reducir las pérdidas de trasmisión hacia las S/E Crucero, Encuentro y Laberinto kv fundamentalmente Costos Operación Interconexiones Adaptadas Se determinaron los costos de operación considerando los resultados obtenidos del modelo Ose para el horizonte de planificación - para los distintos enlaces de CA considerados y la incorporación de proyecto Hacienda Castilla. Tabla 67 VAN Costo Operación Interconexión en CA en Millones de US$ Caso Costo Operación MUS$ Interconectados Independientes Diferencia Chacaya-Cardones x CC $,6 $,44 $ 9 Chacaya-Cardones x CC HC $,4 $,44 -$ Chacaya-Cardones x CA $,68 $,44 $ 74 Chacaya -Cardones x CA HC $,48 $,44 $ 4 Chacaya-Cardones x CA $,6 $,44 $ Chacaya-Cardones x CA HC $,4 $,44 -$ Chacaya-Paposo-Cardones x CA $,6 $,44 $ 6 Chacaya-Paposo-Cardones x CA HC $,44 $,44 -$ Chacaya-Paposo-Cardones x CA $,98 $,44 $ 44 Chacaya-Paposo-Cardones x CA HC $,44 $,44 -$ 4 Chacaya-Diego Almagro-Cardones x CA $,69 $,44 $ 7 Chacaya-Diego Almagro-Cardones x CA HC $,448 $,44 -$ 6 Chacaya-Diego Almagro-Cardones x CA $,66 $,44 $ Chacaya-Diego Almagro-Cardones x CA HC $,44 $,44 -$ 4 Tabla 68 VAN Interconexión en CA en Millones de US$ Caso Inversión Diferencia Línea Inv. Generación Costo Operación VAN Independientes Base $ $ 9 $ Chacaya-Cardones x CC $ 4 -$ 887 $ 94 $,9 Chacaya-Cardones x CC HC $ 4 -$ 887 -$ $,87 Chacaya-Cardones x CA $ 9 -$ 887 $ $, Chacaya -Cardones x CA HC $ 9 -$ 887 $ $,44 Chacaya-Cardones x CA $ 47 -$ 887 $ 84 $,6 Chacaya-Cardones x CA HC $ 47 -$ 887 -$ $,4 Chacaya-Paposo-Cardones x CA $ 4 -$ 887 $ 96 $,8 Chacaya-Paposo-Cardones x CA HC $ 4 -$ 887 -$ 4 $,449 Chacaya-Paposo-Cardones x CA $ 44 -$ 887 $ 7 $, Chacaya-Paposo-Cardones x CA HC $ 44 -$ 887 -$ 7 $,4 Chacaya-Diego Almagro-Cardones x CA $ 4 -$ 887 $ $,9 Chacaya-Diego Almagro-Cardones x CA HC $ 4 -$ 887 -$ 8 $,4 Chacaya-Diego Almagro-Cardones x CA $ 4 -$ 887 $ 86 $,99 Chacaya-Diego Almagro-Cardones x CA HC $ 4 -$ 887 -$ 7 $,4 Para la determinación del VAN se ha considerado la extensión a perpetuidad de las anualidades equivalentes para el horizonte de estudio 4 a, tanto para las inversiones en línea de trasmisión, generación y costos de operación. De la tabla de comparación de los distintos casos de interconexión se puede apreciar que una interconexión de. MW presenta un VAN de.469 Millones de US$, siendo esta la mejor solución de interconexión

130 .. CONCLUSIONES ANÁLISIS INTERCONEXIÓN SIC-SING Una interconexión de. MW en CA resulta ser la mejor solución para interconectar el SING y SIC con un VAN de.469 Millones de US$. Sin embargo, una interconexión de. MW en CA, si bien presenta un VAN levemente inferior de.4 Millones de US$, permitiría absorber desviaciones producto de cambios en el plan de obra de generación, sin generar costos relevantes por congestión del enlace entra las S/E Chacaya y Cardones dándole una mayor robustez al plan de obra de trasmisión, reduciendo la incertidumbre para la entrada de nuevos agentes generadores al sistema, como también el riego de asociado a contratos de precio fijo con agentes consumidores, lo que podría significar que la interconexión óptima debería ser una línea de doble circuito de. MW de capacidad por circuito. Adicionalmente, la interconexión del SING con el SIC, desde el punto de vista del SIC, permite reducir significativamente el riesgo de sequía, propio de la naturaleza del SIC, mejorando la operación económica del conjunto, al lograse operaciones a costos medios no muy diferentes, con menores coeficientes de variación y asimetría de ellos, lo que implica menor riesgo de caja para los agentes generadores, dado que existe una menor variabilidad en el mercado spot y CMg extremos positivos más acotados. Si bien para el SING la situación de introducir incertidumbre en el mercado spot no es deseable, en compensación este Sistema mejora la seguridad de abastecimiento instantánea y/o de corto plazo, ya que la reserva en giro y pronta del SIC es generalmente alta y de bajo costo alternativo de operación, aspecto que implica costos de operación importante para actual operación del SING. Este último aspecto no ha sido cuantificado en el presente estudio y es un aspecto importante a considerar en futuros estudios que reforzarían un enlace de. MW en CA. Adicionalmente, la alternativa de exportar los excedentes de generación económica en escenarios de hidrología húmeda hacia el SING, como los excedentes de energía ineficiente del SING hacia el SIC mejora los factores de planta de todas las unidades generadoras del SIC y SING, lo que se traduce en un mejor aprovechamiento de la capacidad instalada de generación por unidad de MW invertido. Esto permite una operación más óptima del conjunto SIC y SING, desplazando inversiones de generación que permiten financiar la línea de interconexión. Del estudio realizado, se puede concluir que una de las formas de financiar la línea de interconexión sería como sistema adicional, en cuyo caso estaría asociada a contratos de abastecimiento de agentes generadores de un sistema a consumidores finales del otro sistema, lo que limita la competencia. Adicionalmente, una operación independiente impediría optimizar el recurso disponible de ambos sistemas, dejando al arbitrio de los intereses privados del o los agentes que se adjudiquen la capacidad de uso de la línea de interconexión, quienes lógicamente adaptarían su política comercial para maximizar sus intereses privados, lo cual no está alineado con los intereses sociales de país. Lo anterior debido a que quien o quienes tengan las cuotas de uso de la línea de interconexión podrán aplicar poder de mercado en ambos sistemas, al definir las transferencias por dicha línea, alterando evidentemente el despacho económico de ambos sistemas alejándolos del optimo conjunto. No existen razones sociales que impidan que una línea de este tipo pueda ser troncal, transformando ambos sistemas SIC y SING en un sistema único bajo la operación de un solo CDEC, quien vele por el despacho económico del Sistema en su conjunto

131 .6. ANÁLISIS DE NTSYCS PARA INTERCONEXIÓN A continuación se describen los análisis realizados para determinar las condiciones limites de operación de posibles alternativas de interconexión y sus inconvenientes entre el Sistema Interconectado Central y el Sistema Interconectado del Norte Grande, estas alternativas son: v. Alternativa N : Enlace kv Corriente Alterna Chacaya Cardones. vi. Alternativa N : Enlace kv Corriente Alterna Chacaya Diego de Almagro Cardones. Para la simulación de la operación se buscó un escenario común sobre las cuales analizar las implicancias sistémicas de cada una de ellas, Este escenario junto con sus hipótesis se describe a continuación: Se utilizó el año 6, tomando como bases hidrologías en extremo seca y en extremo húmeda. Para estos puntos de referencia se crearon las diferentes alternativas (topologías) de interconexión, alcanzando para cada una de ellas transferencias estables en sentido Sur- Norte y Norte Sur. Estas transferencias se lograron ajustando el despacho de centrales a en los sistemas interconectados SING y SIC, específicamente aumentando y disminuyendo la generación de centrales que inyectan su energía en la S/E Charrúa en el SIC y en Las S/E Chacaya, GasAtacama, y Mejillones, junto con los aportes futuros de Andina, Hornitos y Angamos. Máquina de Referencia o Slack: Durante la realización de la interconexión y según el escenario hidrológico en estudio se ubicaron máquinas de referencia en la S/E Chacaya y S/E Charrúa para hidrologías secas e húmedas respectivamente. La modelación de esta máquina corresponde a una réplica de la Unidad 6 de Tocopilla. Aumentos de Demanda: Para lograr establecer las máximas transferencias de potencia por la interconexión se incluyó una carga puramente resistiva en la barra Maitencillo [kv] y Laberinto [kv] para hidrologías secas e húmedas respectivamente, la cual se fue aumentando paulatinamente con el fin de reproducir una gráfica PV. Se modelaron dos () condiciones de operación: vii. viii. Condición Hidrológica Húmeda Extrema: Esta condición establece flujos por la interconexión de 686 [MVA] en sentido Sur Norte en operación normal. Condición Hidrológica Seca Extrema: Esta condición establece flujos por la interconexión de 8 [MVA] en sentido Norte Sur en operación normal. Adicionalmente a las condiciones de operación descritas anteriormente, se considero de gran importancia analizar el impacto que tendrá el proyecto Hacienda Castilla en la interconexión de sistemas. Este proyecto, aunque escapa del horizonte en estudio y como se verá posteriormente, introduce niveles de transferencias por sobre los 8 [MW] alcanzando en régimen de operación estáticos estables para transferencias de [MW] y superiores..6.. Alternativa N : Enlace kv Corriente Alterna Chacaya Cardones. a. Longitud del Enlace: Chacaya Cardones: kilómetros b. Voltaje: [kv] AC

132 4 4 c. Transformadores: dos () bancos de transformadores monofásicos 7 [MVA] ( [MVA] total) en la S/E Chacaya. d. Se utilizo un enlace compuesto por x kv, 4 conductores ACAR 7 MCM por fase. e. Compensaciones: o o o Compensación Shunt: Esta compensación se hace necesaria principalmente para mitigar el efecto Ferranti al energizar las líneas junto con disminuir el voltaje de operación del enlace una vez energizado. En la S/E Chacaya se debe disponer de 4 bancos de reactores de 7 [MVAr], alcanzando un total de [MVAr]. Los bancos deberán ser alternados según la operación y transferencias por las líneas. Se estableció que en operación normal con transferencias que no introduzcan incumplimientos normativos, en la S/E Chacaya deben conectarse bancos. Compensación Serie: El diseño de esta compensación se determino en un 4% de la reactancia de línea. Para la línea Diego de Almagro Cardones kv no se requirió de compensación serie/shunt. A continuación se presenta un diagrama unilineal de la alternativa: Chacaya kv Chacaya kv Resúmen Sistema de Transmisión Troncal Diego de Almagro kv Cardones kv Carrera Pinto kv Cardones kv Figura 9: Diagrama Unilineal Alternativa N. En hidrologías secas se encontró que para transferencias superiores a 7 [MVA] se producen incumplimientos normativos en la barra Cardones kv. Este nivel de transferencia opera con los

