INFORME DEFINITIVO REVISIÓN 2013 ESTUDIO DE … · 6.3 DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO 23 7 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN 24 ... debido a que el Informe Técnico se basa

Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 30 de octubre de 2013

Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 1 - Informe Definitivo

INFORME DEFINITIVO

REVISIÓN 2013 ESTUDIO DE TRANSMISIÓN TRONCAL

CUATRIENIO 2011-2014

Dirección de Peajes

CDEC-SIC

30 de octubre de 2013



ÍNDICE DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN 6

2 RESUMEN EJECUTIVO 7

3 CONSIDERACIONES GENERALES 9

3.1 SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA 9 3.2 MODELACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS 10 3.1 MODELACIÓN DE CENTRALES SOLARES 11 3.2 PLAZOS ESTIMADOS DE CONSTRUCCIÓN DE OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL 11

4 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA 13

4.1 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA 13 4.2 AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS 13

5 SISTEMA DE GENERACIÓN 15

5.1 DISPONIBILIDAD DE GNL 16 5.2 EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE COMBUSTIBLE 17

6 SISTEMA DE TRANSMISIÓN 18

6.1 OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS 18 6.2 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN 20 6.3 DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO 23

7 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN 24

7.1 METODOLOGÍA DE ANÁLISIS 24 7.2 EXIGENCIAS DE LA NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO 25 7.2.1 CRITERIOS PARA LOS ANÁLISIS DE ESTABILIDAD. 25

8 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE SUFICIENCIA 28

8.1 LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN 28

9 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS 32

9.1 ESCENARIO BASE (ESCENARIO 0) 32



9.1.1 PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO BASE 32 9.1.2 DEMANDA PROYECTADA PARA ESCENARIO BASE 32 9.1.3 CARACTERÍSTICAS ESCENARIO BASE 36 9.2 ESCENARIO Nº1 37 9.2.1 PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO Nº1 37 9.2.2 DEMANDA PROYECTADA PARA ESCENARIO N°1 37 9.3 ESCENARIO Nº2 37 9.3.1 PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO Nº2 37 9.3.2 DEMANDA PROYECTADA PARA EL ESCENARIO N°2 38 9.3.3 CARACTERÍSTICAS ESCENARIO N°2 39

10 DIAGNOSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL

41

10.1 ZONA NORTE 41 10.1.1 TRAMO CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO 42 10.1.2 TRAMO MAITENCILLO - CARDONES 44 10.1.3 TRAMO PAN DE AZÚCAR - PUNTA COLORADA – MAITENCILLO 46 10.1.4 TRAMOS NOGALES – PAN DE AZÚCAR 49 10.1.5 SENSIBILIDAD TRAMOS NOGALES – PAN DE AZÚCAR 220 KV 51 10.1.6 TRAMOS POLPAICO – NOGALES 53 10.2 ZONA CENTRO 56 10.2.1 TRAMO LAMPA – POLPAICO 56 10.2.2 TRAMO CHENA - CERRO NAVIA 57 10.2.3 TRAMO ALTO JAHUEL – CHENA 57 10.2.4 TRAMOS RAPEL – A. MELIPILLA – LO AGUIRRE – CERRO NAVIA 58 10.2.5 SISTEMA DE 500 KV ENTRE ALTO JAHUEL Y POLPAICO 62 10.2.6 SISTEMA ANCOA AL NORTE 500 KV 65 10.2.7 TRAMO ANCOA 500/220 KV 66 10.2.8 TRAMO ANCOA – COLBÚN 220 KV 67 10.2.9 TRAMO COLBÚN – CANDELARIA 220 KV 67 10.2.10 TRAMO CANDELARIA – ALTO JAHUEL 220 KV 68 10.2.11 TRAMO ANCOA – ITAHUE 69 10.2.12 ANÁLISIS DE CORTO PLAZO PARA EL TRAMO LO AGUIRRE – CERRO NAVIA 69 10.3 ZONA SUR 70 10.3.1 TRAMO CHARRÚA – ANCOA 72 10.3.2 TRAMOS CHARRÚA - LAGUNILLAS 220 KV Y CHARRÚA - HUALPÉN 220 KV 74 10.3.3 TRAMO CAUTÍN – CHARRÚA 220 KV 75 10.3.4 TRAMO CAUTÍN – VALDIVIA 77 10.3.5 TRAMO CIRUELOS – PICHIRROPULLI 79 10.3.6 SISTEMA AL SUR DE S.E. PICHIRROPULLI 82

11 ANÁLISIS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA 85

11.1 METODOLOGÍA 85 11.1.1 MIN – MAX REGRET 85 11.2 ZONA NORTE 86



11.2.1 ESCENARIO 0 (BASE) 86 11.2.2 ESCENARIO N°2 89 11.2.1 ANÁLISIS DEL MÍNIMO ARREPENTIMIENTO PARA LA EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN EN LA ZONA NORTE 91 11.2.2 SENSIBILIDAD PARA TRAMO NOGALES-PAN DE AZÚCAR 220 KV 94 11.2.3 ANÁLISIS COMPLEMENTARIO ZONA NORTE 95 11.3 ZONA CENTRO 96 11.3.1 TRAMO LO AGUIRRE – CERRO NAVIA 97 11.4 ZONA SUR 99 11.4.1 ESCENARIO 0 (BASE) 99 11.4.2 ESCENARIO N°1 105 11.4.3 ANÁLISIS DEL MÍNIMO ARREPENTIMIENTO PARA LA EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN EN LA ZONA SUR 106

12 OTRAS OBRAS PROPUESTAS 111

12.1 NORMALIZACIÓN DE PATIO DE 220 KV S.E. CHENA 111 12.2 S.E. SAN ANDRÉS 112

13 ANÁLISIS DEL ESTADO Y MEJORAS EN SUBESTACIONES DEL SIC 113

14 CONCLUSIONES 114

ANEXO 1 117

ANEXO 2 118

ANEXO 3 119

ANEXO 4 120

ANEXO 5 121

ANEXO 6 122

ANEXO 7 123

ANEXO 8 124

ANEXO 9 125

ANEXO 10 126

ANEXO 11 127



ANEXO 12 128

ANEXO 13 129

ANEXO 14 130



1 INTRODUCCIÓN

De acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 99 del DFL Nº 4/2006, anualmente la Dirección de

Peajes (DP) del CDEC-SIC debe realizar, sobre la base del Informe Técnico señalado en el

Artículo 91 de la ley, una propuesta a la Comisión Nacional de Energía (CNE) de las obras de

Transmisión Troncal que deban realizarse o iniciarse en el período siguiente, para posibilitar

el abastecimiento de la demanda, considerando las exigencias de calidad y seguridad de

servicio vigentes; o la no realización de obras en ese período. Además, podrá considerar tanto

los proyectos de transmisión troncal contemplados en el Informe Técnico como los que sean

presentados a la DP por sus promotores.

La revisión a realizar en el presente periodo se basa en el “Informe Técnico para la

determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal,

Cuatrienio 2011-2014'', aprobado mediante la Res. Ex. Nº 194 del 19 de abril de 2011 de la

CNE, y rectificada mediante Res. Ex. Nº 232 del 05 de mayo de 2011 de la CNE, en adelante el

“Informe Técnico''. El Informe Técnico contiene las obras de transmisión troncal que deben

ser iniciadas dentro del Período Tarifario 2011-2014, en base a los resultados del “Estudio de

Transmisión Troncal'' (ETT). La presente revisión incorpora en su desarrollo las obras

decretadas en virtud de los planes de expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los

meses siguientes a la emisión de la Res. Ex N°194, indicando las obras necesarias para el

abastecimiento de la demanda.

En el presente informe se describen los análisis y conclusiones derivados de proyectar los

niveles de utilización del sistema de transmisión troncal para determinar los tramos sobre los

cuales resultaría pertinente evaluar expansiones. Se ha realizado un análisis de los flujos

esperados por los elementos serie del sistema de transmisión troncal, poniendo atención en

aquellos tramos en los que las transferencias sean superiores a las máximas admisibles con el

nivel de seguridad coherente con el criterio N-1. Para aquellos tramos del sistema que podrían

requerir un aumento de capacidad, se han llevado a cabo evaluaciones económicas de los

proyectos propuestos para determinar la conveniencia de su materialización.

Para el caso de la evaluación de la recomendación de las obras detalladas en el Informe

Técnico, esta Dirección utiliza los datos y supuestos del Estudio de Transmisión Troncal para

el cuatrienio 2011-2014, debido a que el Informe Técnico se basa en dicho Estudio. En

particular, para efectos de determinar los plazos de construcción de los proyectos ahí

contenidos, se han considerado 2.5 años para subestaciones nuevas, 5 años para líneas de

transmisión nuevas al norte de S.E. Charrúa, 5.5 años para líneas de transmisión nuevas al sur

de S.E. Charrúa y 2 años para cambio de conductor y tendido de segundo circuito en líneas

existentes.



2 RESUMEN EJECUTIVO

En el proceso 2013 de la revisión anual del ETT, la DP del CDEC- SIC ha elaborado una

propuesta de expansión del STT en base a una evaluación técnico - económica de las

necesidades de desarrollo del SIC. Para determinar el plan de expansión propuesto, se ha

analizado el comportamiento de los tramos troncales del sistema y los posibles

requerimientos de expansión, considerando dentro del conjunto de proyectos factibles las

obras incorporadas en el Informe Técnico de la CNE, que no han sido decretadas con motivo

de los últimos Planes de Expansión del Sistema Troncal del SIC y aquellos proyectos

presentados por las empresas promotoras.

Con el objetivo de determinar el comportamiento de los tramos troncales del SIC y las

opciones óptimas de expansión, el estudio considera el análisis de escenarios de generación y

demanda alternativos en base a la información recibida por la DP como respuesta a las cartas

DP Nºs 214-296/2013 y cartas DP Nºs 576-662/2013. Con lo anterior se ha estudiado el

comportamiento del sistema bajo los supuestos de tres escenarios, cuyos horizontes de

modelación comienzan en abril de 2013 y finalizan en marzo de 2028:

Escenario Base: Preparado a partir de proyecciones de demanda de la CNE,

distribuida en las barras mediante los perfiles de consumos obtenidos de los datos de

facturación de 2012 y la incorporación de futuros proyectos de consumo en

desarrollo efectivo. Considera además el plan de obras de generación de la CNE,

ajustado con la información más actualizada disponible por la DP.

Escenario N°1: El escenario considera proyectos de generación adicionales de

magnitud relevante en la zona sur. Se mantiene igual proyección de demanda que en

el Escenario Base y se incorporan al plan de obras centrales hidroeléctricas

emplazadas en la zona de Aysén (Blanco 375 MW y Cuervo 640 MW), conectadas en

Puerto Montt, retrasando la puesta en servicio de los módulos hidroeléctricos.

Escenario N°2: Considera la incorporación de los proyectos ERNC informados a la

DP, los cuales se ubican principalmente en la zona norte del SIC por un total

aproximado de 800 MW. Consistentemente con este aumento de generación se

supone que no se efectúa el cierre del ciclo combinado de la central Taltal y se

incorporan proyectos de consumo mineros por un total de 245 MW en la zona norte

del SIC.

Para la evaluación de la conveniencia económica de la materialización de los proyectos, se

utilizó la metodología consistente en determinar la diferencia entre los beneficios operativos

de expandir el sistema con el costo total actualizado de los proyectos en evaluación. El

beneficio operativo se obtiene como el ahorro en costos de operación y falla del sistema, al

comparar una simulación con proyecto con otra sin proyecto. En aquellos casos en que los

resultados de los análisis bajo los distintos escenarios originaron resultados de expansión

distintos, se aplicó la metodología Minmax Regret para optar por la decisión que minimiza el

máximo arrepentimiento.



El conjunto de obras recomendadas a partir de las evaluaciones económicas realizadas por la

DP del CDEC-SIC consta de tres proyectos de ampliación por un total de 37,307 miles de

dólares, una obra nueva por 81,519 miles de dólares y dos obras condicionadas por 23,074

miles de dólares.

Cuadro 1: Obras Troncales Recomendadas

(1) VI estimado por la DP a partir de la propuesta enviada por Eletrans. El valor presentado por la empresa promotora fue de

20,354 miles de US$. La puesta en servicio de esta obra se considera en conjunto con la entrada en operación del tendido del

primer circuito.

(2) Considera las obras en 220 kV en las respectivas SS.EE. Pichirropulli y Puerto Montt de acuerdo a lo presentado en acápite

11.4.3. Se sugiere analizar la conveniencia de incluir como parte de este proyecto la compra de un terreno en el trazado de la

línea y cercano a la S.E. Puerto Montt para la futura S.E. en 500 kV (no incluido en este VI).

Cuadro 2: Obras Troncales Recomendadas Condicionadas

(1) Obra condicionada a que Transelec no inicie de forma independiente al proceso de expansión del STT la construcción de este

proyecto, puesto que resulta conveniente que entre en operación lo antes posible. El proyecto evaluado considera que los

trabajos se realizan con línea energizada.

(2) Esta obra no se recomienda si a la fecha de publicación del respectivo decreto, se ha realizado por parte de la DP la

adjudicación del proyecto Nueva línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV, 2x1500 MVA, que implique una puesta en servicio

anterior a octubre de 2019 (ver acápite 11.3.1).

Otra obra cuya recomendación no obedece a evaluación económica se presenta en el cuadro

siguiente, por un VI total de 720 miles de dólares.

Cuadro 3: Otras Obras Troncales Recomendadas

Fecha Plazo

constructivo Obras Troncales Recomendadas

VI miles

de US$

ene-17 24 meses Seccionamiento completo en Rahue 11,753

nov-17 - Línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, tendido del segundo circuito (1) 14,113

ago-17 31 meses Cambio de conductor Ibis por Grosbeak en el tramo Loncoche - Valdivia 1x220 kV 11,441

nov-20 66 meses Línea 2x500 kV Pichirropulli – Puerto Montt, energizada en 220 kV (2) 81,519

Fecha Plazo

constructivo Obras Troncales Recomendadas Condicionadas

VI miles

de US$

ene-17 24 meses Modificación Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV (1) 7,474

May-17 28 meses Aumento de capacidad del tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV (2) 15,600

Fecha Plazo constructivo

Otras Obras Troncales Recomendadas VI

miles de US$

Sep-16 20 meses Normalización de Patio de 220 kV S.E. Chena 720



3 CONSIDERACIONES GENERALES

3.1 SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA

A continuación se describen los principales supuestos empleados en la modelación del

problema de coordinación hidrotérmica multinodal – multiembalse considerada para

representar la situación de despacho y transferencias esperados.

- Se considera un período de planificación que se inicia en abril de 2013 y termina en

marzo de 2028. El software empleado para resolver el problema de coordinación

hidrotérmica es PLP versión 2.18.

- La modelación considera el plan de obras de generación, costos y disponibilidad de

combustible de las bases OSE del Informe de Precios de Nudo de abril de 2013

elaborado por la CNE.

- Se han modelado las obras de transmisión troncal aprobadas por decreto a la fecha de

este informe, considerando las fechas estimadas de puesta en servicio informadas por

los propietarios de los sistemas de transmisión.

- La aleatoriedad hidrológica se ha considerado mediante series hidrológicas,

construidas a partir de los años hidrológicos 1960/61 al 2010/11.

- La aleatoriedad eólica se ha considerado mediante series de ventosidad, construidas a

partir de la información histórica de las centrales actualmente en operación.

- La aleatoriedad solar se ha considerado mediante series de niveles de radiación,

construidas a partir de mediciones de radiación solar en la zona norte.

- En general, hasta antes que puedan entrar en operación obras de expansión, se aplican

los límites de transmisión por líneas del Estudio de Restricciones en el Sistema de

Transmisión 2013 (ERST 2013) emitido por la Dirección de Operación del CDEC-SIC.

Lo anterior sin perjuicio de cálculos de límites distintos en algunos tramos para los

cuales se cuenta con información adicional a la utilizada en el ERST.

- Para la modelación de los transformadores desfasadores de la S.E. Cerro Navia se

realiza una simulación de la operación del SIC mediante el modelo de coordinación

hidrotérmica, liberando las restricciones de transmisión de la línea Cerro Navia –

Polpaico 2x220 kV. De los resultados se determina cuáles son las etapas en que las

transferencias resultan mayores al límite operativo esperado para el tramo. Luego,

sobre dichas etapas, y para todas las series hidrológicas, se modela un aumento del

paso de derivación en el transformador desfasador mediante la modificación de la

reactancia del tramo, verificando posteriormente que con el paso asignado no se

supere el flujo máximo esperado en ninguna de las hidrologías simuladas.

La reactancia a aplicar corresponde al valor equivalente al aumento de pasos en el

transformador desfasador. Esta se obtiene mediante la simulación de flujos de

potencia AC de variados escenarios de despachos, con los cuales se extraen las

transferencias por los circuitos y los ángulos en los extremos del tramo calculando

algebraicamente la reactancia equivalente a partir de los pasos de operación en el

transformador.



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

Seguridad y Calidad de Servicio, en adelante indistintamente Norma Técnica, NTSyCS

o NT, se considera la aplicación del criterio N-1 en las alternativas estudiadas. Además,

de acuerdo a este mismo artículo, la aplicación del criterio señalado no considera la

utilización de los recursos EDAC, EDAG ni ERAG activados por señal específica.

- En la modelación se han incorporado los sistemas SIC (142 barras, 243 centrales, 179

línea) y SING (77 barras, 48 centrales, 92 líneas), con los datos proveniente del modelo

correspondiente al ITPND de abril de 2013. Estos sistemas se han interconectado a

partir del año 2020.

- En la modelación se han considerado 4 bloques de demanda mensuales desde enero

de 2017 hasta diciembre de 2025, con la finalidad de representar adecuadamente las

transferencias esperadas para diversas condiciones de consumo durante el período

más relevante. Para el resto del horizonte se consideró 1 bloque mensual.

3.2 MODELACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS

La variabilidad de los vientos incidentes a las centrales eólicas, implica una considerable

volatilidad en la inyección de energía al sistema eléctrico, lo cual influye en los flujos de

potencia a través de las líneas del sistema de transmisión troncal. Debido a la inclusión de

proyectos eólicos en el Plan de Obras de Generación de la CNE, especialmente en la zona

norte, se efectuó una modelación más detallada de la generación de estas centrales para dar

cuenta de su estocasticidad. El procedimiento de modelación se explica a continuación.

Como parte del proceso de modelación de la demanda, en cada sub-período mensual se

construye una curva de duración a partir de la cual se seleccionan los bloques que

representen de mejor manera la curva horaria de demanda, así cada bloque contiene un

conjunto de horas de demanda asignadas.

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

selecciona el conjunto de generaciones horarias que la central Canela presentó el año 2009,

correspondiente con las horas del año de dicho bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la

generación horaria dentro del bloque, obteniendo así un conjunto de generaciones del cual se

extraen los 3 valores coincidentes con el percentil 75%, 50% y 25% de la curva obtenida. Los

niveles de generación seleccionados son los que definen los tres escenarios de generación

eólica para cada bloque del horizonte de estudio, denominados: “ventoso”, “medio” y “calmo”

respectivamente, los cuales son normalizados en base a la potencia máxima de la central

Canela.

En una segunda etapa, se construye una matriz de generación eólica base, la cual contiene,

para cada uno de los bloques del horizonte y para cada una de las 51 hidrologías modeladas,

un escenario de ventosidad escogido en forma aleatoria. Posteriormente se construyen las

series a incorporar al modelo de coordinación hidrotérmica, asignando a cada bloque de la

primera serie los elementos correspondientes al primer año hidrológico de la matriz base. El

resto de las series se construyen de la misma forma.



La modelación de la demanda puede realizarse con distinta cantidad de bloques para distintos

períodos del horizonte de planificación, por lo que la metodología descrita se realiza para cada

período en que se modifique el número de bloques mensuales.

3.1 MODELACIÓN DE CENTRALES SOLARES

La variabilidad de la generación solar ha sido tratada con una metodología similar a la

utilizada para el caso de las centrales eólicas.

En este caso se utilizaron los datos de radiación solar en el norte de Chile que se encuentran

disponibles en la página web del Ministerio de Energía1, cuyas mediciones fueron analizadas

y reprocesadas por el Instituto Fraunhofer para Sistemas de Energía Solar (Fraunhofer ISE) de

Alemania.

Se seleccionaron los datos horarios disponibles para la estación Inca de Oro, durante el año

2010, considerando tecnología sin seguimiento, para representar el perfil de generación de la

central modelo.

Para cada mes y para cada uno de sus bloques, se selecciona el conjunto de generaciones

horarias que la central modelo presentó, correspondiente con las horas del año que definen

dicho bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la generación horaria dentro del bloque,

obteniendo así un conjunto de generaciones del cual se extraen los 3 valores coincidentes con

el percentil 75%, 50% y 25% de la curva obtenida. Los niveles de generación seleccionados

son los que definen los tres escenarios de generación solar para cada bloque del horizonte de

estudio, denominados: “alto”, “medio” y “bajo” respectivamente, los cuales son normalizados

en base a la potencia máxima de la central modelo.

En una segunda etapa, se construye una matriz de generación solar base, la cual contiene, para

cada uno de los bloques del horizonte y para cada una de las 51 hidrologías modeladas, un

escenario de radiación escogido en forma aleatoria. Posteriormente se construyen las series a

incorporar al modelo de coordinación hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera

serie los elementos correspondientes al primer año hidrológico de la matriz base. El resto de

las series se construyen de la misma forma.

3.2 PLAZOS ESTIMADOS DE CONSTRUCCIÓN DE OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL

A partir de la experiencia obtenida en las licitaciones anteriores, se han estimado los

siguientes plazos para el proceso administrativo que media entre la publicación del decreto de

expansión que corresponda y el inicio de la construcción de obras que se decretasen:

1 http://antiguo.minenergia.cl/minwww/opencms/03_Energias/Otros_Niveles/renovables_noconvenci

onales/Tipos_Energia/energia_solar.html



Figura 1: Estimación de plazos para los procesos administrativos

Con la finalidad de estimar adecuadamente las etapas a partir de las cuales sería posible

aumentar los actuales límites de transmisión y así, evaluar el uso potencial de las

instalaciones del sistema de transmisión troncal para aquellos años en que pudiera requerirse

obras nuevas o ampliaciones, es necesario estimar los plazos de construcción de nuevos

proyectos de transmisión. De esta forma, para efectos del presente informe, los plazos

considerados corresponden a aquellos definidos en el Estudio de Transmisión Troncal que

enmarca la presente revisión, los cuales se detallan en la Figura 2.