133 ka ka %. ka ka ka %. ka transformadores de la S/E Chacaya en un 4% alcanzando los 4 [MVA] de transferencias por el enlace de interconexión. Una vez alcanzado dicho valor se alcanza el límite de estabilidad de tensión normal de,97 [p.u.] en niveles superiores a [kv] impuesto en la NTSyCS. Resúmen Sistema de Transmisión Troncal Chacaya kv Chacaya kv ka ka Diego de Almagro kv %.4 ka %.8 ka.7.. Diego de Almagro kv %. ka %. ka Cardones kv %.4 ka %.8 ka.79.. Carrera Pinto kv %. ka %.8 ka %.8 ka %.9 ka %.8 ka %. ka M...96 %. ka Cardones kv %. ka %. ka %.79 ka %.79 ka %.7 ka %.7 ka Maitencillo kv 9 Maitencillo kv Figura 6: Máximas Transferencias Hidrología Seca Alternativa N

134 DIgSILENT. Charrua - K.6 Ancoa - K Pan de Azucar - K Chacaya - K Y = MW 74. MW MW MW Y =.97 Alto Jahuel - K.94 Pan de Azucar - K.9. x-axis: 8. U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Cha\Charrua - K: Voltage, Magnitude in p.u. Anc\Ancoa - K: Voltage, Magnitude in p.u. AJah\Alto Jahuel - K: Voltage, Magnitude in p.u. Lo Aguirre - K: Voltage, Magnitude in p.u. LoAguirre kv: Voltage, Magnitude in p.u. Pol\Polpaico - K: Voltage, Magnitude in p.u. Pan de Azucar - K: Voltage, Magnitude in p.u. Maitencillo - K: Voltage, Magnitude in p.u. Cardones - K: Voltage, Magnitude in p.u. Diego de Almagro \Diego de Almagro - K Chacaya \Chacaya - K: Voltage, Magnitude in p.u.. Figura 6: Curva PV Barras kv Hidrología Seca Alternativa N

135 DIgSILENT..6 Y =. p.u...98 Cardones - J MW MW MW MW Y =.9 p.u..94 Diego de Almagro - J.9. x-axis: 8. U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Pol\Polpaico - J: Voltage, Magnitude in p.u. AJah\Alto Jahuel - J: Voltage, Magnitude in p.u. Cha\Charrúa - J: Voltage, Magnitude in p.u. PAzu\Pan de Azúcar - J: Voltage, Magnitude in p.u. Maite\Maitencillo - J: Voltage, Magnitude in p.u. S/E Cardones\Cardones - J: Voltage, Magnitude in p.u. LoAguirre kv: Voltage, Magnitude in p.u. DdA\Diego de Almagro - J: Voltage, Magnitude in p.u. Anc\Ancoa - J: Voltage, Magnitude in p.u.. Figura 6: Curva PV Barras kv Hidrología Seca Alternativa N En hidrologías húmedas se encontró que para transferencias superiores a 6 [MVA] se producen incumplimientos normativos en la barra Alto Jahuel kv. Este nivel de transferencia produce que las las líneas de transmisión desde Chacaya hacia Laberinto kv operen cercanas a saturación. Una vez alcanzadas transferencias superiores a los MVA aproximadamente se alcanza en la S/E Alto Jahuel el límite de estabilidad de tensión normal de,97 [p.u.] en niveles superiores a [kv] impuesto en la NTSyCS

136 %.47 ka M %.64 ka %.64 ka %.47 ka M %.64 ka %.64 ka 6... Resúmen Sistema de Transmisión Troncal Chacaya kv Chacaya kv ka ka Diego de Almagro kv %.4 ka %.8 ka.7.. Diego de Almagro kv %.7 ka %.7 ka Cardones kv %.7 ka %.8 ka.44.. Carrera Pinto kv %. ka %.8 ka %.8 ka %.6 ka %.8 ka %. ka %. ka Cardones kv %. ka %.4 ka %.86 ka %.86 ka M %. ka M %. ka.6.. Maitencillo kv Maitencillo kv Figura 6: Máximas Transferencias Hidrología Húmeda Alternativa N

137 DIgSILENT. Charrua - K.6 Ancoa - K Pan de Azucar - K Chacaya - K 7.69 MW Y =. p.u MW 49.9 MW MW 6.76 MW 6. MW Y =.97 MW p.u. Alto Jahuel - K.94 Pan de Azucar - K.9. x-axis: 8. U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Cha\Charrua - K: Voltage, Magnitude in p.u. Anc\Ancoa - K: Voltage, Magnitude in p.u. AJah\Alto Jahuel - K: Voltage, Magnitude in p.u. Lo Aguirre - K: Voltage, Magnitude in p.u. LoAguirre kv: Voltage, Magnitude in p.u. Pol\Polpaico - K: Voltage, Magnitude in p.u. Pan de Azucar - K: Voltage, Magnitude in p.u. Maitencillo - K: Voltage, Magnitude in p.u. Cardones - K: Voltage, Magnitude in p.u. Diego de Almagro \Diego de Almagro - K: Voltage, Magnitude in p.u. Chacaya \Chacaya - K: Voltage, Magnitude in p.u. 66. Figura 64: Curva PV Barras kv Hidrología Húmeda Alternativa N

138 DIgSILENT..6 Y =. p.u...98 Cardones - J 67.6 MW Y 6.8 =.9 MW p.u..94 Diego de Almagro - J.9. x-axis: 8. U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Pol\Polpaico - J: Voltage, Magnitude in p.u. AJah\Alto Jahuel - J: Voltage, Magnitude in p.u. Cha\Charrúa - J: Voltage, Magnitude in p.u. PAzu\Pan de Azúcar - J: Voltage, Magnitude in p.u. Maite\Maitencillo - J: Voltage, Magnitude in p.u. S/E Cardones\Cardones - J: Voltage, Magnitude in p.u. LoAguirre kv: Voltage, Magnitude in p.u. DdA\Diego de Almagro - J: Voltage, Magnitude in p.u. Anc\Ancoa - J: Voltage, Magnitude in p.u. 66. Figura 6: Curva PV Barras kv Hidrología Húmeda Alternativa N Alternativa N : Enlace kv Corriente Alterna Chacaya Diego de Almagro Cardones. a. Longitud del Enlace: Chacaya Diego de Almagro: 9 kilómetros; Diego de Almagro Cardones: 4 kilómetros b. Voltaje: [kv] AC c. Transformadores: dos () bancos de transformadores monofásicos 7 [MVA] ( [MVA] total) en la S/E Chacaya y un () banco de transformadores monofásicos 7 [MVA] en S/E Diego de Almagro. d. Se utilizo un enlace compuesto por x kv, 4 conductores ACAR 7 MCM por fase. e. Compensaciones: o o Compensación Shunt: Esta compensación se hace necesaria principalmente para mitigar el efecto Ferranti al energizar las líneas junto con disminuir el voltaje de operación del enlace una vez energizado. En ambos extremos del enlace debe disponerse de 4 bancos de reactores de 7 [MVAr], alcanzando un total de [MVAr]. Los bancos deberán ser alternados según la operación y transferencias por las líneas. Compensación Serie: El diseño de esta compensación se determino en un 4% de la reactancia de línea

139 4 4 o Para la línea Diego de Almagro Cardones kv no se requirió de compensación serie/shunt en la modelación. A continuación se presenta un diagrama unilineal de la alternativa: Chacaya kv Chacaya kv Resúmen Sistema de Transmisión Troncal Diego de Almagro kv 9 Diego de Almagro kv Cardones kv Carrera Pinto kv Cardones kv Maitencillo kv 9 Maitencillo kv Figura 66: Diagrama Unilineal Alternativa N Para la condición hidrológica seca se encontró que para transferencias superiores a MVA se producen saturaciones en los bancos de transformadores de la S/E Chacaya, asumiéndose posible operar con los transformadores saturados hasta el % alcanzando los 6 MVA de transferencias por el enlace de interconexión. Una vez alcanzado dicho valor se alcanza el límite de estabilidad de tensión normal impuesto en la NTSyCS. Adicionalemente, no se observan saturaciones en los circuitos de kv y [kv] entre Diego de Almagro y Cardones quedando estos últimos a un 7,9% de su capacidad nominal

140 ka ka %.4 ka ka ka %.4 ka 8... Chacaya kv Chacaya kv Resúmen Sistema de Transmisión Troncal % %.99 ka ka % 4.8 %.86 ka.86 ka %. ka 6... Diego de Almagro kv %.7 ka % 48.9 %.4 ka. ka Diego de Almagro kv %.8 ka %.8 ka Cardones kv %. ka %.4 ka Carrera Pinto kv %. ka %.77 ka %.77 ka %. ka %. ka %.9 ka %. ka Cardones kv %. ka %.6 ka %.7 ka %.7 ka %.8 ka %.8 ka Maitencillo kv 9 Maitencillo kv Figura 67: Máximas transferencias Hidrología Seca Alternativa N

141 DIgSILENT..6 Ancoa - K Charrua - K Y =...98 Diego de Almagro - K MW MW MW MW MW Y =.97 Alto Jahuel - K.94 Pan de Azucar - K.9. x-axis: 7.84 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Cha\Charrua - K Anc\Ancoa - K AJah\Alto Jahuel - K Lo Aguirre - K LoAguirre kv Pol\Polpaico - K Pan de Azucar - K Maitencillo - K Cardones - K Diego de Almagro \Diego de Almagro - K Chacaya \Chacaya - K 7.68 Figura 68: Curva PV Barras kv Hidrología Seca Alternativa N

142 DIgSILENT..6 Y =...98 Cardones - J MW MW Y MW =.9.94 Diego de Almagro - J.9. x-axis: 7.84 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Pol\Polpaico - J AJah\Alto Jahuel - J Cha\Charrúa - J PAzu\Pan de Azúcar - J Maite\Maitencillo - J S/E Cardones\Cardones - J LoAguirre kv DdA\Diego de Almagro - J Anc\Ancoa - J 7.68 Figura 69: Curva PV Barras kv Hidrología Seca Alternativa N Para condiciones hidrológicas húmedas se comprobó, al igual que en la alternativa anterior, que para transferencias superiores a 6 [MW] se producen saturaciones en distintos tramos del enlace Mejillones Domeyko x [kv], específicamente en el sector de O Higgins y Aguas Blancas