Figura 2: Plazos de construcción de obras de expansión

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

HITOS DEL PROCESO

Rev2013 CDEC ETT oct-13

Plan de Expansión CNE ene-14

Panel de Expertos 2 meses

Decreto Ministerio de Energía 1 mes

Proceso de llamado a licitación 1 mes

Adjudicación de la obra 4 meses

Publicación del decreto de adjudicación 2 meses

Inicio de la construcción 1 mes

Adjudicación de la obra 8 X

Publicación del decreto de adjudicación 2 meses

Inicio de la construcción 1 mes

Obra Nueva

12 meses

2012 2013 2014

Obra de

Ampliación

8 meses



4 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA

4.1 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA

La previsión de demanda de energía y potencia por barra se desagregó hasta el nivel

modelado en el programa de coordinación hidrotérmica, para el período comprendido entre

abril de 2013 y marzo de 2028, de acuerdo al tipo de consumo, desagregando entre libre y

regulado. El comportamiento de cada tipo de consumo se caracteriza a través de curvas de

duración de uno o cuatro bloques mensuales.

La distribución de consumos mensuales, por bloque y por barra, se calcula con la información

obtenida de los balances de transferencias del CDEC-SIC para el período enero – diciembre

2012.

Para determinar los consumos de los años siguientes (período 2013-2023), se han

considerado las tasas de crecimiento zonales definidas en el Informe Técnico de Precios de

Nudo Definitivo de la CNE de Abril de 2013. Además, para efectos de distribuir

adecuadamente los consumos entre las distintas barras de una misma zona, se ha realizado un

ajuste del consumo industrial que considera la información sobre proyectos en desarrollo

efectivo. Para los efectos indicados anteriormente, la DP ha solicitado a los clientes libres,

distribuidoras y a aquellas empresas que han hecho pública su intención de desarrollar

proyectos que involucran un aumento relevante de demanda para el SIC, que informen si con

los requisitos para ser considerados como desarrollo efectivo o proyectan estarlo en el corto

plazo.

4.2 AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS

El ajuste del consumo industrial que considera la información sobre proyectos en desarrollo

efectivo, se realiza siguiendo el procedimiento que se describe a continuación:

A todos los consumos de clientes libres se aplica una tasa de crecimiento base de 1,8%,

estimada a partir de la tasa de crecimiento promedio obtenida de la información histórica de

los consumos de los clientes libres, excluyéndose los consumos de los clientes que ingresaron

o salieron en el período considerado.

Luego se agregan los consumos considerados en desarrollo efectivo del Cuadro 17, y

finalmente se ajustan los consumos del sistema (a excepción de los considerados

previamente) de forma de alcanzar los niveles de consumo de energía anual que se muestran

en el Cuadro 19 presentado más adelante.

Para efectos de aplicar los crecimientos a los consumos regulados, las cargas se agruparon

definiendo seis zonas:

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



2. Centro : considera los consumos ubicados entre Nogales y Alto Jahuel,

incluyendo los consumos conectados a estas subestaciones.

3. Itahue : considera los consumos ubicados entre Alto Jahuel e Itahue en niveles

de tensión menor o igual a 154 kV, con excepción del consumo ubicado en la

subestación Parral.

4. Concepción : considera los consumos ubicados en la zona de Concepción en

niveles de tensión menor o igual a 154 kV, con excepción del consumo ubicado

en la subestación Chillán.

5. Sur : considera los consumos ubicados entre las subestaciones Ancoa y

Charrúa incluida.

6. Austral : considera los consumos ubicados al sur de la subestación Charrúa.



5 SISTEMA DE GENERACIÓN

El Informe Técnico Definitivo de Precios de Nudo de Abril de 2013 (ITPND) establece un plan

de obras de generación, que contempla la instalación de 5318 MW entre abril 2013 y

diciembre de 2023, de los cuales 837 MW están en construcción y 4481 MW han sido

recomendados. Los datos presentados en el (Cuadro 4) y (Cuadro 5), consideran como base el

plan del ITPND, ajustado con información adicional que los propietarios de proyectos de

generación han remitido a la DP.

Cuadro 4: Obras de Generación en Construcción

Fecha de Entrada Obras en construcción Potencia

Barra MW

Abr-2013 CH Rio Huasco 4,3 Maitencillo 110

Abr-2013 Talinay Oriente 90 Talinay220

May-2013 CH Bonito 12 Barro Blanco 220

Sep-2013 Los Hierros 25,1 Loma Alta 220

Sep-2013 San Andres 40 Tinguiririca 154

Sep-2013 Negrete Cuel 33 Charrúa 154

Sep-2013 Pulelfu 9,4 Osorno 066

Dic-2013 Angostura 316 Mulchen220

Dic-2013 San Andres 47 SAndres220

Dic-2013 Llano de llampos 93.6 Cardones 220

Dic-2013 Itata 10 Charrúa 066

Ene-2014 Eólica San Pedro 36 PMontt220

Mar-2014 El Arrayán 115 ElArrayan220

Mar-2014 Los Cururos 109 LCururos220

Jul-2014 Picoiquen 19 Charrúa 154

Nov-2014 El Paso 60 Tinguiririca 154

Ene-2015 Punta Palmeras 45 LasPalmas220

Oct-2015 Guacolda 05 152 Guacolda 220

May-2017 San Pedro 144 Ciruelos 220

Cuadro 5: Obras de Generación Recomendadas

Fecha de Entrada Centrales Potencia

Barra MW

Jun-2015 Hidroeléctrica VII Región 01 30 Ancoa 220

Nov-2015 Hidroeléctrica VIII Región 02 20 Charrúa 220

Dic-2015 Eólica IV Región 01 50 Pan de Azúcar 110

Jul-2016 Taltal CC GNL 120 Paposo 220

Nov-2016 Eólica Concepción 01 50 Concepción 220

Ene-2017 Hidroeléctrica VIII Región 01 136 Ancoa 220

Mar-2017 Central Des.For. VIII Region 01 9 Arauco 066

Sep-2017 Hidroeléctrica RM 01 256 Florida 110

Oct-2017 Geotérmica Calabozo 01 40 Calabozo 220

Dic-2017 Eólica IV Región 02 50 Pan de Azúcar 110

Abr-2018 Hidroeléctrica RM 02 275 Los Almendros 110

May-2018 Carbón VIII Región 01 343 Charrúa 220

Jun-2018 Geotérmica Potrerillos 01 40 Colbún 220

Ago-2018 Eólica IV Región 03 50 Los Vilos 220

Sep-2018 Central Des.For. VII Región 01 15 Itahue 154

Oct-2018 Central Des.For. VII Región 02 10 Itahue 154

Dic-2018 Eólica Concepción 02 50 Concepción 220

Jun-2019 Quintero CC FA GNL 35 San Luis 220

Jun-2019 Quintero CC GNL 120 San Luis 220



Oct-2019 Hidroeléctrica VII Región 02 20 Ancoa 220

Dic-2019 Eólica IV Región 04 50 Los Vilos 220

Ene-2020 Central Des.For. VII Región 03 10 Itahue 154

Feb-2020 Carbón Maitencillo 02 342 Maitencillo 220

Mar-2020 Eólica IV Región 05 50 Pan de Azúcar 110

Sep-2020 Geotérmica Calabozo 02 40 Calabozo 220

Oct-2020 Eólica Concepción 03 50 Concepción 220

Ene-2021 Geotérmica Calabozo 03 40 Ancoa 220

Mar-2021 Hidroeléctrica VIII Región 03 20 Charrúa 220

Abr-2021 Módulo 01 660 Lo Aguirre 500

Ene-2022 Hidroeléctrica VII Región 03 20 Ancoa 220

Ene-2022 Candelaria CC GNL 120 Candelaria 220

Ene-2022 Eólica Concepción 04 50 Concepción 220

Ene-2022 Geotérmica Potrerillos 02 40 Colbún 220

Jul-2022 Módulo 02 500 Lo Aguirre 500

Jun-2023 Módulo 04 770 Lo Aguirre 500

Cabe indicar que con el Plan de Obras señalado se cumple con el abastecimiento de la

demanda del SIC y, por lo tanto, con lo indicado en el Oficio Circular SEC N°10666 del 27 de

octubre de 2010. Este Oficio señala que, “los CDEC deberán considerar en su análisis todas

aquellas obras, ya sea existentes, en construcción, en proyecto, o bien formalmente

recomendadas, que técnicamente permitan abastecer la demanda, cumpliendo las exigencias

de seguridad y calidad de servicio contenidas en la ley”, esto para efectos de la interpretación

de desarrollos efectivos en materia de generación.

De esta forma, en consideración al Oficio señalado, para efectos de las recomendaciones

realizadas en este informe, todas las obras de generación indicadas en el Cuadro 5, han sido

consideradas como desarrollos efectivos.

5.1 DISPONIBILIDAD DE GNL

En función de lo establecido en el Informe Técnico de Precio de nudo, se ha considerado total

disponibilidad de GNL para las siguientes centrales a partir de las fechas que se indican:

• San Isidro : Todo el horizonte

• San Isidro 2 : Todo el horizonte

• Quintero I : Enero 2014

• Quintero II : Enero 2014

• Tal Tal : Todo el horizonte

• Nueva Renca : Abril 2014

• Candelaria I : Octubre 2018

• Candelaria II : Octubre 2018

• Nehuenco I : Abril 2015

• Nehuenco II : Abril 2016



5.2 EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE COMBUSTIBLE

Los precios de combustible a considerar en todos los análisis corresponden a los del ITPND

Abr-2013. Para aquellos años en exceso del horizonte de estudio, se han estimado los valores

siguiendo la misma tendencia de crecimiento observada en el período CNE.

En la Figura 3 se presenta gráficamente el rango de precios de los combustibles acotado por

los valores máximos y mínimos observados para el conjunto de centrales térmicas modeladas.

Figura 3: Banda de evolución de precios de combustibles

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

Pre

cio

[U

SD/t

on

]

Rango de precio Diesel

PROMEDIO

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Pre

cio

[U

SD/D

m3

]

Rango de precio GNL

PROMEDIO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Pre

cio

[U

SD/t

on

]

Rango de precio Carbón

PROMEDIO



6 SISTEMA DE TRANSMISIÓN

En los análisis realizados se consideraron los proyectos del transmisión en el Sistema Troncal

actualmente en construcción, adjudicados y/o por adjudicar, que son modelados en el

programa de coordinación hidrotérmica de acuerdo a lo establecido en el Estudio de

Transmisión Troncal del cuatrienio 2011-2014, los decretos de expansión N° 115 y 116

exentos del 2 de mayo de 2011, el decreto de expansión N° 82 exento del 24 de marzo de 2012

y el decreto de expansión N°310 de agosto de 2013 (Cuadro 7, Cuadro 8, Cuadro 9 y Cuadro

10).

A partir de mayo del año 2020 se ha considerado la interconexión de los sistemas SIC-SING, la

cual se ha incorporado con tecnología HVDC, de acuerdo a lo modelado por CNE en informe

técnico definitivo de precio de nudo de Abril 2013.

Las fechas de entrada de estos proyectos corresponden a las mejores estimaciones con que

cuenta la DP a agosto de 2013.

6.1 OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS

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

Cuadro 6: Obras de Transmisión Troncal en construcción a agosto de 2013.

Fecha de Entrada Obra Capacidad [MVA]

Ene-2014 Línea Ancoa - Polpaico 1x500 kV: seccionamiento.

Ene-2014 Línea de entrada a A. Jahuel 2x500 kV. 2x1732 (35° C, c/sol)

Jul-2014 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: primer circuito. 1x1732 (35° C, c/sol)

Cuadro 7: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 115 del 2 de mayo de 2011

Fecha estimada de entrada

Obra Capacidad [MVA]

oct-2014 CER en 220 kV de S/E Cardones +100/-60 MVAr

sep-2015 Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I 750

nov-2017 Nueva Línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV: tendido primer circuito 2 x 290

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

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

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

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

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



Cuadro 8: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 116 del 2 de mayo de 2011

Fecha estimada de

entrada Obra

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

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

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

Cuadro 9 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 82 del 24 de marzo de 2012

Fecha estimada de entrada Obra Capacidad [MVA]

sep-2016 Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV 750

oct-2018 (*) Nueva Línea Lo Aguirre – C.Navia 2x220 kV 2 x 1500

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

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

(*) Licitación declarada desierta durante el primer llamado. La fecha de puesta en servicio considera un retraso debido a los

nuevos procesos de licitación.

Cuadro 10 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 310 del 8 de agosto de 2013

Fecha estimada de entrada

Obra Capacidad [MVA]

may-2016 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: segundo circuito. 1x1732 (35° C, c/sol)

may-2017 Seccionamiento S/E Ciruelos

sep-2017 Tercer Transformador A.Jahuel 500/220 kV 1x750

ene-2018 Banco Autotransformadores, 500/220 kV, 750 MVA. S/E Nueva Cardones, S/E Nueva Maitencillo y S/E Nueva Pan de Azúcar

1x750

abr-2016 Ampliación S/E Ancoa 500 kV

abr-2016 Ampliación S/E Pan de Azúcar 220 kV

jul-2016 Ampliación S/E Cardones 220 kV

jul-2016 Ampliación S/E Cerro Navia 220 kV

jul-2016 Ampliación S/E Maitencillo 220 kV

jul-2016 Ampliación S/E Polpaico 500 kV y cambio de interruptor paño acoplador 52JR

sep-2016 Ampliación S/E Rapel 220 kV e instalación de interruptor 52JS

ene-2017 Ampliación S/E Charrúa 500 kV y cambio interruptor paños acopladores 52JR1, 52JR2, 52JR3

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

ene-2017 Ampliación S/E Las Palmas 220 kV

ene-2017 Cambio interruptor paño acoplador 52JR S/E Alto Jahuel



6.2 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN

A continuación se describen las obras incorporadas en el Informe Técnico de la CNE, que no han sido decretadas con motivo de los últimos Planes de Expansión del Sistema Troncal del SIC, las cuales son consideradas para efectos de evaluar la pertinencia de expandir el Sistema de Transmisión Troncal en virtud de la presente revisión del ETT. Se incluye la fecha estimada de puesta en servicio a partir de los plazos contenidos en el Estudio de Transmisión Troncal (Figura 2) y las fechas estimadas de inicio de los procesos de adjudicación (Figura 1) como consecuencia de la presente propuesta.

Cuadro 11: Proyectos de transmisión del plan cuadrienal

Fecha estimada de

puesta en servicio

Proyecto Tipo Responsable VI ref MUS$

AVI ref

MUS$

COMA ref

MUS$

ene-17 Modificación Línea Maitencillo – Cardones Ampliación Transelec 3183 321 67

nov-17 Línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, tendido del 2do cto (1)

Ampliación - 9300 942 216

may-18 Segunda Etapa S/E Lo Aguirre, seccionando el otro circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV, incluye segundo transformador 500/220 kV.

Obra Nueva - 27766 2839 400

ago-18 Cambio de conductor Ibis por Grosbeak en el tramo Ciruelos - Valdivia 220 kV

Ampliación Transelec 2405 243 52

may-19 Línea 2x500 kV Polpaico - Alto Jahuel, con un circuito tendido

Obra Nueva - 71580 7240 1060

nov-20 Línea Charrúa – Mulchén 2X500 kV operado en 220 kV con un circuito tendido.

Obra Nueva - 49539 5000 713

nov-20 Línea Mulchén – Cautín 2X500 kV operado en 220 kV con un circuito tendido.

Obra Nueva - 71890 7254 1035

nov-20 Línea Cautín – Ciruelos 2X500 kV operado en 220 kV.

Obra Nueva - 91088 9198 1312

nov-20 Línea 2x220 kV Pichirropulli – Puerto Montt tendido 1 circuito

Obra Nueva - 63603 6420 1352

nov-20 Línea Charrúa – Mulchén 2x220 kV con un circuito tendido.

Obra Nueva - 30510 3081 632

nov-20 Línea Mulchén – Cautín 2x220 kV con un circuito tendido.

Obra Nueva - 45421 4585 940

nov-20 Línea Cautín – Ciruelos 2x220 kV tendido 1 circuito.

Obra Nueva - 54313 5488 1157

(1) Este proyecto fue también presentado por Eletrans para el presente proceso de revisión.

En el Cuadro 12 se incluyen los proyectos de transmisión troncal presentados por las empresas promotoras para el proceso de revisión 2013 del ETT, mientras que en el Cuadro 13 se presentan otros proyectos considerados por la DP para efectos de llevar a cabo las evaluaciones.

Cuadro 12: Proyectos de transmisión presentados por empresas promotoras

Fecha estimada de puesta en servicio

Plazo Proyecto Tipo Proponente VI ref MUS$

AVI ref MUS$

COMA ref

MUS$

nov-17 En conjunto con 1er cto.

Línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, tendido del 2do cto en conjunto con el 1er cto

Ampliación Eletrans 20354 2195 509

- Posterior a 1er cto.

Línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, tendido del 2do cto


may-18 En conjunto Línea 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli, Ampliación Eletrans 27184 2884 680



con 1er cto. tendido del 2do circuito en conjunto con el 1er cto

- Posterior a 1er cto.

Línea 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli, tendido del 2do circuito


may-17 28 meses (1) Cambio de conductor Lo Aguirre - Cerro Navia 2x220 kV

Ampliación Chilectra 15600 1573 334 (1)

- - SE. Seccionadora San Andrés (entre Cardones – Carrera Pinto 1x220 kV)

Obra Nueva SunEdison 9700 992 291

sep-16 20 meses Normalización del patio de 220 kV en SE. Chena

Ampliación Chilectra 720 74 14

(1) El COMA se ha calculado como un 2.14% del VI, porcentaje análogo al de la actual línea Melipilla – Cerro Navia 2x220 kV

Cuadro 13: Otros proyectos de transmisión evaluados

Fecha estimada de

puesta en servicio

Plazo Proyecto Tipo Comentario VI ref MUS$

AVI ref MUS$

COMA ref

MUS$

ago-18 31 meses Cambio de conductor Ibis por Grosbeak en el tramo Loncoche - Valdivia 220 kV

Ampliación (1) 11441 1156 239

- 66 meses Línea 2x500 kV Charrúa - Cautín - Puerto Montt Obra Nueva (2) 426999 43145 8752

nov-20 66 meses Línea 2x500 kV Pichirropulli - P.Montt, operada en 220 kV

Obra Nueva (3) 83257 8429 1706

- 66 meses Línea Charrúa - Cautín - P.Montt 2x500 kV, Tramo Charrúa - Cautín - Pichirropulli

Obra Nueva (4) 357053 36077 7318

Sep-16 24 meses Aumento de capacidad línea Nogales – Pan de Azúcar 2x220 kV

Ampliación (5) 30284 3060 640

ene-17 24 meses Seccionamiento completo en Rahue Ampliación (6) 11753 1202 574

nov-17 En conjunto con 1er cto.

Línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, tendido del 2do cto en conjunto con el 1er cto

Ampliación (7) 16964 1714 348

ene-17 24 meses Modificación Línea Maitencillo – Cardones Ampliación (8) 7474 755 158

(1) Estimación realizada por la DP a partir de los datos entregados por Transelec para el tramo Ciruelos – Valdivia 220 kV

(Anexo 4).

(2) El proyecto se encuentra contenido en la Resolución Exenta N°20/2013. El VI referencial incluye las siguientes obras: línea

2x500 kV Doble Circuito Charrúa-Cautín-Pto. Montt, Ampliación S.E. Charrúa 500 kV, Nueva S.E. Cautín 500 kV, Nueva S.E.

P. Montt 500 kV, Transformación 220/500 kV S.E. Cautín y Transformación 220/500 kV S.E. P.Montt.

(3) Estimación realizada por la DP a partir de los datos disponibles en la Resolución Exenta N°20/2013 para el proyecto línea 2x500 kV doble Circuito Charrúa-Cautín-Puerto Montt. (Anexo 14)

(4) Estimación realizada por la DP a partir de los datos disponibles en la Resolución Exenta N°20/2013 para el proyecto línea

2x500 kV doble Circuito Charrúa-Cautín-Puerto Montt. Incluye las siguientes obras: línea 2x500 kV Doble Circuito tramo

Charrúa-Cautín- Pichirropulli, Ampliación S.E. Charrúa 500 kV, Nueva S.E. Cautín 500 kV, Nueva S.E. P. Montt 500 kV,

Transformación 220/500 kV S.E. Cautín y S.E. P.Montt.

(5) El proyecto no fue presentado formalmente a la DP por los proponentes, por lo que se ha recopilado información para

evaluar dicho proyecto. En el Anexo 9 se presenta el análisis de la obra.

(6) Obra presentada a la DP por Transelec en el proceso de revisión 2012 del ETT. Valor de inversión utilizado, corresponde a

la actualización enviada en informe de Transelec enviado el 16.10.2013 (Anexo 13).

(7) Estimación realizada por la DP a partir de los datos entregados por Eletrans para el tramo Cardones - Diego de Almagro

220 kV.

(8) Estimación realizada por la DP detallada en Anexo 9.

La empresa Transelec ha enviado con fecha 16 de octubre de 2013 el documento denominado

“Informe Estudio Revisión Troncal 2013 vFinal” (Anexo 13), en el cual presenta un conjunto

de proyectos propuestos. Considerando el estado de avance de la presente revisión y dada la

anterior emisión del informe preliminar, del cual ya se recibieron las observaciones

correspondientes de las propuestas y los aumentos de pagos de peajes, los proyectos

presentados en el informe de Transelec no alcanzan a ser considerados como propuestas para

la presente revisión del ETT.



En todo caso, cabe destacar que para la elaboración de la presente revisión, se consideraron

proyectos equivalentes a los presentados por Transelec, mediante la realización de

estimaciones respecto de plazos y valores de inversión a partir de propuestas de años

anteriores o bien debido a que otros promotores presentaron proyectos equivalentes.