143 %.44 ka %.6 ka %.68 ka %.44 ka %.6 ka %.68 ka Chacaya kv Chacaya kv Resúmen Sistema de Transmisión Troncal %.67 ka %.67 ka Diego de Almagro kv.4 %.7 ka %.7 ka %. ka %. ka %.6 ka M... %. ka Diego de Almagro kv % %.74 ka ka Cardones kv %. ka %. ka Carrera Pinto kv M...9 %.7 ka %.8 ka %.8 ka %.47 ka %. ka %.8 ka %. ka Cardones kv %. ka %. ka %.8 ka %.8 ka %.4 ka %.4 ka Maitencillo kv Maitencillo kv Figura 7: Máximas transferencias Hidrología Húmeda Alternativa N

144 DIgSILENT..6 Ancoa - K Charrua - K Y =...98 Diego de Almagro - K 78. MW MW MW 47.9 MW.744 MW MW Y MW =.97 Alto Jahuel - K.94 Pan de Azucar - K.9. x-axis:.6 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Cha\Charrua - K Anc\Ancoa - K AJah\Alto Jahuel - K Lo Aguirre - K LoAguirre kv Pol\Polpaico - K Pan de Azucar - K Maitencillo - K Cardones - K Diego de Almagro \Diego de Almagro - K Chacaya \Chacaya - K.9 Figura 7: Curva PV Barras kv Hidrología Húmeda Alternativa N

145 DIgSILENT..6 Y =...98 Cardones - J 6.8 MW 99.7 MW Y =.9.94 Diego de Almagro - J.9. x-axis:.6 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Pol\Polpaico - J AJah\Alto Jahuel - J Cha\Charrúa - J PAzu\Pan de Azúcar - J Maite\Maitencillo - J S/E Cardones\Cardones - J LoAguirre kv DdA\Diego de Almagro - J Anc\Ancoa - J Figura 7: Curva PV Barras kv Hidrología Húmeda Alternativa N. PV- kv Date:.6.. Impacto en la Interconexión por Proyecto Hacienda Castilla El ingreso del proyecto Hacienda Castilla en el norte del Sistema Interconectado Central tendrá un impacto importante sobre las transferencias en la interconexión por motivo de la sustitución de centrales térmicas poco eficientes del SING. Los análisis realizados muestran que si se considera un proyecto Hacienda Castilla inyectando su energía en la S/E Cardones con una generación de potencia activa de 46 [MW] aproximadamente en un escenario hidrológico húmedo, se logran transferencias cercanas a los [MVA] en el enlace de interconexión estando los sistema en conjunto en operación estable y respetando los límites estáticos establecidos en la NTSyCS. Como fue presentado anteriormente, por motivos de saturaciones en el enlace x [kv] Mejillones O Higgins transferencias por sobre los 6 [MW] en el enlace de interconexión, y considerando además baja generación de las centrales GasAtacama, Mejillones, Angamos, Andina y Hornitos debido a la sustitución producto de una hidrología húmeda junto al ingreso de Hacienda Castilla en S/E Cardones, esta condición de transferencias está sujeta a la interconexión entre las SS/EE Chacaya - GasAtacama, Chacaya Angamos o bien Chacaya - Angamos GasAtacama. Para esta condición de operación la sustitución de centrales en el SING considero: generación de MVA en S/E GasAtacama, [MVA] de generación en S/E Chacaya, [MVA] de generación en S/E Angamos, 6 [MVA] de generación en S/E Tocopilla [kv] y 6 [MVA] de generación en S/E Tocopilla [kv]

146 %.6 ka %.68 ka %.68 ka %.6 ka %.68 ka %.68 ka Chacaya kv Chacaya kv MW ka MW ka %.7 ka %.7 ka Cardones kv %.7 ka %.67 ka %.67 ka Figura 7: Transferencias Sur-Norte por ingreso de Hacienda Castilla 98.4 MW %.8 ka

147 rw TC Atacama-Esmeralda rw GA TGA rw GA TGB rw GA TVC rw GA TGA rw GA TGB rw GA TVC yrw TL Esmeralda //.8 9. MW.8 Mvar MW -. Mvar 7.7 %.4 ka 8.86 MVA 66.4 % 4.9 ka 8.97 MVA Central Termica Hornitos rw ED CTM-TG -8. MW -8.6 Mvar %. ka 8.44 MVA 8. MW 8.6 Mvar 7.7 %. ka 8.44 MVA SLACK Central Termica Andino xrw ED CTM rw ED CTM-TV xrw ED CTM -. MW. Mvar -. MW. Mvar -. MW -. Mvar -. MW. Mvar 9. MW.8 Mvar -. MW. Mvar -. MW -. Mvar. %. %. %. % 66.4 % 4.9 ka. % 7.7 %. ka xrw GA TGA /. MVA rw GA TGB /. MVA. MVA rw GA TVC / rw GA TGA /. MVA rw GA TGB /. MVA 8.97 MVA rw GA TVC /.4 MVA MW. Mvar. MW.4 Mvar. MW.4 Mvar. MW.4 Mvar. MW.4 Mvar MW -4.4 Mvar 8.9 MW.6 Mvar. MW.4 Mvar %. %. %. % 66.4 %.7 ka %. ka. %. ka.4 MVA. MVA MVA. MVA.7 ka MVA. MVA 4. MVA 8. MVA MW. Mvar -. MW -. Mvar -. MW -. Mvar -6.6 MW -4. Mvar -. MW -. Mvar -.9 MW -8. Mvar -. MW -8. Mvar. 4 % %. 4 % MW -.77 Mvar Trafo CT Hornitos. MVA Trafo CTAndino. MVA 8.79 %.6 ka 99. MVA MVA x rw ED CTM -TV /.. % SS/AA Esmeralda. MVA x rw ED C TM -TG / 4. 9 %.9 ka %.6 ka 8. 4 %.6 ka. MVA 66.7 MW -.46 Mvar 66.7 MW -.46 Mvar MW -.77 Mvar 7. MVA 4. %.44 ka 4. %.44 ka 99. MVA MVA rw ED C TM /.69 MVA x rw ED CTM /.8.9 MVA 8.79 %.6 ka Trafo SLACK.6 MW.6 Mvar. MW.4 Mvar.7 MW.7 Mvar 6.7 MW. Mvar. MW.4 Mvar.8 MW 8.8 Mvar -9.4 MW Mv ar 4.9 %. ka 9.9 MVA.9 MW 8.6 Mvar %. 4 %. % 4. 9 %. ka. 4 % 8. 4 %.4 ka %.4 ka.4 ka MVA.4 MVA.8 MVA 7.94 MVA.4 MVA 4. MVA 4.7 MVA MW -4.7 Mvar 79.9 MW -.97 Mvar 7.6 MW.67 Mvar MW 9.4 Mvar 9.79 MW.8 Mvar %. ka 7.7 %. ka 6.4 %. ka 6. %.48 ka.67 %. ka Breaker/S... MVA 8.49 MVA 7.6 MVA 9. MVA 8.8 MVA rw ED Chacaya-Crucero rw ED Chacaya-Mejillones Central Termica Angamos U -9.7 MW -.4 Mvar.67 %. ka 9. MVA 44.7 MW.9 Mvar 4.9 %. ka 4.9 MVA Central T.. rw ED Mejillones // MW -.44 Mv ar 4.9 %. ka.4 MVA rw ED Chacaya-Capricornio 49.4 MW. Mvar 8. %.9 ka 49.7 MVA rw GA Atacama-Domeyko # rw GA Atacama-Domeyko # -. MW. Mvar -. MW. Mvar. 6 %. 6 % trafo Angamos U. MVA. MVA trafo Ang...6 MW. Mvar.6 MW. Mvar. 6 %. 6 % rw GA Mejillones-O'Higgins xrw GA O Higgins-Bombeo #.7 MVA.7 MVA -4.7 MW -6.4 Mv ar 8. %.9 ka 4.8 MVA.7 MW.4 Mv ar 6.6 %. ka.8 MVA -.6 MW -.46 Mv ar 6.6 %. ka.6 MVA MW -.6 Mvar -.4 MW -.97 Mvar -.4 MW -.97 Mvar 6.7 %.9 ka.4 %.4 % 8. MVA.98 MVA.98 MVA MW -. Mvar MW -.8 Mvar 8.4 %.8 ka rw TC Atacama-Encuentro # rw TC Atacama-Encuentro # 6. %.48 ka. MVA MVA 4.49 MW -.7 Mvar 9. %. ka 6.7 MVA MW -. Mv ar.6 9 %. ka 8. MVA rw ED Capricornio-Mantos Blancos Bombeo #-Llanos -. MW. Mvar 8.4 %.8 ka. MVA MW Mv ar 6.69 %. ka.6 ka MVA xrw TC Crucero-Encuentro # -6.4 MW 9.6 Mvar 4. %.4 ka 6.8 MVA -4. MW.8 Mvar 9. %. ka 6. MVA MW -9.7 Mvar 48.4 %. ka 79.6 MW -.9 Mvar. %. ka 8. MVA 8.8 MVA 84.8 MW -8.4 Mvar.67 %. ka 9.78 MVA -4. MW.94 Mvar %. ka 6.9 MVA -84. MW 8.4 Mvar 48.4 %. ka xrw TC Crucero-Encuentro # -79. MW MW. Mvar-.9 Mv ar. %. %. ka. ka 8. MVA 7.7 MW 6. MW -.8 Mv ar-9. Mv ar. % 6.69 %. ka.6 ka 7. MVA 6.78 MVA MW 9.6 Mvar. ka 4. % ka 6.8 MVA 84.7 MVA 8.7 MW Mvar 47.6 %. ka 7.7 MVA 8.6 MVA rw GA Encuentro-El Tesoro -8.8 MW 8.47 Mvar %. ka -7. MW Mvar -8.9 MW.88 Mvar 8.4 MVA 6. 7 %. ka 8.6 MVA 9.8 MVA L Esperanza - El Tesoro L Angamos - Laberinto C L Angamos - Laberinto C Bombeo #4-Domeyko. %. ka 79.8 MW -9. Mv ar 4.74 %. ka 8.6 MVA MW 8.7 Mv ar 4.74 %. ka MVA L Chac.. L Chac MW -6.8 Mv ar 8.79 %.6 ka 9.6 MVA ka MW -.4 Mvar -.7 MW.8 Mvar 6. 7 %. ka 8. %.6 ka.9 MVA 8.99 MVA Ln kv Laberinto-Mantos Blancos MW -6.8 Mv ar 8.79 %.6 ka 9.6 MVA Sulfuros-Domeyko 8. MW -9. Mvar.9 %.7 ka 6.4 MVA -.9 MW -. Mvar 7.9 %.6 ka. MVA -8. MW 9. Mvar 4.9 MW Mvar.87 %.7 ka 6.7 MVA.9 %.7 ka 6.7 MVA Ln kv Crucero-Laberinto cto -.69 MW -.8 Mvar 8.4 %.4 ka xrw GA Domeyko-Escondida B/S.66 MVA MW 4.4 Mvar.87 %.7 ka 6.46 MVA B/S Reactor Esc. B/S Reactor Esc MW. MW 4. Mvar -. Mvar.67 %.4 %.4 ka.6 ka 9.8 MVA. MVA Nueva Zaldívar-Sulfuros L Escondida - Nva Zaldivar -47. MW -4.8 Mvar 6.88 %.7 ka 6.6 MVA. MW -. Mvar.4 %.6 ka. MVA.77 MW 48.8 Mvar 8.4 %.4 ka.46 MVA 47.9 MW 4. Mvar 6.88 %.7 ka 6.8 MVA L Crucero - Laberinto C 7.66 MW -6.4 Mvar 4.6 MW 9. Mvar L Laberinto - Nva Zaldivar C. %. ka 7.96 MVA 6. %. ka 9.9 MVA -4.7 MW -9.8 Mvar 6. %. ka 4.4 MVA Ln kv Laberinto-Nva Zaldivar cto 8. MW Mvar.6 9 %. ka 8.6 MVA. MW. Mvar 7.7 %. ka 4.68 MVA MW -.6 Mvar 7.7 %. ka 46.9 MVA rw AG Andes-Nva. Zaldívar # rw NG Tap_off Oeste-Laberinto L El Cobre - Esperanza C 8. MW 9. Mv ar.7 %. ka.67 MVA -8. MW -.4 Mvar.7 %.7 ka 7.7 MVA -. MW -.6 Mvar rw NG Andes-Tap_off Oeste %. ka 7. MVA -6.9 MW Mvar. %. ka 46. MVA rw AG Andes-Nva. Zaldívar # -. MW -7.6 Mv ar 9.9 %.4 ka 4.4 MVA L El Cobre - Esperanza C LkV Laberinto - El Cobre -6.9 MW Mvar 7. %. ka 46. MVA. MW -7.6 Mvar MW 9. Mvar.69 MW -. Mvar MW -7.4 Mvar. MW 7. Mvar. MW 6.8 Mvar 7. MW.4 Mvar 7. MW.4 Mvar 7.9 %.6 ka 7.7 %. ka 8. %.7 ka 6.4 %. ka 9.9 %.4 ka %.4 ka. %. ka 7. %. ka.6 MVA J 77. MVA 4. MVA 76.4 MVA 4.8 MVA 4.7 MVA 4.6 MVA 4.6 MVA DIgSILENT Barra # El Tesoro Esperanza Barra C. Atacama B. Angamos Laberinto Mejillones Mantos Blancos Mejillones Mejillones.8 Escondida O'Higgins Andes Sulfuros Esmeralda Esmeralda.8 Esmeralda Nueva Zaldivar Escondida Reactor Domeyko Figura 74: Sistema del Norte Grande ante transferencias de MVA Sentido Sur - Norte De no considerarse una interconexión de las barra Chacaya GasAtacama Angamos el sitema SING sufre saturaciones en sus líneas Chacaya Mantos Blancos, Mejillones Domeyko, y Chacaya Crucero junto con diversos incumplimientos normativos en niveles de tensión en estado Normal para barras con tensión superior a kv. La figura a continuación ilustra esta condición

148 rw TC Atacama-Esmeralda rw GA TGA rw GA TGB rw GA TVC rw GA TGA rw GA TGB rw GA TVC yrw TL Esmeralda //.8 9. MW 4. Mvar -8. MW -.48 Mvar.6 %.4 ka 8.9 MVA 9.6 % 8.6 ka 6.78 MVA Central Termica Hornitos rw ED CTM-TG -8.6 MW -7.7 Mvar 4.84 %. ka 8. MVA 8.6 MW 7.7 Mvar.6 %. ka 8. MVA SLACK Central Termica Andino xrw ED CTM rw ED CTM-TV xrw ED CTM -. MW. Mvar -. MW. Mvar -. MW. Mvar -. MW -. Mvar 9. MW 4. Mvar -. MW -. Mvar -. MW -. Mvar. %. %. %. %.4 % 8.6 ka. %.6 %. ka xrw GA TGA /. MVA rw GA TGB /. MVA. MVA rw GA TVC / rw GA TGA /. MVA rw GA TGB /. MVA 6.78 MVA rw GA TVC /. MVA MW. Mvar. MW.6 Mvar. MW.6 Mvar. MW.6 Mvar. MW.6 Mvar MW -.7 Mvar 8.4 MW.47 Mvar. MW.6 Mvar.84 MW %. %. %. %.4 %.6 ka 4.84 %. ka. %. ka. MVA.7 MVA MVA.7 MVA.4 ka MVA.7 MVA 4.6 MVA 8. MVA MW. Mvar -. MW. Mvar -. MW. Mvar -.99 MW Mvar -. MW. Mvar -.6 MW -7.7 Mvar -. MW -7.7 Mvar. % %. % -.4 MW 49. Mvar Trafo CT Hornitos. MVA Trafo CTAndino. MVA 9.8 %. ka 49. MVA 46.9 MVA x rw ED CTM -TV /.. 4 % SS/AA Esmeralda. MVA x rw ED C TM -TG / 4.4 %. ka %.6 ka 8. 9 %.6 ka. MVA 7. MW 46.6 Mvar 7. MW 46.6 Mvar -.4 MW 49. Mvar 7.48 MVA 7.6 %. ka 7.6 %. ka 49. MVA 46.9 MVA rw ED C TM /. MVA x rw ED CTM /.8.9 MVA 9.8 %. ka Trafo SLACK. MW.6 Mvar. MW.4 Mvar.6 MW. Mvar 6. MW 4.9 Mvar. MW.4 Mvar.6 MW 8. Mvar -8.6 MW -7.7 Mv ar 47. %. ka 9. MVA.6 MW 8. Mvar %. %. 4 % 4.4 %. ka. % 8. 9 %.4 ka %.4 ka.47 ka MVA.4 MVA. MVA 7.84 MVA.4 MVA.48 MVA.47 MVA MW -4. Mvar.7 MW -. Mvar 47.6 MW. Mvar MW.6 Mvar 9.8 MW.9 Mvar %.78 ka 4.98 %.4 ka.9 %.4 ka. %.8 ka 8.6 %.8 ka Breaker/S MVA 7.4 MVA 48. MVA 9. MVA 98.9 MVA rw ED Chacaya-Crucero rw ED Chacaya-Mejillones Central Termica Angamos U -9. MW -.4 Mvar 8.6 %.8 ka 9.6 MVA 4.7 MW.84 Mvar 47. %. ka 4. MVA Central T.. rw ED Mejillones // MW -.4 Mv ar 47. %.4 ka.7 MVA rw ED Chacaya-Capricornio 6. MW -.4 Mv ar.47 %.7 ka 6. MVA rw GA Atacama-Domeyko # rw GA Atacama-Domeyko # -. MW -. Mvar -. MW -. Mvar. 6 %. 6 % trafo Angamos U. MVA. MVA trafo Ang...6 MW. Mvar.6 MW. Mvar. 6 %. 6 % rw GA Mejillones-O'Higgins xrw GA O Higgins-Bombeo #.6 MVA.6 MVA -.8 MW 4. Mvar.47 %.7 ka 6.8 MVA.6 MW Mvar.6 %.64 ka. MVA -7.6 MW. Mvar.6 %.6 ka 4.46 MVA MW 6.4 Mvar -. MW -.9 Mvar -. MW -.9 Mvar. %.6 ka. 8 %. 8 %.7 MVA.9 MVA.9 MVA MW -6.6 Mvar -9. MW.4 Mvar 8.8 %.6 ka rw TC Atacama-Encuentro # rw TC Atacama-Encuentro #. %.8 ka 7.97 MVA 9. MVA.4 MW -4. Mvar 8. %.66 ka 6.49 MVA MW 4.8 Mvar 6.9 %. ka MVA rw ED Capricornio-Mantos Blancos Bombeo #-Llanos MW 6.4 Mvar 8.8 %.6 ka MW Mvar.9 %. ka. ka MVA xrw TC Crucero-Encuentro # -6.6 MW -7. Mvar 7.97 MVA 7.6 %.9 ka 7.8 MVA -8.4 MW 6.78 Mvar 8. %.66 ka 6.49 MVA 9.8 MW -7. Mvar.7 %.8 ka -69. MW 76. Mvar 8.4 %.7 ka.86 MVA 4. MVA 99.7 MW Mvar 78.7 %.6 ka.7 MVA -.7 MW 6. Mv ar.78 %.76 ka MVA MW 77.8 Mvar.7 %.7 ka xrw TC Crucero-Encuentro # 69. MW -6.7 MW -76. Mvar 4.78 Mvar 8.4 % 46.6 %.7 ka. ka.9 MVA74.7 MVA -.4 MW-. MW 9.4 Mvar7.9 Mvar 4. %.9 %. ka. ka 4.87 MVA 77.9 MVA MW -7. Mvar.4 ka 7.6 % ka 7.8 MVA 4.8 MVA 86.8 MW Mvar 8.64 %.7 ka.7 MVA rw GA Encuentro-El Tesoro -8. MW 8.4 Mvar %.7 ka. MW -9. Mvar MW 4.8 Mvar.6 MVA 6.6 %. ka 7.88 MVA. MVA L Esperanza - El Tesoro L Angamos - Laberinto C L Angamos - Laberinto C 8.99 MW Mvar Bombeo #4-Domeyko 4. %.4 ka 7.9 %.6 ka.4 MVA -8.7 MW 88. Mvar 7.9 %.6 ka.9 MVA L Chac.. L Chac...4 MW -7.7 Mvar 9.8 %. ka 7.78 MVA ka MW -. Mvar -4.7 MW.9 Mvar 6.6 %. ka 8.7 %. ka 49. MVA 76.8 MVA Ln kv Laberinto-Mantos Blancos.4 MW -7.7 Mvar 9.8 %. ka 7.78 MVA Sulfuros-Domeyko 7.7 MW. Mv ar %. ka 7.86 MVA MW.8 Mvar 7.74 %. ka 49. MVA -7.7 MW -. Mvar -.8 MW -7. Mvar 6. 6 %. ka 7.7 MVA %. ka 7.89 MVA Ln kv Crucero-Laberinto cto -.88 MW -4. Mvar.4 %.6 ka xrw GA Domeyko-Escondida B/S 6.7 MVA.86 MW 6.9 Mvar 6. 6 %. ka 7.9 MVA B/S Reactor Esc. B/S Reactor Esc MW.4 MW 98. Mvar -.7 Mvar 78.7 %. 8 %.9 ka.6 ka.96 MVA.7 MVA Nueva Zaldívar-Sulfuros L Escondida - Nva Zaldivar -7.8 MW -4.7 Mvar 4.4 %. ka 76.9 MVA.4 MW -.7 Mvar. 8 %.6 ka.7 MVA.98 MW.88 Mvar.4 %. ka.87 MVA 7.94 MW 4.9 Mvar 4.4 %. ka 76.8 MVA L Crucero - Laberinto C 67. MW Mvar L Laberinto - Nva Zaldivar C 46.6 %. ka 8.8 MVA 64.9 MW -.7 Mv ar 7.4 %.8 ka 64.4 MVA MW -6.7 Mv ar 7.4 %.8 ka 64.4 MVA Ln kv Laberinto-Nva Zaldivar cto MW -4. Mvar 6.9 %. ka 8.9 MVA 66.8 MW -.6 Mv ar.9 %.8 ka 66.8 MVA -6.6 MW Mv ar.9 %.8 ka 66.7 MVA rw AG Andes-Nva. Zaldívar # rw NG Tap_off Oeste-Laberinto L El Cobre - Esperanza C.49 MW -6. Mv ar.67 %. ka 6. MVA -. MW -.49 Mv ar.67 %. ka.4 MVA.86 MW -. Mvar rw NG Andes-Tap_off Oeste 9.8 %.7 ka.69 MVA MW -.6 Mvar. %.4 ka.9 MVA rw AG Andes-Nva. Zaldívar # -4.4 MW 9.8 Mvar 6.8 %.4 ka 48. MVA L El Cobre - Esperanza C LkV Laberinto - El Cobre MW -.6 Mvar. %.4 ka.9 MVA 48.7 MW Mvar -4.6 MW. Mvar 4.78 MW Mvar MW. Mvar 4.8 MW -9.4 Mvar -.8 MW. Mvar 46.6 MW 6.7 Mvar 46.6 MW 6.7 Mvar 7.74 %.4 ka 4.98 %.4 ka 8.7 %. ka.9 %.4 ka 6.8 %.4 ka 9.8 %.6 ka. %.4 ka. %.4 ka.4 MVA J.8 MVA 48.4 MVA 48.8 MVA.4 MVA. MVA 49.6 MVA 49.6 MVA DIgSILENT Barra # El Tesoro Esperanza Barra C. Atacama B.8 6 Angamos Laberinto Mejillones Mantos Blancos Mejillones Mejillones.8 Escondida O'Higgins Andes Sulfuros Esmeralda Esmeralda.8 Esmeralda Nueva Zaldivar Escondida Reactor Domeyko Figura 7: Incumplimientos Normativos ante Transferencias de MVA sentido Sur- Norte al no considerar interconexión de Barras del SING