Sin perjuicio de lo anterior, para el proyecto seccionamiento completo en S.E. Rahue, la

evaluación realizada considera el VI actualizado en el informe de Transelec, debido a la

factibilidad de su incorporación en los plazos de emisión del presente estudio



6.3 DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO

Figura 4. Diagrama Unifilar Simplificado Sistema Interconectado Central

Obras en construcción

o licitación

Obras Propuestas

Nva. Encuentro500

cardone500 1x750 MVA

2x1500 MVA 1x750 MVA

1x750 MVA

1x750 MVA

2x1500 MVA

d.almag220

c.pinto220

cardone220

maitenc220

nogales220

p.azuca220

l.vilos220

p.colorada220

p.azuca500

maitenc500

quillot220

polpaic220

a.jahue220

lampa__220

c.navia220

c.chena220

a.jahue500

ancoa__500

ancoa__220

charrua500

candela220

maipo__220

hualpen220

itahue_220

charrua220

temuco_220

esperan220

p.montt220

cautin_220

valdivi220

l.cirue220

Rahue220

lagunil220

aguirre500

colbun220

rapel220

melipilla220

Pichirropu220

aguirre220

Mulchen 220kV

Estación conversoara HVDC lado SIC

Estación conversoara HVDC lado SING



7 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN

En este capítulo se presenta una descripción de la metodología utilizada para determinar

transferencias máximas por las líneas troncales en las que se prevean posibles limitaciones

por estabilidad de tensión o se consideren cambios topológicos futuros que hagan necesario

evaluar límites distintos a los utilizados en la actualidad debido a efectos de redistribución de

flujos post-contingencia.

La evaluación de las restricciones en el sistema de transmisión contempla las limitaciones por

capacidad térmica tanto de las líneas como de los elementos serie del sistema de transmisión,

además de las limitaciones operacionales por estabilidad de tensión y el cumplimiento de las

exigencias de regulación de tensión para los estados normal y de alerta contenidos en el

capítulo 5 de la Norma Técnica.

7.1 METODOLOGÍA DE ANÁLISIS

De los resultados obtenidos a partir de las simulaciones realizadas con el modelo de

coordinación hidrotérmica, se determinan los tramos del sistema troncal que superarían sus

capacidades actuales de transferencia en el futuro, requiriendo estudiar su expansión.

Para los tramos en que se previera limitación por estabilidad de tensión, se procede a verificar

su estabilidad antes y después de ser ampliados, y así determinar las máximas transferencias

posibles a través de las líneas en estudio.

Para cada uno de los tramos se seleccionan escenarios de despacho y demanda que

cumplieran con los siguientes requisitos:

- Altas transferencias en el tramo en estudio

- Configuraciones de demanda y generación que representen condiciones de operación

desfavorables desde el punto de vista de la estabilidad de tensiones de la zona en

estudio.

Los escenarios seleccionados se simulan en el programa Power Factory de DigSILENT ®,

procediéndose en primer lugar a adaptar la condición de operación para obtener un punto de

operación que cumpla con las exigencias de regulación de tensión contenidos en la Norma

Técnica, además de corregir el despacho de las centrales que se encuentren en operación bajo

su potencia de mínimo técnico.

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

aumentar las transferencias de potencia por el tramo en estudio hasta alcanzar un cierto valor

previamente estimado, que idealmente coincide con el límite térmico N-1 del tramo o un valor

superior en caso de un tramo enmallado.



A continuación, para comprobar la transferencia determinada, se simulan contingencias de

severidad 4 en el tramo (sin actuación de EDAG, EDAC ni ERAG), las que son seleccionadas de

acuerdo a la gravedad que podrían generar sobre la zona en estudio. Adicionalmente se

simula la contingencia de la unidad de generación de mayor impacto en la estabilidad de

tensión de cada zona en estudio.

De esta forma, mediante un proceso iterativo se llega a la transferencia máxima por el tramo

que cumpla con el criterio de estabilidad de tensiones y que cumpla con las exigencias de

regulación de tensión contenidos en la Norma Técnica, ya sea para estado normal (pre

contingencia) o de alerta (post contingencia).

7.2 EXIGENCIAS DE LA NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO

En las simulaciones realizadas se consideran las disposiciones establecidas en la Norma

Técnica. A continuación se describen las consideraciones generales utilizadas para la

realización de los análisis:

- En el artículo 5-5 se establece que la planificación del sistema de transmisión troncal

deberá ser tal que permita conservar los márgenes y reservas operacionales

necesarias para garantizar que ante la ocurrencia de una contingencia simple, sus

efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del sistema y puedan provocar la

salida incontrolada de las mismas. De esta forma se deberá verificar que las

alternativas de ampliación recomendadas aseguren el cumplimiento del criterio N-1,

en todas los tramos del sistema de transmisión troncal. Adicionalmente para la

determinación de las máximas transferencias por tramo que cumplan con el criterio

N-1, no se deberá considerar la utilización de los recursos EDAC, EDAG y/o ERAG

activados por señal específica.

- Se analizan contingencias simples similares a aquellas de severidad 4 y 5 por

considerarse que son las fallas más riesgosas (con criterio N-1) para el sistema de

transmisión troncal, pero sin considerar la posibilidad de recurrir a la actuación de los

recursos EDAC, EDAG y/o ERAG.

7.2.1 Criterios para los análisis de estabilidad.

7.2.1.1 Estándares de operación en estado pre contingencia.

Para las simulaciones estáticas se considera que el estado pre contingencia corresponde al

estado de operación normal establecido en la Norma Técnica. De acuerdo a lo anterior, los

márgenes permitidos de tensión en barras y de reserva de potencia reactiva en las unidades

generadoras corresponden a lo descrito a continuación:

- Rangos de tensión respecto a las tensiones nominales (artículo 5-25):

a) 0.97 y 1.03 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 500

kV.



b) 0.95 y 1.05 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 200

kV en inferior a 500 kV.

c) 0.93 y 1.07 por unidad, para instalaciones con tensión nominal inferior a 200 kV.

- Reserva de potencia reactiva en máquinas generadoras (artículo 6-43):

En estado de operación normal, deberán mantenerse las tensiones dentro de los límites

establecidos en el capítulo 5 de la Norma Técnica, con las unidades generadoras operando

dentro del 90% de la capacidad definida en su diagrama PQ.

- Factor de potencia en consumos (artículos 5-23, 5-24):

Las instalaciones de Clientes y de Empresas de Distribución deberán tener un factor de

potencia en cualquier condición de carga, según nivel de tensión como se indica a

continuación:

a) 0.93 inductivo y 0.96 capacitivo en la instalación de conexión de cliente con tensión

nominal inferior a 30 kV.

b) 0.96 inductivo y 0.98 capacitivo en la instalación de conexión de cliente con tensiones

nominales iguales o superiores a 30 kV e inferiores a 100 kV.

c) 0.98 inductivo y 0.995 capacitivo en la instalación de conexión de cliente con

tensiones nominales iguales o superiores a 100 kV e inferiores a 200 kV.

d) 0.98 inductivo y 1 en la instalación de conexión de cliente con tensiones nominales

iguales o superiores a 200 kV.

7.2.1.2 Estándares de operación en estado post contingencia.

Para las simulaciones estáticas, el estado post contingencia se analiza de acuerdo a lo

establecido para la operación en estado de alerta según lo descrito en la Norma Técnica.

- Márgenes de tensión (artículo 5-29):

a) 0.96 y 1.04 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 500

kV.

b) 0.93 y 1.07 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 200

kV e inferior a 500 kV.

c) 0.91 y 1.09 por unidad, para instalaciones con tensión nominal inferior a 200 kV.

- Reserva de potencia reactiva en máquinas generadoras (artículo 6-43):

Ante condiciones de contingencia simple deberán mantenerse las tensiones dentro de los

límites establecidos en la Norma Técnica, con las unidades generadoras operando dentro del

100% de la capacidad definida en su diagrama PQ.

- Factor de potencia en consumos

De acuerdo a lo establecido en los artículos 5-23 y 5-24



7.2.1.3 Estándares para generadores eólicos y fotovoltaicos.

Para las simulaciones estáticas se consideró que los parques eólicos y solares fotovoltaicos se

comportan de acuerdo a lo establecido en el artículo 3-9 de la Norma Técnica:

El diseño de las instalaciones de generación deberá asegurar, para tensiones en el rango de

estado normal, que estos generadores pueden operar en forma permanente entregando o

absorbiendo reactivos, en el punto de conexión al sistema de transmisión, en las zonas

definidas a continuación:

a) Zona de operación entregando reactivos:

- Potencias activa y reactiva nulas.

- La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula.

- Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0.95.

b) Zona de operación absorbiendo reactivos:

- Potencias activa y reactiva nulas.

- La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula.

- Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0.95.



8 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE SUFICIENCIA

En esta etapa del estudio descrito en el presente informe, se proyecta la utilización esperada

del sistema de transmisión troncal, además de otros tramos de relevancia para los análisis.

Para esto se considera el criterio N-1 como límite de transferencia para todos los tramos

actuales del sistema, aumentando el límite de transferencia admisible en aquellos en que se

observa congestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión acorde

a la ejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos, o bien por medio de la

adición de circuitos o transformadores en paralelo a los existentes.

Los resultados por zona del sistema de transmisión troncal se presentan en los gráficos de

probabilidad de excedencia mostrados en los puntos siguientes. Estos gráficos se construyen

de acuerdo al siguiente procedimiento. Para cada mes se muestran cuatro niveles de

transmisión, correspondientes a transferencias con probabilidad de excedencia de 0%, 20%,

80% y 100%. Estos valores se determinan a partir del universo de transmisiones

equiprobables resultantes para cada mes, considerando los 51 despachos resultantes por

etapa y sus bloques de demanda modelados. De esta manera, las curvas no representan

trayectorias de transmisiones a lo largo del tiempo para una determinada secuencia de

operación, sino transmisiones de igual probabilidad de excedencia que pueden ocurrir en

diversas condiciones hidrológicas a lo largo del horizonte de planificación.

8.1 LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN

En el análisis de flujos esperados, respecto de las limitaciones de transmisión utilizadas, se considera lo siguiente:

- Para el sistema de transmisión troncal se utilizan límites de transmisión que consideran la aplicación del criterio N-1 por capacidad térmica de los circuitos u otras eventuales limitaciones.

- En los sistemas de subtransmisión y adicionales se suponen las ampliaciones que fueran necesarias de tal forma de no restringir los flujos esperados en el sistema troncal.

- Respecto de los gráficos, el sentido de los flujos es positivo cuando coincide con la definición del nombre del tramo indicado en ellos. Para aquellos tramos en los que se ha modelado una obra de expansión, en la gráfica se muestra con línea roja el nuevo límite de transmisión y en línea punteada el límite en caso de no ejecutar el proyecto, a menos que se indique lo contrario.

- Las limitaciones estimadas en el presente estudio no necesariamente coinciden con las utilizadas en la operación real, lo cual se debe a que la normativa vigente contempla distintas exigencias para la planificación, respecto de la operación.

- Los límites de transmisión utilizados en este informe corresponden a los resultados obtenidos en los análisis eléctricos realizados, disponibles en el Anexo 1.



Cuadro 14: Resumen limitaciones de transmisión.