149 .6.4. Conclusiones Análisis NTSyCS para Interconexión En base a los análisis realizados para las interconexiones AC, tanto en condiciones hidrológicas húmeda y seca se puede concluir que la interconexión para condiciones normales de operación, esto es, alrededor de 6 MW en condiciones de hidrología húmeda, y MW en condiciones de hidrología seca, no afecta la estabilidad estática del sistema en conjunto, no observándose saturaciones relevantes en ninguno de los sistemas de transmisión. Los problemas de saturación observados en el SING para condiciones de hidrología húmeda se producen principalmente debido a la topología del SING y a la necesidad de abastecer los consumos de Escondida. Actualmente Escondida dispone de un enlace x [kv] hacia la S/E Mejillones, un enlace x [kv] hacia S/E GasAtacama y una conexión x kv desde Nueva Zaldivar hacia la S/E Laberinto como vías principales de alimentación de energía. El considerar un despacho SIC-SING húmedo implica necesariamente sustituir generación térmica del SING por otra más eficiente del SIC. Esta sustitución, considerada en el presente análisis dejando fuera de servicio unidades de Tocopilla, Mejillones y GasAtacama obliga al sistema a alimentar Escondida por medio de Mejillones. Las transferencias desde GasAtacama a Crucero y Escondida no superan los 7 MW y 6 MW respectivamente, y las transferencias desde Chacaya a El Cobre no superan los 7 MW. Para solucionar dicha condición se a propuesto Conectar las S/E Chacaya GasAtacama y eventualmente Chacaya Angamos. Estas interconexiones pueden ser logradas sin mayor complejidad debido a la cercanía de las subestaciones y permiten utilizar de mejor manera los recursos de transmisión del sistema. A continuación se presentan dos gráficas, ambas corresponden a la Alternativa N en condición húmeda extrema con transferencias por la interconexión de 6 [MW] aproximadamente. La primera gráfica corresponde al caso analizado en el titulo X.X del presente análisis mientras que la segunda considera una interconexión entre las S/E Chacaya y GasAtacama