Tramo Año Mes Límite Limitación

encontrada2 Criterio Seguridad

Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión MVA

Cardones – Diego de Almagro 2013 - 197 LT-C N L. 1x220 kV, 1x197 MVA

2018 Nov 197 LT-C N-1/ Est + Nueva L. 1(2)x220 kV, 1(2)x290 MVA

Maitencillo – Cardones 220 kV 2013 - 381 ET N-1 / Est L. 3x220 kV, 1x197 MVA + 2x290 MVA Falta de reactivos en extremo norte

2013 May 394 LT-C N-1 / Est + SVC Plus S/E D. de Almagro Soluciona problemas de estabilidad de tensión

2018 Ene 470 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Considera redistribución por 500 kV

Maitencillo – Cardones 500 kV 2018 Ene 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA

Maitencillo – Punta Colorada 220 kV

2013 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA

2018 Ene 270 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - P. de Azúcar Considera redistribución por 500 kV

Pta. Colorada – P. de Azúcar 220 kV 2013 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA

Maitencillo – P. de Azúcar 500 kV 2018 Ene 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA

P. Azúcar – Las Palmas 220 kV 2013 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA

2018 Ene 300 LT-C N-1 / Ajus +Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar Considera redistribución por 500 kV

Las Palmas – Los Vilos 220 kV 2013 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA


Los Vilos – Nogales 220 kV 2013 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA


Nogales – Quillota 220 kV 2013 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA

Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV 2018 Ene 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA

Polpaico – Nogales 220 kV 2013 - 1500 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x1500 MVA

Polpaico – Quillota 220 kV 2013 - 1200 LT-ES N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x1440 MVA Límite por desconectador S/E Quillota

2015 Ene 1422 LT-C N-1 / Est

+ cambio de desconectador en S/E Quillota y TT/CC en ambas SS.EE.

Obra supuesta

Cerro Navia – Polpaico 220 kV 2013 - 540 LT-C N-1 / Ajus L. 2x220 kV, 2x310 MVA Redist. post contingencia. Lím. vigente (s/EDAC)

Lo Aguirre – Cerro Navia 2018 Oct 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x220 kV, 2x1500 MVA

Lo Aguirre 500/220 kV 2015 Sep 750 LT T Transformador 1x750 MVA

Melipilla – C. Navia 220 kV 2013 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA

Melipilla – Lo Aguirre 220 kV 2015 Sep 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA Seccionamiento en S/E Lo Aguirre

2018 May 394 LT-C N-1 / Est + Nueva L. 1(2)x220 kV, 1(2)x290 MVA Tendido primer circuito

2 LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post contingencia),

T: Para Transformadores considerando Criterio del ETT para este tipo de instalaciones.



Cuadro 15: Resumen limitaciones de transmisión (continuación).


encontrada3 Criterio Seguridad

Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión MVA

Rapel – Melipilla 220 kV 2013 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA

2018 394 LT-C N-1 / Est + Nueva L. 1x220 kV, 1x290 MVA

Chena – Cerro Navia 220 kV 2013 - 510 LT-C N-1 / Ajus L. 2x220 kV, 2x400 MVA Redist. post contingencia.

Alto Jahuel – Chena 220 kV 2013 - 1050 LT-C N-1 / Est L. 4x220 kV, 2x400 MVA + 2x350 MVA

Alto Jahuel al norte 500 kV 2013 - 1800 LT-C N-1 /Ajus L. 1x500 kV, 1x1800 MVA

2014 Ene 1800 LT-C N-1 / Est + Seccionamiento L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV

2015 Sep 1940 LT-C N-1 / Ajus + S/E Lo Aguirre (secciona L. 1x500 kV A. Jahuel – Polpaico)

Cable Colbún E/S, redistribución post contingencia

Polpaico 500/220 kV 2013 - 1200 LT N-1/Ajus Transformadores 2x750 MVA Lím. Calculado en Anexo 1.

Alto Jahuel 500/220 kV 2013 - 1300 LT N-1/Ajus Transformadores 2x750 MVA Lím. Calculado en Anexo 1.

Ancoa al Norte 500 kV 2013 - 1472 LT-ES N-1 / Est L. 2x500 kV, 2x1800 MVA Lím. CCSS del tramo: 1.7 kA.

2013 abr 1760 LT-RT N-1 / Ajus + Interconexión Ancoa - Colbún Problemas de RT en A. Jahuel y Polpaico

Ancoa – Alto Jahuel 500 kV 2014 Ene 1810 LT-C N-1 / Ajus +Seccionamiento L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV Lím. Conductor circuito 1 Ancoa – A. Jahuel 500 kV.

2014 Jul 21504 LT-ES N-1 / Est + Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV

2018 Feb 2785 LT-ES N-1 / Ajus +Nueva L. Charrúa – Ancoa 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA Lím. Charrúa 500/220 kV. No incluye el flujo por el cable

Ancoa 500/220 kV 2013 - 750 LT T Transformador 1x750 MVA

2016 May 1150 LT N-1 / Ajus + Transformador 1x750 MVA Lím. Calculado en Anexo 1.

Ancoa – Colbún 220 kV 2013 Abr 600 LT-C N-1 / Ajus Nueva L. 1x220 kV, 1x600MVA Lím. Calculado en Anexo 1.

Colbún – Candelaria 220 kV 2013 - 600 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x600 MVA

2013 Abr 900 LT-C N-1 / Ajus + Interconexión Ancoa - Colbún

Candelaria – Maipo 220 kV 2013 - 600 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x600 MVA

Maipo – Alto Jahuel 220 kV 2013 - 600 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x600 MVA

Ancoa – Itahue 220 kV 2013 - 400 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x400 MVA

Charrúa – Ancoa 500 kV 2013 - 1368 LT - ES N-1 / Est L. 2x500 kV, 2x1766 MVA Lím. CC.SS. 1.58. kA

2018 Ene 2736 LT - ES N-1 / Est + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1(2)x500 kV, 1(2)x1766 MVA Lím. CC.SS. 1.58. kA

Charrúa 500/220 kV 2013 - 1300 LT T Transformadores 2x750 MVA 200 MVA de para reserva en giro

2013 Ago 2100 LT N-1 / Ajus + Transformador 1x750 MVA 150 MVA de para reserva en giro

Charrúa – Lagunillas 220 kV 2013 - 150 LT-C N-1 / Ajus L. 1x220 kV, 1x366 MVA Redist. post contingencia.

Charrúa – Hualpén 220 kV 2013 - 150 LT-C N-1 / Ajus L. 1x220 kV, 1x227 MVA Redist. post contingencia.

3 LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, RT: Regulación de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera

redistribución post contingencia), T: Para Transformadores considerando Criterio del ETT para este tipo de instalaciones. 4 Límite establecido por restricciones en tramos al sur de Ancoa.



Cuadro 16: Resumen limitaciones de transmisión (continuación).


encontrada5

Criterio

Seguridad Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión

MVA

Cautín – Charrúa 220 kV 2013 - 457 LT-ES N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x581 MVA Lím. TTCC S/E Cautín

Charrúa - Temuco 2013 - 264 LT-C N-1 / Est L. 1x220 kV, 1x264 MVA

Temuco - Cautín 2013 - 193 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x193 MVA

Cautín al Sur 2013 - 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos

Ciruelos al Sur 220 kV 2013 - 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos

2016 Ago 145 LT-C N-1 / Est + Seccionamiento completo S/E Ciruelos Suma de ambos circuitos

2018 May 230 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. Ciruelos – Pichirropulli 1x220 kV, 1x290 MVA Suma de los tres circuitos

Valdivia al Sur 2013 - 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos

2013 Sep 145 LT-C N-1 / Ajus + S/E Rahue (secciona Valdivia – Puerto Montt C1) Suma de ambos circuitos

5 LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post contingencia),

T: Para Transformadores considerando Criterio del ETT para este tipo de instalaciones



9 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS

A partir de la información recibida por este CDEC sobre los desarrollos futuros en materia de

generación y consumo6, se han evidenciado proyectos que pueden alcanzar la condición de

desarrollo efectivo en el corto plazo. Producto de la envergadura de algunos de estos

proyectos, y sus potenciales impactos sobre las obras de expansión, la Dirección de Peajes ha

considerado adecuada la elaboración de escenarios alternativos.

9.1 ESCENARIO BASE (ESCENARIO 0)

9.1.1 Plan de obras de generación Escenario Base

El plan de obras de generación para el caso base considera el plan de expansión de Generación

definido en el ITPND de Abril 2013 (Cuadro 4 y Cuadro 5) ajustado de acuerdo a la mejor

información disponible por la DP. Cabe hacer notar que el horizonte considerado (2013-2028)

es superior al del Informe Técnico de Precios de Nudo Definitivo de la CNE de Abril de 2013

(2013-2023), por lo que se han adicionado a las obras de generación en construcción y

recomendadas las siguientes centrales: central Hidroeléctrica XIV Región (400 MW), entrando

en servicio en enero de 2024 y las centrales Carbón Ancoa (325 MW) y Carbón Maitencillo

(370 MW) en marzo 2025. Las centrales señaladas se han escogido a fin de mantener el perfil

de costos marginales sin variaciones significativas en el SIC a partir del año 2023.

Las centrales adicionadas en el periodo de relleno para el SING son las siguientes: Tarapacá 2

U2, 110 MW, conectada en Tarapacá 220 KV en enero 2024; Atacama GNL U1, 250 MW,

conectada en la barra Atacama 220 kV en octubre de 2024; Atacama GNL U2, 250 MW, en la

barra Atacama 220 kV en junio de 2025; Atacama GNL U3, 250 MW, conectada en la barra

Atacama 220 kV en enero de 2027 y la central Angamos U1, 280 MW, conectada en la barra

Laberinto 220 kV en mayo de 2026.

9.1.2 Demanda proyectada para Escenario Base

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

como desarrollos efectivos:

6 Respuestas a la cartas DP Nºs 214-296/2013, enviadas en el mes de Abril 2013 y las cartas DP Nºs 576-662/2013, enviadas en el mes de Julio del

2013.



Cuadro 17: Proyectos de Consumo (MW)

Proyecto Punto de Conexión Consumo Estimado Fecha Inicial Fecha Final MW

Caserones Maitencillo 220 kV abr-13 ago-13 17 sep-13 nov-13 35 dic-13 mar-28 130

Pascua Lama Punta Colorada 220 kV

ene-16 mar-16 5 abr-16 jun-16 6 jul-16 sep-16 18 oct-16 dic-16 70 ene-17 mar-17 74 abr-17 jun-17 83 jul-17 sep-17 83 oct-17 dic-17 91 ene-18 mar-18 91 abr-18 jun-18 91 jul-18 sep-18 96 oct-18 mar-28 103

Cerro Negro Norte

Cardones 220 kV

oct-12 mar-13 34

abr-13 may-13 45

jun-13 may-13 46

jun-13 dic-13 51

ene-14 dic-13 52

ene-14 abr-15 54

may-15 mar-28 57

La potencia indicada en el cuadro anterior, corresponde a la potencia media informada por las

empresas. Cabe señalar en todo caso, que al corresponder a consumos industriales mineros,

este nivel de potencia es muy similar a la máxima.