150 rw TC Atacama-Esmeralda rw GA TGA rw GA TGB rw GA TVC rw GA TGA rw GA TGB rw GA TVC yrw TL Esmeralda //.8.67 MW 7.79 Mvar 9. MW 7.79 Mvar MW -.9 Mvar.7 %.4 ka 8.74 MVA 7.87 % 4.4 ka 6.96 %.84 ka 6.94 MVA.4 MVA Central Termica Hornitos rw ED CTM-TG -8. MW Mvar 4. %. ka 8.7 MVA 8. MW 7.46 Mvar.7 %. ka 8.7 MVA SLACK Central Termica Andino xrw ED CTM rw ED CTM-TV xrw ED CTM.67 MW 7.79 Mvar -. MW -. Mvar -. MW -. Mvar 9. MW 7.79 Mvar -. MW. Mvar -. MW. Mvar -. MW -. Mvar 69.7 % 4.4 ka. %. % 6. %.84 ka. %. %.7 %. ka xrw GA TGA / 6.94 MVA rw GA TGB /. MVA. MVA rw GA TVC / rw GA TGA /.4 MVA rw GA TGB /. MVA. MVA rw GA TVC /.4 MVA MW Mvar. MW Mvar 6. MW Mvar 6. MW -7. Mvar %. ka 64.7 %.6 ka 6.4 %. ka 8. %.7 ka. MW. Mvar -.9 MW Mvar. MW.6 Mvar. MW.6 Mvar MW -9.9 Mvar. MW.6 Mvar 8. MW.6 Mvar. MW.6 Mvar Mvar.74 MVA 7.4 MVA 7.8 MVA 7.49 MVA 69.7 %.9 ka. %. % 6. %. ka. % 4. %. ka. %. ka.4 MVA. ka MVA.6 MVA.6 MVA MVA.6 MVA 8.9 MVA.6 MVA MW. Mvar. MW Mvar -. MW. Mvar.94 MW -4. Mvar. MW Mvar 48.9 MW -47. Mvar -. MW -8.7 Mvar. 4 % %. ka 7.4 %.6 ka 6. MW.79 Mvar Trafo CT Hornitos.74 MVA Trafo CTAndino 7.4 MVA 8. %.7 ka 9. MVA 6.9 MVA x rw ED CTM -TV /.. % SS/AA Esmeralda. MVA x rw ED C TM -TG / 7.4 %.66 ka 7.8 %.8 ka 8.4 %.6 ka. MVA.4 MW. Mvar.4 MW. Mvar 6. MW.79 Mvar 68.7 MVA.7 %.9 ka.7 %.9 ka 9. MVA 6.9 MVA rw ED C TM / 68. MVA x rw ED CTM /.8.88 MVA 8. %.7 ka Trafo SLACK.7 MW.9 Mvar -. MW 8. Mvar.7 MW.8 Mvar -.76 MW 4.8 Mvar -. MW Mvar.8 MW 8.79 Mvar -9. MW -6.7 Mv ar 4.7 %. ka 9.84 MVA MW.8 Mvar % %. ka. % 7.4 %.8 ka 7.4 %.6 ka 8.4 %.4 ka 7.8 %.9 ka. ka MVA. MVA.9 MVA 7.9 MVA 9.87 MVA 4. MVA 7. MVA MW Mvar 9.4 MW -. Mvar 88.9 MW -.47 Mvar MW 9.87 Mvar. MW.87 Mvar %.4 ka 9.9 %. ka 8.6 %. ka 6.8 %. ka 6.4 %.6 ka Breaker/S.. 7. MVA 94.8 MVA 88. MVA.7 MVA. MVA rw ED Chacaya-Crucero rw ED Chacaya-Mejillones Central Termica Angamos U -4.9 MW -.46 Mvar 6.4 %.6 ka.4 MVA 44.6 MW.68 Mvar 4.7 %. ka 4.8 MVA Central T.. rw ED Mejillones // MW -.44 Mv ar 4.7 %. ka.4 MVA. MW 4. Mvar. MW 4. Mvar % 4.6 ka 4.8 % 4.6 ka.99 MVA.99 MVA rw GA Atacama-Domeyko # rw ED Chacaya-Capricornio 9. MW -. Mv ar.9 %.49 ka 9. MVA rw GA Atacama-Domeyko #. MW 4. Mvar. MW 4. Mvar.9 % 4.6 ka.9 % 4.6 ka trafo Angamos U.99 MVA.99 MVA trafo Ang MW -8. Mvar MW -8. Mvar.9 %.6 ka.9 %.6 ka rw GA Mejillones-O'Higgins xrw GA O Higgins-Bombeo #.7 MVA.7 MVA MW.86 Mvar.9 %.49 ka 8.4 MVA. MW -7.9 Mvar 8.7 %.4 ka.6 MVA -49. MW 9.9 Mvar 8.7 %.4 ka.6 MVA MW.8 Mvar MW.76 Mvar MW.76 Mvar 8.8 %.9 ka.8 %. ka.8 %. ka 48. MVA 89.8 MVA 89.8 MVA MW -.49 Mvar MW -.4 Mvar 79.7 %.8 ka rw TC Atacama-Encuentro # rw TC Atacama-Encuentro # 6.8 %. ka 4. MVA MVA.9 MW -.76 Mvar 4. %.6 ka 7. MVA -. MW.88 Mv ar 6. %. ka. MVA rw ED Capricornio-Mantos Blancos Bombeo #-Llanos MW. Mvar 79.7 %.8 ka MW Mvar 4. %. ka. ka MVA xrw TC Crucero-Encuentro # -. MW -8.4 Mvar 4. MVA.7 %.4 ka.7 MVA -.9 MW 4. Mvar 4. %.6 ka 6.9 MVA. MW -.44 Mvar 7.66 %.4 ka -4.7 MW.7 Mvar 8.8 %.8 ka MVA 7.8 MVA. MW Mvar 9. %. ka 4.9 MVA -6.6 MW 4. Mvar %.44 ka MVA -. MW.69 Mvar 7.66 %.4 ka xrw TC Crucero-Encuentro # 4.7 MW MW -.6 Mvar.6 Mv ar 8.8 % 8.9 %.8 ka. ka 68.7 MVA 48.6 MVA -7.8 MW-4.48 MW.47 Mv ar 8.6 Mvar 7.4 % 4. %. ka. ka 7.9 MVA.8 MVA MW -8.4 Mvar. ka.7 % ka.7 MVA 6. MVA.8 MW -.78 Mvar 69. %. ka 4.66 MVA rw GA Encuentro-El Tesoro -9.7 MW.89 Mvar %. ka 7.4 MW -.8 Mvar -.6 MW 7.6 Mvar 4. MVA 7.7 %.4 ka.9 MVA. MVA.. -. L Esperanza - El Tesoro L Angamos - Laberinto C L Angamos - Laberinto C 7.47 MW -.98 Mvar Bombeo #4-Domeyko 7.4 %.6 ka 67.9 %. ka.9 MVA -7. MW 4. Mvar 67.9 %. ka.88 MVA L Chac.. L Chac MW -8. Mvar 8. %. ka 46.8 MVA ka MW -8.9 Mvar MW 6.8 Mvar 7.7 %.4 ka.79 %. ka 9. MVA.46 MVA Ln kv Laberinto-Mantos Blancos -.94 MW -8. Mvar 8. %. ka 46.8 MVA Sulfuros-Domeyko.6 MW -.4 Mv ar 4. %. ka.6 MVA -9. MW -.47 Mvar.4 %. ka 9.6 MVA -.6 MW.8 Mvar -. MW -4.6 Mvar 9. 7 %.7 ka 6.78 MVA 4. %. ka.6 MVA Ln kv Crucero-Laberinto cto -9.9 MW -.8 Mvar.6 %.8 ka xrw GA Domeyko-Escondida B/S 66.7 MVA. MW 4. Mvar 9. 7 %.7 ka 6. MVA B/S Reactor Esc. B/S Reactor Esc MW-89.7 MW 47.7 Mvar -. Mvar 9. %.8 %.9 ka.4 ka.9 MVA9.6 MVA Nueva Zaldívar-Sulfuros L Escondida - Nva Zaldivar MW -9.4 Mvar 47.9 %. ka 8. MVA MW -. Mvar.8 %.4 ka 9.6 MVA 9.4 MW 9. Mvar.6 %.8 ka 66.6 MVA MW 8.77 Mvar 47.9 %. ka MVA L Crucero - Laberinto C 49. MW -7. Mvar L Laberinto - Nva Zaldivar C 8.9 %. ka. MVA 7.86 MW 8.74 Mv ar 4.6 %.9 ka 7.8 MVA -7. MW -7. Mvar 4.6 %. ka 74. MVA Ln kv Laberinto-Nva Zaldivar cto.8 MW Mvar 6. %.4 ka.9 MVA MW 9.96 Mv ar 8. %. ka 7. MVA MW -8.6 Mvar 8. %. ka 76. MVA rw AG Andes-Nva. Zaldívar # rw NG Tap_off Oeste-Laberinto L El Cobre - Esperanza C 4.79 MW.48 Mv ar.97 %. ka 4.9 MVA MW -.7 Mvar.97 %. ka 4.69 MVA.7 MW -6. Mvar rw NG Andes-Tap_off Oeste 7. %. ka 9. MVA MW Mvar 4.47 %.4 ka.4 MVA rw AG Andes-Nva. Zaldívar # -4.6 MW 4.4 Mv ar.4 %. ka 4.8 MVA L El Cobre - Esperanza C LkV Laberinto - El Cobre MW Mvar 9.4 %.4 ka.4 MVA 9.68 MW -7.8 Mvar -88. MW 8.47 Mvar 9. MW -4.9 Mvar MW -. Mvar 4.64 MW -4.7 Mvar -.4 MW.4 Mvar MW.6 Mvar MW.6 Mvar.4 %. ka 9.9 %. ka.79 %. ka 8.6 %. ka.4 %. ka 7. %.4 ka 4.47 %. ka 9.4 %. ka 4. MVA J 9. MVA 4.9 MVA 88.9 MVA 4. MVA. MVA.6 MVA.6 MVA DIgSILENT Barra # El Tesoro Esperanza Barra C. Atacama B. Angamos Laberinto Mejillones Mantos Blancos Mejillones Mejillones.8 Escondida O'Higgins Andes Sulfuros Esmeralda Esmeralda.8 Esmeralda Nueva Zaldivar Escondida Reactor Domeyko Figura 76: Saturaciones Línea Mejillones O Higgins x [kv]