A continuación se presentan las tasas de crecimiento y las energías utilizadas para la

previsión de demanda:

Cuadro 18: Previsión Total de Consumo

Figura 5: Proyección Total de consumo SIC

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

Tasa

de

Cre

cim

ien

to [

%]

Ene

rgía

[G

Wh

]

Proyección Total de consumos SIC

Escenario Base SIC

Año Total (GWh) Crecimiento

2013 49,531 5.53%

2014 52,271 5.37%

2015 55,076 5.48%

2016 58,094 5.08%

2017 61,043 4.63%

2018 63,866 4.65%

2019 66,834 4.58%

2020 69,896 4.59%

2021 73,102 4.20%

2022 76,171 4.06%

2023 79,267 4.07%

2024 82,494 4.08%

2025 85,856 4.08%

2026 89,360 4.09%

2027 93,012 4.09%

2028 96,819 4.09%



En el caso de los consumos de clientes libres las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo

industrial proyectado son los siguientes:

Cuadro 19: Previsión de consumo industrial

Figura 6: Proyección Industrial de consumo SIC

Las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo regulado proyectado por zona, para el

escenario base son los siguientes:

Cuadro 20: Previsión de Consumo Regulado por zona

Año Norte Centro Itahue Concepción Sur Austral TOTAL

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

2013 4.60% 1,600,685 6.40% 17,520,013 6.10% 3,441,787 6.80% 1,732,463 9.90% 1,620,961 9.90% 3,509,175 5.68% 29,425,084

2014 5.10% 1,682,320 5.50% 18,483,613 6.30% 3,658,620 6.10% 1,838,143 6.10% 1,719,839 6.10% 3,712,707 5.32% 31,095,243

2015 4.80% 1,763,071 5.60% 19,518,696 4.60% 3,826,916 4.70% 1,924,536 5.10% 1,807,551 5.10% 3,909,480 5.01% 32,750,251

2016 4.60% 1,844,172 4.90% 20,475,112 5.10% 4,022,089 5.20% 2,024,612 5.30% 1,903,351 5.30% 4,120,592 4.59% 34,389,929

2017 4.40% 1,925,316 4.40% 21,376,017 4.90% 4,219,171 4.90% 2,123,818 5.00% 1,998,519 5.00% 4,326,622 4.38% 35,969,463

2018 4.00% 2,002,329 4.30% 22,295,185 4.50% 4,409,034 4.50% 2,219,390 4.60% 2,090,451 4.60% 4,529,973 4.18% 37,546,362

2019 3.80% 2,078,417 4.10% 23,209,288 4.30% 4,598,623 4.30% 2,314,824 4.40% 2,182,431 4.40% 4,733,822 4.03% 39,117,404

2020 3.30% 2,147,005 4.00% 24,137,660 4.10% 4,787,166 4.20% 2,412,046 4.30% 2,276,275 4.30% 4,932,643 3.89% 40,692,795

2021 3.20% 2,215,709 3.90% 25,079,028 3.90% 4,973,866 4.00% 2,508,528 4.10% 2,369,603 4.10% 5,129,948 3.73% 42,276,682

2022 3.10% 2,284,396 3.70% 26,006,952 3.80% 5,162,873 3.80% 2,603,852 4.00% 2,464,387 4.00% 5,330,016 3.60% 43,852,476

2023 3.00% 2,352,928 3.60% 26,943,203 3.60% 5,348,736 3.70% 2,700,195 3.80% 2,558,033 3.80% 5,527,227 3.60% 45,430,321

2024 3.00% 2,423,516 3.60% 27,913,158 3.60% 5,541,290 3.70% 2,800,102 3.80% 2,655,239 3.80% 5,731,734 3.60% 47,065,039

2025 3.00% 2,496,221 3.60% 28,918,032 3.60% 5,740,777 3.70% 2,903,706 3.80% 2,756,138 3.80% 5,943,808 3.60% 48,758,681

2026 3.00% 2,571,108 3.60% 29,959,081 3.60% 5,947,445 3.70% 3,011,143 3.80% 2,860,871 3.80% 6,163,729 3.60% 50,513,376

2027 3.00% 2,648,241 3.60% 31,037,608 3.60% 6,161,553 3.70% 3,122,555 3.80% 2,969,584 3.80% 6,391,787 3.60% 52,331,328

2028 3.00% 2,727,688 3.60% 32,154,961 3.60% 6,383,369 3.70% 3,238,090 3.80% 3,082,428 3.80% 6,628,283 3.60% 54,214,820

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

Tasa

de

Cre

cim

ien

to [

%]

Ene

rgía

[G

Wh

]

Proyección de consumo Industrial SIC

Escenario Base SIC

Año Total (GWh) Crecimiento

2013 20,106 5.32%

2014 21,176 5.43%

2015 22,326 6.17%

2016 23,704 5.78%

2017 25,073 4.97%

2018 26,320 5.31%

2019 27,716 5.36%

2020 29,203 5.55%

2021 30,825 4.85%

2022 32,319 4.70%

2023 33,837 4.70%

2024 35,429 4.71%

2025 37,097 4.72%

2026 38,847 4.72%

2027 40,681 4.73%

2028 42,604 4.73%



Figura 7: Proyección de demanda consumos regulados SIC

El Cuadro 21 presenta una comparación entre las proyecciones de consumo total para el SIC

utilizadas en la presente revisión (Caso Base), el Estudio de Transmisión Troncal del

cuatrienio 2011-2014 (ETT) y el Informe de Precios de Nudo de abril de 2013.

Cuadro 21: Comparación proyecciones de consumo (GWh)

Año Revisión 2013 (Caso Base)

Informe ETT 2011-2014

ITPN abr2013

2013 49,531 50,129 48,691

2014 52,271 52,979 51,593

2015 55,076 55,809 54,591

2016 58,094 58,713 57,868

2017 61,043 61,786 61,019

2018 63,866 65,107 63,927

2019 66,834 68,601 67,034

2020 69,896 72,250 70,264

2021 73,102 75,646 73,893

2022 76,171 79,199 77,279

2023 79,267 82,928 80,478

2024 82,494 86,824 0

2025 85,856 90,906 0

2026 89,360 0 0

2027 93,012 0 0

2028 96,819 0 0

0

10,000,000

20,000,000

30,000,000

40,000,000

50,000,000

60,000,000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Ene

rgía

[G

Wh

]

Proyección de Demanda de Energía Regulados

Norte Centro Itahue Concepción Sur Austral



Figura 8: Comparación de proyecciones de Demanda SIC

9.1.3 Características Escenario Base

La Figura 9 presenta el perfil de costos marginales promedio de algunas barras relevantes del

sistema troncal en el escenario base analizado para todo el horizonte de estudio.

Figura 9: Evolución de costos marginales en Escenario Base

La Figura 10, muestra la distribución del total de potencia media anual generada por zona y

por tipo de central para el escenario base.

Figura 10: Potencia media anual generada Escenario Base

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Ene

rgía

[G

Wh

]

Comparación proyecciones de Demanda SIC

ITPN abr2013 Informe ETT 2011-2014 Revisión 2013 (Caso Base)

0

50

100

150

200

250

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Co

sto

Mar

gin

al [

US$

/MW

h]

Evolución de Costos Marginales

DAlmagro220

Quillota220

AJahuel220

Charrua220

Cautin220

PMontt220

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Z Sur 303 477 483 488 568 597 598 600 593 595 603 776 779 781 785 548

Z Concepción 1960 1767 1830 1865 1832 1985 2008 2049 2078 2088 2101 2108 2064 2103 2121 1940

ZCentro-Sur 861 883 911 937 1015 1226 1339 1395 1464 1480 1489 1489 1484 1473 1473 1513

Z Cent-Jahuel 570 592 599 603 708 874 908 898 896 960 963 960 952 948 960 1148

Z Cent-Polp 875 1126 1282 1448 1548 1309 1425 1540 1898 2085 2445 2609 2759 2878 3161 3976

Z Norte 1023 1074 1107 1202 1240 1255 1308 1643 1709 1717 1725 1716 1715 1750 1784 1785

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Po

ten

cia

pro

me

dio

an

ual

[M

W]

Potencia generada por Zona

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Otro 116 113 110 115 127 197 229 257 320 320 320 320 320 321 323 316

Solar 3 22 22 22 21 21 22 22 22 22 22 22 22 22 22 25

Eolica 43 63 78 80 90 119 136 158 166 179 177 178 179 174 174 127

Hidro 3214 3268 3375 3409 3623 3846 3821 3848 4101 4290 4696 5134 5290 5230 5223 5281

Petróleo Diesel 513 109 86 67 80 72 67 61 55 62 61 61 58 54 58 63

GNL 23 674 878 1060 1197 950 1099 1203 1333 1404 1381 1272 1227 1429 1760 2367

Carbón 1390 1376 1392 1516 1468 1741 1900 2253 2313 2319 2334 2335 2324 2404 2423 2393

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Pote

ncia

pro

med

io a

nual

[MW

]

Potencia generada por Tipo



9.2 ESCENARIO Nº1

Considerando los potenciales proyectos de gran envergadura en la zona sur del SIC, se ha

definido el Escenario N°1. En este escenario se incorporan al plan de obras centrales

hidroeléctricas conectadas en la zona sur, para lo cual se retrasa la puesta en servicio de los

módulos hidroeléctricos. Bajo los supuestos del Escenario Nº1 se hace necesario considerar

la realización de un análisis Min-Max Regret que permita definir el plan de expansión óptimo

para la zona.

9.2.1 Plan de obras de generación Escenario Nº1

Se adicionan al plan de generación base las centrales Blanco y Cuervo de acuerdo a la

información recibida por la empresa propietaria de las futuras centrales. En el Cuadro 22 se

detallan las modificaciones realizadas al plan de obras de generación base con motivo de la

elaboración del Escenario N°1:

Cuadro 22: Plan de obras de Generación Escenario N°1

Escenario N°1

Proyecto Potencia Puesta en Servicio

Barra de Conexión

Módulo 1 660 abr-22 Lo Aguirre 500 kV

Módulo 2 500 jul-24 Lo Aguirre 500 kV

Módulo 3 460 oct-27 Lo Aguirre 500 kV

Módulo 4 770 jun-25 Lo Aguirre 500 kV

Cuervo 640 jun-23 P. Montt 500 kV

Blanco 375 jun-22 P. Montt 500 kV

9.2.2 Demanda proyectada para Escenario N°1

La demanda proyectada para el escenario alternativo N°1 no se modificó respecto del

escenario base.

9.3 ESCENARIO Nº2

En el Escenario Nº2 se adicionan proyectos de generación y de consumos industriales al

escenario base, los cuales se encuentran localizados principalmente en la zona norte del SIC.

Con este escenario también se hace necesaria la realización de un análisis Min-Max Regret que

permita definir el plan de expansión óptimo para la zona norte.

9.3.1 Plan de obras de generación Escenario Nº2

Las obras de generación adicionadas corresponden a aquellas centrales que fueron

informadas a la DP por sus promotores como prontas a alcanzar la condición de desarrollo

efectivo y que al menos cuenten con la Resolución de Calificación Ambiental aprobada. Los

proyectos que han superado la etapa de prefactibilidad y que cumplen condiciones

mencionadas son las siguientes:



Cuadro 23. Centrales de Generación Escenario N°2

Proyecto Fecha Inicio Barra Potencia (MW) Fuente

PV_SALVADOR may-14

DAlmagro220

68 Solar

DALMAGRO_PS ago-14 40 Solar

LALACKAMA ene-15 129 Solar

PEDERNALES_FV sep-15 Carrera Pinto 220 140 Solar

TERMOPACIFICO_FV mar-14 Cardones 220 14 Solar

DENERSOL_2 dic-14

Maitencillo110

7.5 Solar

CANTO_AGUA dic-14 21 Solar

DENERSOL_3 dic-14 30 Solar

CHANARAL_ACEITUNO ago-15 PColorada220 180 Eólica

PTA_SIERRA jun-15 Monte Redondo 220 108 Eólica

RENAICO jul-15 Temuco220 88 Eólica

EOL_COLLIPULLI ene-15 Cautin220 42 Eólica

TOTAL 868

Considerando que se podrían inyectar alrededor de 240 MW peak adicionales en Diego de

Almagro y en torno a 500 MW peak adicionales entre las SS.EE. Los Vilos y Carrera Pinto antes

del año 2016, este escenario considera que no se efectúa el cierre del ciclo combinado de la

central Taltal, supuesto consistente con el hecho que anteriormente la propietaria de esta

central ha manifestado que no realizaría el cierre del ciclo combinado.