151 rw TC Atacama-Esmeralda rw GA TGA rw GA TGB rw GA TVC rw GA TGA rw GA TGB rw GA TVC yrw TL Esmeralda //.8.67 MW 8. Mvar 9. MW 7. Mvar MW -.7 Mvar 6.8 %.4 ka 8.8 MVA 7.96 % 4. ka 6.84 %.9 ka 7.9 MVA. MVA Central Termica Hornitos rw ED CTM-TG -8. MW -8. Mvar 4.76 %. ka 8.4 MVA 8. MW 8. Mvar 6.8 %. ka 8.4 MVA SLACK Central Termica Andino xrw ED CTM rw ED CTM-TV xrw ED CTM.67 MW 8. Mvar -. MW -. Mvar -. MW -. Mvar 9. MW 7. Mvar -. MW -. Mvar -. MW -. Mvar -. MW -. Mvar 7.96 % 4. ka. %. % 6.84 %.9 ka. %. % 6.8 %. ka xrw GA TGA / 7.9 MVA rw GA TGB /. MVA. MVA rw GA TVC / rw GA TGA /. MVA rw GA TGB /. MVA. MVA rw GA TVC /.4 MVA MW -.96 Mvar 6. MW -.7 Mvar 6. MW Mvar 6. MW -7. Mvar.77 %.94 ka 7.6 % 6.46 ka 6.4 %. ka 8. %.7 ka. MW. Mvar -.8 MW Mvar. MW. Mvar. MW. Mvar MW Mvar. MW. Mvar 8.6 MW.8 Mvar. MW. Mvar MVA 9. MVA 7.8 MVA 7.49 MVA 7.96 %.9 ka. %. % 6.84 %.6 ka. % 4.76 %. ka. %. ka.4 MVA.6 MVA MVA.6 MVA.7 ka MVA.6 MVA 8.6 MVA.6 MVA MW -. Mvar. MW -.96 Mvar -. MW. Mvar.94 MW -4. Mvar 6. MW -.7 Mvar 48.9 MW -47. Mvar -. MW -8.7 Mvar. 4 % %.94 ka 8. % 6.46 ka 8.6 MW -7. Mvar Trafo CT Hornitos. MVA Trafo CTAndino 9. MVA. %. ka 8.9 MVA.89 MVA x rw ED CTM -TV /.. % SS/AA Esmeralda. MVA x rw ED C TM -TG / 7.4 %.66 ka 7.8 %.8 ka 8.4 %.6 ka. MVA. MW -.8 Mvar. MW -.8 Mvar 8.6 MW -7. Mvar 68.7 MVA 9. %. ka 9. %. ka 8.9 MVA.89 MVA rw ED C TM / 68. MVA x rw ED CTM /.8.88 MVA. %. ka Trafo SLACK.7 MW.9 Mvar -. MW.9 Mvar.7 MW.8 Mvar -.76 MW 4.8 Mvar -6. MW. Mvar.8 MW 8.79 Mvar -9. MW -6.7 Mv ar 4.7 %. ka 9.8 MVA MW.84 Mvar %.67 %.6 ka. % 7.4 %.8 ka 8. %.4 ka 8.4 %.4 ka 7.8 %.9 ka.4 ka MVA 4. MVA.9 MVA 7.9 MVA 6. MVA 4. MVA 7. MVA MW -. Mvar.6 MW -7.4 Mvar 49.4 MW Mvar MW 4. Mvar 7. MW 7. Mvar %. ka.4 %.4 ka.6 %. ka %.6 ka 44.9 %.44 ka Breaker/S MVA 4.47 MVA MVA 7.99 MVA 7.4 MVA rw ED Chacaya-Crucero rw ED Chacaya-Mejillones Central Termica Angamos U -7.4 MW -7.6 Mvar 44.9 %.44 ka 7.9 MVA 44.6 MW.68 Mvar 4.7 %. ka 4.8 MVA Central T.. rw ED Mejillones // MW -.44 Mv ar 4.7 %. ka.4 MVA. MW 4.6 Mvar. MW 4.6 Mvar % 4.6 ka 4. % 4.6 ka.6 MVA.6 MVA rw GA Atacama-Domeyko # rw ED Chacaya-Capricornio 6.48 MW 6.68 Mv ar 68.4 %. ka 6.66 MVA rw GA Atacama-Domeyko #. MW 4.6 Mvar. MW 4.6 Mvar. % 4.6 ka. % 4.6 ka trafo Angamos U.6 MVA.6 MVA trafo Ang MW -8.7 Mvar MW -8.7 Mvar. %.6 ka. %.6 ka rw GA Mejillones-O'Higgins xrw GA O Higgins-Bombeo #. MVA. MVA -4.8 MW Mv ar 68.4 %. ka 4. MVA 89.6 MW.4 Mv ar 49. %.4 ka MVA -89. MW -.88 Mv ar 49. %.4 ka 89.8 MVA MW -.69 Mvar MW 4.7 Mvar MW 4.7 Mvar 48.8 %. ka.84 %. ka.84 %. ka 86.8 MVA MVA MVA MW.78 Mvar -.8 MW -. Mvar 4. %. ka rw TC Atacama-Encuentro # rw TC Atacama-Encuentro # %.6 ka 8.8 MVA.8 MVA 7.9 MW -.6 Mvar 4.8 %.9 ka 7. MVA -8. MW -8.6 Mv ar 6. 7 %. ka.4 MVA rw ED Capricornio-Mantos Blancos Bombeo #-Llanos MW -.79 Mvar 4. %. ka MW Mv ar 7. 6 %.8 ka.7 ka MVA xrw TC Crucero-Encuentro # -9.8 MW 4.7 Mv ar 9. %. ka 9.7 MVA 8.8 MVA -7. MW 9.6 Mvar 4.8 %.9 ka 7.7 MVA 6.8 MW -7.6 Mvar.8 %.7 ka 4.64 MW 7. Mv ar 9.6 %.9 ka.4 MVA 6.98 MVA 4.6 MW Mvar 8.4 %.4 ka.9 MVA -8.8 MW 9.7 Mv ar %. ka 84.6 MVA 9.7 MW 6.4 MW -8. Mv ar.64 Mv ar % 7. 6 %. ka.7 ka. MVA 6.74 MVA MW 4.7 Mv ar. ka 9. % ka 9.7 MVA -6.9 MW.4 Mvar.8 %.7 ka xrw TC Crucero-Encuentro # MW MW -7.6 Mv ar-7.76 Mv ar 9.6 %.8 %.9 ka. ka.47 MVA 9.7 MVA 6.6 MVA 6.7 MW -6. Mvar 4.6 %.6 ka 6. MVA rw GA Encuentro-El Tesoro -6. MW 4.7 Mvar %.6 ka -9. MW -.9 Mvar -.8 MW -. Mvar 6. MVA 8. %.7 ka.87 MVA.4 MVA L Esperanza - El Tesoro L Angamos - Laberinto C L Angamos - Laberinto C Bombeo #4-Domeyko %. ka 8.8 MW -.8 Mv ar.97 %.6 ka 9.9 MVA -8.7 MW 4.4 Mv ar.97 %.6 ka 8.88 MVA L Chac.. L Chac MW -9.8 Mv ar. %. ka 78.8 MVA ka MW -. Mvar -.8 MW.7 Mvar 8. %.7 ka 9. %.7 ka.8 MVA.87 MVA Ln kv Laberinto-Mantos Blancos MW -9.8 Mv ar. %. ka 78.8 MVA Sulfuros-Domeyko.88 MW -. Mvar.9 %. ka. MVA -.66 MW -4. Mvar %.7 ka 6. MVA -.88 MW.4 Mvar.9 MW -9. Mvar 4.8 %. ka 4.6 MVA.9 %. ka. MVA Ln kv Crucero-Laberinto cto -8. MW -4.6 Mvar.8 %.6 ka xrw GA Domeyko-Escondida B/S 7.87 MVA -.9 MW 8.7 Mvar 4.8 %. ka 4. MVA B/S Reactor Esc. B/S Reactor Esc MW-89.7 MW 6.7 Mvar -.49 Mvar 8.4 %.84 %. ka.4 ka 48. MVA 9.7 MVA Nueva Zaldívar-Sulfuros L Escondida - Nva Zaldivar MW Mvar 4.7 %. ka 7.4 MVA MW -.49 Mvar.84 %.4 ka 9.7 MVA 8.4 MW 4. Mvar.8 %. ka 6.98 MVA 64.9 MW 7.8 Mvar 4.7 %. ka 7. MVA L Crucero - Laberinto C. MW 7. Mvar L Laberinto - Nva Zaldivar C 7.7 MW Mv ar.8 %. ka. MVA 4.47 %. ka 7.9 MVA -4.7 MW -7. Mvar 4.47 %.6 ka 6.6 MVA Ln kv Laberinto-Nva Zaldivar cto 8.8 MW -.4 Mvar 6. 7 %. ka.9 MVA 6.64 MW 8.6 Mvar. %. ka 9.6 MVA -6. MW -8.7 Mvar. %.7 ka 6. MVA rw AG Andes-Nva. Zaldívar # rw NG Tap_off Oeste-Laberinto L El Cobre - Esperanza C.9 MW 8.9 Mv ar.4 %.8 ka.4 MVA -.89 MW -9.6 Mvar.4 %. ka 6.6 MVA -. MW -.6 Mvar rw NG Andes-Tap_off Oeste.9 %. ka.64 MVA -4. MW -.6 Mvar.69 %. ka 49. MVA rw AG Andes-Nva. Zaldívar # 6.84 MW -.4 Mvar 4.4 %. ka. MVA L El Cobre - Esperanza C LkV Laberinto - El Cobre -4. MW -.6 Mvar 8.9 %. ka 49. MVA.9 MW -.4 Mvar -. MW.48 Mvar.8 MW -. Mvar MW -7.8 Mvar MW 9.7 Mvar.4 MW.8 Mvar 4. MW.86 Mvar 4. MW.86 Mvar %.7 ka.4 %. ka 9. %.7 ka.6 %. ka 4.4 %. ka.9 %. ka.69 %. ka 8.9 %. ka 6.4 MVA J. MVA.9 MVA.6 MVA 7.77 MVA.6 MVA 46. MVA 46. MVA DIgSILENT Barra # El Tesoro Esperanza Barra C. Atacama B. Angamos Laberinto Mejillones Mantos Blancos Mejillones Mejillones.8 Escondida O'Higgins Andes Sulfuros Esmeralda Esmeralda.8 Esmeralda Nueva Zaldivar Escondida Reactor Domeyko Figura 77: Operación SING Conexión SS/EE Chacaya Gas Atacama De esta forma, queda en evidencia que las saturaciones en el enlace Mejillones Domeyko x kv desaparecen al conectar ambas subestaciones, haciendo un mejor uso del sistema de transmisión existente en el SING y pudiendo aumentar las transferencias por la interconexión hasta los MW en sentido Sur-Norte. Dicha condición se aprecia en las siguientes figuras

152 %.4 ka %.6 ka %.6 ka %.4 ka %.6 ka %.6 ka Chacaya kv Chacaya kv MW ka MW ka %.4 ka %.7 ka %.67 ka %.67 ka Cardones kv %. ka %.8 ka.98.. C %. ka Figura 78: Transferencias de MW Hidrología Húmeda

153 rw TC Atacama-Esmeralda rw GA TGA rw GA TGB rw GA TVC rw GA TGA rw GA TGB rw GA TVC yrw TL Esmeralda // MW -.7 Mvar 6.8 %.4 ka 8.8 MVA Central Termica Hornitos rw ED CTM-TG -8. MW -8. Mvar 4.76 %. ka 8.4 MVA 8. MW 8. Mvar 6.8 %. ka 8.4 MVA SLACK Central Termica Andino xrw ED CTM rw ED CTM-TV xrw ED CTM -. MW -. Mvar -. MW -. Mvar -. MW. Mvar -. MW -. Mvar -. MW -. Mvar -. MW -. Mvar -. MW -. Mvar. %. %. %. %. %. % 6.8 %. ka xrw GA TGA /. MVA rw GA TGB /. MVA. MVA rw GA TVC / rw GA TGA /. MVA rw GA TGB /. MVA. MVA rw GA TVC /.4 MVA MW.94 Mvar 6. MW.6 Mvar 6. MW.6 Mvar 6. MW.6 Mvar.4 %.4 ka.68 %. ka.68 %. ka 4.86 %.4 ka. MW. Mvar. MW. Mvar. MW. Mvar. MW. Mvar. MW. Mvar. MW. Mvar 8.6 MW.8 Mvar. MW. Mvar MVA MVA MVA MVA. %. %. %. %. % 4.76 %. ka. %. ka.4 MVA.6 MVA MVA.6 MVA.69 ka MVA.6 MVA 8.6 MVA.6 MVA MW -. Mvar. MW.94 Mvar -. MW. Mvar.94 MW 9. Mvar 6. MW.6 Mvar 48.9 MW.67 Mvar -. MW -8.7 Mvar. 4 % %.4 ka. %. ka MW -.86 Mvar Trafo CT Hornitos.7 MVA Trafo CTAndino MVA 6.7 %. ka MVA 7.74 MVA x rw ED CTM -TV /.. % SS/AA Esmeralda. MVA x rw ED C TM -TG /. %.4 ka 6.6 %. ka 8.4 %.6 ka. MVA 7. MW -.8 Mvar 7. MW -.8 Mvar MW -.86 Mvar 7. MVA 4.67 %.44 ka 4.67 %.44 ka MVA 7.74 MVA rw ED C TM /.6 MVA x rw ED CTM /.8.88 MVA 6.7 %. ka Trafo SLACK.7 MW.9 Mvar -. MW -.7 Mvar.7 MW.8 Mvar -.78 MW -6. Mvar -6. MW -9.9 Mvar.8 MW 8.79 Mvar -9. MW -6.7 Mv ar 4.7 %. ka 9.84 MVA MW -.79 Mvar %.6 %. ka. %. %. ka. %.6 ka 8.4 %.4 ka 6.6 %. ka. ka.9... MVA. MVA.9 MVA 6.6 MVA 6.6 MVA 4. MVA.6 MVA MW -9. Mvar 7. MW Mvar MW -. Mvar MW. Mvar 88.4 MW 9.8 Mvar %. ka.9 %. ka 4.9 %.8 ka.9 %.4 ka %.49 ka Breaker/S...79 MVA 7.64 MVA 7. MVA 89.4 MVA 7.4 MVA rw ED Chacaya-Crucero rw ED Chacaya-Mejillones Central Termica Angamos U -88. MW -9.8 Mvar %.49 ka 89. MVA 44.6 MW.68 Mvar 4.7 %. ka 4.8 MVA Central T.. rw ED Mejillones // MW -.44 Mv ar 4.7 %. ka.4 MVA. MW.6 Mvar % 4.4 ka 6.7 MVA rw ED Chacaya-Capricornio 4.77 MW 8.49 Mv ar %.7 ka 44. MVA rw GA Atacama-Domeyko # rw GA Atacama-Domeyko # -. MW -. Mvar. MW.6 Mvar. 6 % 6.46 % 4.4 ka trafo Angamos U. MVA 6.7 MVA trafo Ang...7 MW.6 Mvar MW -9. Mvar. 6 % 6.46 %.7 ka rw GA Mejillones-O'Higgins xrw GA O Higgins-Bombeo #.8 MVA 4.4 MVA MW -. Mv ar %.7 ka 4.78 MVA 6.4 MW.6 Mv ar 8.79 %.8 ka 6.4 MVA -.6 MW -. Mv ar 8.79 %.8 ka.66 MVA MW -.4 Mvar 9.8 MW. Mvar 9.8 MW. Mvar 7. %.8 ka. %. ka. %. ka.9 MVA 4.6 MVA 4.6 MVA MW -. Mvar -69. MW -9.9 Mvar 4.77 %.6 ka rw TC Atacama-Encuentro # rw TC Atacama-Encuentro #.9 %.4 ka 98. MVA MVA 4.4 MW -.9 Mvar. %.8 ka 7. MVA -4. MW -9.6 Mv ar %.7 ka 6. MVA rw ED Capricornio-Mantos Blancos Bombeo #-Llanos -98. MW. Mvar 4.77 %.6 ka MW Mv ar 9. %. ka.8 ka MVA xrw TC Crucero-Encuentro # MW.89 Mvar 98. MVA 4.67 %.44 ka 67. MVA -4.4 MW. Mvar. %.8 ka 6.7 MVA MW -9. Mvar 44.9 %. ka 9.8 MW. Mv ar.9 %.4 ka 9.8 MVA 8.4 MVA 74.6 MW -8.8 Mvar 9. %. ka 84. MVA -7.7 MW 7.6 Mvar %. ka 9. MVA.8 MW 69.6 MW -8.8 Mv ar. Mv ar % 9. %. ka.8 ka 9.6 MVA MW.89 Mvar. ka 4.67 % ka 67. MVA MW 8. Mvar 44.9 %. ka xrw TC Crucero-Encuentro # -9.8 MW -.7 MW -.4 Mv ar-8.64 Mv ar.9 % 4. %.4 ka.7 ka 9.8 MVA.7 MVA 69.6 MVA MVA 77. MW -9. Mvar 4.7 %. ka MVA rw GA Encuentro-El Tesoro -77. MW 7.88 Mvar %. ka -.8 MW -. Mvar -.9 MW -.6 Mvar 77. MVA.4 %.8 ka.4 MVA L Esperanza - El Tesoro L Angamos - Laberinto C L Angamos - Laberinto C Bombeo #4-Domeyko %. ka 74.9 MW Mv ar 4.7 %. ka 7.4 MVA MW 7.98 Mv ar 4.7 %. ka 7.6 MVA. MVA L Chac.. L Chac MW Mv ar 6.7 %. ka 9.6 MVA ka MW. Mvar MW.6 Mvar.4 %.8 ka. %.7 ka 8.67 MVA.4 MVA Ln kv Laberinto-Mantos Blancos -9. MW Mv ar 6.7 %. ka 9.6 MVA Sulfuros-Domeyko. MW -8.9 Mvar 9.47 %. ka.9 MVA -8.6 MW -4.9 Mvar 9. %.8 ka 8.79 MVA -. MW 8.9 Mvar 6.9 MW Mvar 9.8 %. ka 7. MVA 9.47 %. ka. MVA Ln kv Crucero-Laberinto cto -8.4 MW Mvar 8. %.4 ka xrw GA Domeyko-Escondida B/S.8 MVA -6.4 MW 4.76 Mvar 9.8 %. ka 6.88 MVA B/S Reactor Esc. B/S Reactor Esc MW-9.6 MW.4 Mvar -.8 Mvar 9. %. %. ka. ka 8.87 MVA.46 MVA Nueva Zaldívar-Sulfuros L Escondida - Nva Zaldivar -. MW Mvar 7. %.8 ka 6.9 MVA -9.6 MW -.8 Mvar. %. ka.46 MVA 8.49 MW 47. Mvar 8. %.4 ka.6 MVA. MW 4.9 Mvar 7. %.8 ka 6.48 MVA L Crucero - Laberinto C 9.9 MW 9.4 Mvar L Laberinto - Nva Zaldivar C.87 MW -8.6 Mv ar 4. %.7 ka.8 MVA 7.9 %. ka 4.79 MVA -8.8 MW -.4 Mvar 7.9 %. ka 49. MVA Ln kv Laberinto-Nva Zaldivar cto 4.6 MW Mv ar %.7 ka 6.9 MVA 4. MW.6 Mvar 8.9 %. ka 4. MVA MW -.78 Mvar 8.9 %.4 ka.84 MVA rw AG Andes-Nva. Zaldívar # rw NG Tap_off Oeste-Laberinto L El Cobre - Esperanza C. MW.4 Mvar.4 %.6 ka.6 MVA -.8 MW -. Mvar.4 %.8 ka 9.99 MVA -.6 MW -9.4 Mv ar rw NG Andes-Tap_off Oeste. 6 %.4 ka.7 MVA -8.4 MW -.4 Mvar.8 %. ka 46.6 MVA rw AG Andes-Nva. Zaldívar # MW -.99 Mv ar.44 %.8 ka 8.8 MVA L El Cobre - Esperanza C LkV Laberinto - El Cobre -8.4 MW -.4 Mvar 7.4 %. ka 46.6 MVA 8.6 MW -4. Mvar -7.8 MW 8.7 Mvar 8.7 MW -9.9 Mvar -7.8 MW -6.9 Mvar 8.68 MW.6 Mvar.8 MW 4.7 Mvar 8.8 MW 7. Mvar 8.8 MW 7. Mvar 9. %.8 ka.9 %.9 ka. %.8 ka 4.9 %.8 ka.44 %.8 ka. 6 %. ka.8 %. ka 7.4 %. ka 8.96 MVA J 7.8 MVA 8.8 MVA 7.4 MVA.7 MVA.4 MVA 4.7 MVA 4.7 MVA DIgSILENT Barra # El Tesoro Esperanza Barra C. Atacama B. Angamos Laberinto Mejillones Mantos Blancos Mejillones Mejillones.8 Escondida O'Higgins Andes Sulfuros Esmeralda Esmeralda.8 Esmeralda Nueva Zaldivar Escondida Reactor Domeyko Figura 79: SING ante transferencias de MW por la Interconexión. Los equipos de compensación incluidos tanto en las obras recomendadas en esta revisión del estudio de transmisión troncal como de la interconexión permiten mantener una estabilidad angular apropiada, siendo esta para la interconexión menor a los de diferencia entre las SS/EE Chacaya Cardones y Chacaya - Diego de Almagro. Sobre este punto, es importante recalcar que la capacidad de transporte puede mejorarse notablemente si se disminuye la reactancia de la línea. El uso de condensadores serie debe ser realizado previo estudio técnico especifico por los riesgos de resonancia subsíncrona así como otros problemas de tipo práctico que afectan a las protecciones. Este factor debe ser evaluado tanto cuantitativamente como cualitativamente puesto puede ser parte importante en la toma de decisiones ante otras tecnologías como HVDC, donde una de las principales ventajas de las líneas de corriente continua es que su reactancia es nula. Adicionalmente, existen consideraciones sobre la compensación reactiva que son interesante abordar: Si se asume que en ambos extremos de la línea de interconexión existen dispositivos que mantienen la tensión respectiva en un valor constante, independiente de la potencia transmitida, estos deben ser capaces de adaptar dinámicamente su potencia reactiva a la potencia activa transmitida especialmente en condiciones de operación de baja carga. Ahora bien, cuando se

154 regula la tensión en ambos extremos de la línea a un valor constante, la máxima caída de tensión, o subida si se produce efecto Ferranti, es en el punto medio de la línea. De esta forma, si se decide regular tensión en el punto medio de una línea larga en conjunto con los extremos se estará aumentando la capacidad de transmisión de esta a costas de mayor inversión en potencia reactiva

155 4. ANEXOS 4.. UNILINEALES DE LA PROPUESTA DE EXPANSIÓN Lateral Norte del SIC Situación Actual Nogales Las Palmas Pan de Azúcar Punta Colorada Cardones Los Vilos Monte Redondo Maitencillo Figura 8: Esquema unilineal actual del Lateral Norte del SIC

156 6 Polpaico Pan de Azucar Maitencillo Cardones Nogales Las Palmas Los Vilos Monte Redondo Punta Colorada Figura 8: Unilineal de la expansión propuesta del Lateral Norte del TxT

157 4.. ÁREA DE INFLUENCIA COMÚN ( KV) Situación Actual Polpaico Alto Jahuel Ancoa Charrua Figura 8: Unilineal actual del área de influencia común del TxT a Nivel de kv Año Polpaico Alto Jahuel Ancoa Charrua Figura 8: Unilineal para el año del área de influencia común del TxT a Nivel de kv, después del seccionamiento de la línea x kv Ancoa- Polpaico

158 Año Polpaico Alto Jahuel Ancoa Charrua Figura 84: Unilineal para el año del área de influencia común del TxT a Nivel de kv, después de la construcción del tercer circuito entre Ancoa y Alto Jahuel. Polpaico Lo Aguirre Alto Jahuel Ancoa Charrua Figura 8: Unilineal para el año del área de influencia común del TxT a Nivel de kv, después de la construcción de la nueva subestación Lo Aguirre

159 6 Polpaico Lo Aguirre Alto Jahuel Ancoa Charrua Figura 86: Unilineal para el año 6 del área de influencia común del TxT a Nivel de kv, después de la construcción del tercer circuito entre Charrúa y Ancoa y el tendido del cuarto circuito entre Ancoa y Jahuel

160 4.. LATERAL SUR DEL TXT Charrua Temuco Situación Actual Esperanza Valdivia Puerto Montt Ciruelos Barro Blanco Cautin Figura 87: Unilineal actual del sistema Lateral Sur del TxT del SIC

161 Charrua Temuco Esperanza Valdivia Puerto Montt Ciruelos Barro Blanco Mulchen Cautin Figura 88: Unilineal del sistema Lateral Sur del TxT del SIC, una vez que se materializa la normalización de la subestación ciruelos

162 Charrua Pichirropulli Puerto Montt Temuco 6 Esperanza Ciruelos Barro Blanco Mulchen Cautin Valdivia Figura 89: Unilineal del sistema Lateral Sur del TxT del SIC, una vez que se materializan los proyectos de expansión en el año