9.3.2 Demanda proyectada para el Escenario N°2

Cuadro 24. Proyectos considerados en el Escenario N°2

Proyecto Potencia Puesta en Servicio Barra

Santo Domingo 100 ene-16 mar-28 DAlmagro220

Sierra Norte 50 ene-16 mar-28 DAlmagro220

El Morro 20 ene-16 dic-16 Cardones220

45 ene-17 dic-18 Cardones220

Inca de Oro 50 ene-16 mar-28 DAlmagro220

TOTAL 265

Figura 11: Potencia media anual de consumos adicionados en Escenario N°2

205

210

215

220

225

230

235

240

245

250

2016 2017 2018 2019 2020 2021-2028

Po

ten

cia

[MW

]

Año

Demanda total anual adcionada en Escenario N°2



9.3.3 Características Escenario N°2

En la Figura 12 se presenta el perfil de costos marginales promedio para un conjunto de

barras troncales para todo el horizonte de estudio, mientras que en la Figura 14 se muestra la

potencia media mensual generada por las centrales adicionadas en este escenario.

Figura 12: Evolución de costos marginales en Escenario Alternativo N°1

Figura 13: Potencia media anual generada Escenario Alternativo Nº1

0

50

100

150

200

250

ene-13 ene-14 ene-15 ene-16 ene-17 ene-18 ene-19 ene-20 ene-21 ene-22 ene-23 ene-24 ene-25 ene-26 ene-27 ene-28

Co

sto

Mar

gin

al [

US$

/MW

h]

Evolución de Costos Marginales

DAlmagro220

Quillota220

AJahuel220

Charrua220

Cautin220

PMontt220

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Z Sur 303 477 482 482 560 598 599 598 593 595 603 776 779 781 785

Z Concepción 1960 1766 1820 1826 1798 1993 2006 2038 2062 2076 2086 2090 2048 2085 2109

ZCentro-Sur 861 883 910 931 1010 1223 1337 1393 1463 1480 1488 1487 1482 1472 1473

Z Cent-Jahuel 570 592 599 602 704 873 911 899 896 956 958 954 949 945 958

Z Cent-Polp 875 1118 1248 1328 1471 1335 1478 1557 1877 2060 2418 2576 2731 2861 3141

Z Norte 1023 1066 1052 1269 1275 1140 1175 1484 1512 1518 1522 1526 1527 1538 1554

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Po

ten

cia

pro

me

dio

an

ual

[M

W]

Potencia generada por Zona

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Otro 116 113 110 112 123 196 229 257 320 319 320 319 320 321 323

Solar 3 38 91 91 88 88 91 91 90 90 91 90 91 91 91

Eolica 43 63 103 118 128 156 174 196 204 217 215 215 217 212 212

Hidro 3214 3267 3371 3397 3617 3860 3825 3844 4099 4293 4695 5133 5289 5223 5219

Petróleo Diesel 513 109 82 84 91 73 69 62 55 61 60 61 58 54 58

GNL 23 665 824 1019 1151 867 1024 1063 1116 1175 1148 1045 1008 1198 1509

Carbón 1390 1370 1356 1461 1427 1729 1892 2241 2297 2307 2320 2319 2311 2392 2416

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Po

ten

cia

pro

me

dio

an

ual

[M

W]

Potencia generada por Tipo



Figura 14: Potencia generada por centrales adicionadas en Escenario N°2

0

50

100

150

200

250

300

abr-

13

ago

-13

dic

-13

abr-

14

ago

-14

dic

-14

abr-

15

ago

-15

dic

-15

abr-

16

ago

-16

dic

-16

abr-

17

ago

-17

dic

-17

abr-

18

ago

-18

dic

-18

abr-

19

ago

-19

dic

-19

abr-

20

ago

-20

dic

-20

abr-

21

ago

-21

dic

-21

abr-

22

ago

-22

dic

-22

abr-

23

ago

-23

dic

-23

abr-

24

ago

-24

dic

-24

abr-

25

ago

-25

dic

-25

abr-

26

ago

-26

dic

-26

abr-

27

ago

-27

dic

-27

Pte

nci

a [M

W]

Potencia media mensual generada por centrales adicionadas en Escenario N°2

Total

CHANARAL_ACEITUNO

DENERSOL_2

DENERSOL_3

DALMAGRO_PS

PV_SALVADOR

LALACKAMA

PUNTA_SIERRA

TERMOPACIFICO_FV

PEDERNALES

CANTO_AGUA



10 DIAGNOSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE

TRANSMISIÓN TRONCAL

A continuación se presenta la utilización esperada de los tramos del sistema de transmisión

troncal, incluyendo para cada uno de ellos un diagrama simplificado de las instalaciones

existentes, en construcción y las obras propuestas, detallando además los límites con criterio

N-1 modelados. Para efectos de determinar las transferencias esperadas se consideran las

expansiones necesarias aumentando el límite admisible en aquellos tramos en que se observa

congestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión, acorde a la

ejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos estimados.

En aquellos tramos en que se observan saturaciones se obtiene un indicador de sobrecarga

anual para el tramo, el cual representa el porcentaje del tiempo en que el flujo supera el límite

admisible sin considerar la materialización de las obras propuestas, sobre el universo del total

de horas simuladas para el año en cuestión (combinatoria de las 51 series hidrológicas y los

12 ó 48 bloques anuales modelados con su respectivas duraciones).

10.1 Zona Norte

El análisis de la zona norte muestra el estudio de los flujos esperados para los tramos

comprendidos entre las subestaciones Diego de Almagro y Polpaico, para el Escenario Base y

para el Escenario N°2. En la zona se espera contar con capacidad adicional proveniente del

sistema de 500 kV decretado entre las SS.EE. Polpaico y Cardones. En cuanto a las propuestas

de expansión para la zona, se cuenta con el proyecto del tendido del segundo circuito

Cardones-Diego de Almagro 220 kV y la Modificación Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV,

1x197 MVA.

Ilustración 1.Diagrama simplificado zona norte

cardone500


1x750 MVA

2x1500 MVA

d.almag220

c.pinto220

cardone220

maitenc220

nogales220

p.azuca220

l.vilos220

p.colorada220

p.azuca500

maitenc500

quillot220

polpaic220

ExistenteEn Licitación o Construcción

Proyecto

S.Andres220

e.arrayan220



10.1.1 Tramo Cardones – Diego de Almagro

Instalaciones existentes: (1) Línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC

Obras en construcción (2) Nueva Línea 2x220 kV, 1x290 MVA 25ºC (nov-17)

Obras propuestas: (3) Tendido segundo circuito 1x290 MVA 25ºC

Ilustración 2.Diagrama de obras modeladas tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro

El Cuadro 25 muestra los límites a considerar para el tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego

de Almagro, en el caso con y sin proyecto “Tendido segundo circuito 1x290 MVA 25ºC”.

Fecha

Límite Modelado MVA

Proyecto Considerado Descripción Sin Proyecto Con Proyecto

nov-17 197 197 + L.1(2)x220 kV, 1(2)x290 MVA Obra en Construcción

nov-17 197 394 +Tendido 2(2)x290 MVA Obra Propuesta

Cuadro 25: Límites de Transferencia a considerar para Tramo Cardones-C.Pinto-D.Almagro

Utilización Esperada: Tramo desde el sur a Diego de Almagro

Escenario Base Escenario N°2

Figura 15: Flujos Cardones - Carrera Pinto – Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Abr-13 - Oct-17 Nov-17 - Mar-28

1x197 MVA

2x290 MVA

1x197 MVA 1x197 MVA

d.almag220

c.pinto220

cardone220

d.almag220

c.pinto220

cardone220

Existente

En Licitación o Construcción

Proyecto

S.andres220

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Desde el sur a Diego de Almagro

Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Desde el sur a Diego de Almagro




Cuadro 26: Porcentaje de sobrecarga tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro.

La Figura 15 muestra el flujo proyectado para el tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de

Almagro, considerando la entrada en operación de la obra propuesta (3) en conjunto con el

tendido del primer circuito de la nueva línea actualmente en construcción (2), cuya fecha

estimada de puesta en servicio es noviembre de 2017. En ambos escenarios se observa que

luego de la puesta en servicio del sistema de 500 kV entre S.E. Polpaico – S.E. Cardones en

enero de 2018, comienzan a aumentar los flujos progresivamente.

Se observa que en el Escenario N°2 los flujos con probabilidad de excedencia del 100% y de

80% se encontrarían por sobre el límite con criterio N-1 admisible para el tramo en caso de

no considerar el proyecto de ampliación. Del Cuadro 26 se desprende que producto de la

incorporación de los proyectos de generación y consumo considerados para el Escenario N°2,

aumentarían los niveles de sobrecarga para el tramo analizado. Por lo anterior se considera

pertinente realizar una evaluación económica para la obra propuesta.

Utilización Esperada: Tramo Cardones – Diego de Almagro


Figura 16: Flujos Cardones– Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Escenario Base - - - - - 11% 9% 3% 0% - - 1% 3% - - -

Escenario 2 - - - - 1% 58% 61% 68% 72% 72% 72% 75% 79% 76% 86% 50%

Período Período Período Período

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Cardones220->DAlmagro220


-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Cardones220->DAlmagro220




Utilización Esperada: Tramo San Andres – Carrera Pinto


Figura 17: Flujos San Andres – Carrera Pinto 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

En la Figura 16 se presentan los flujos esperados en la nueva línea Cardones – Diego de

Almagro 2x220 kV, en donde se observa que en el escenario base no se requeriría del tendido

del segundo circuito, mientras que en el Escenario N°2 las transferencias se vería limitadas en

caso de no materializarse el proyecto.

En la Figura 17 se muestran los niveles de transferencias para la línea existente de 1x197 MVA

en el tramo Carrera Pinto - San Andrés (punto de conexión de la central en construcción San

Andrés solar de 47 MW), observando que los flujos se encontrarían por debajo de la capacidad

máxima de la línea en ambos escenarios. Particularmente en el Escenario N°2, lo anterior

sucede gracias a que en la modelación se considera el tendido del segundo circuito de la nueva

línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV.

10.1.2 Tramo Maitencillo - Cardones


(2) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC

Obras en construcción: (3) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA (ene-18)

(4) CER en S.E. Cardones (oct-14)

(6) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Cardones

Obras propuestas: (5) Modificación línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC a 1x290 MVA

Ilustración 3.Diagrama a considerar para el tramo Maitencillo – Cardones

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

SAndres220->CPinto220


-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

SAndres220->CPinto220


cardone500

2x1500 MVA

2x290 MVA 2x290 MVA 1x750 MVA

1x197 MVA 1x290 MVA

1x750 MVA 1x290 MVA

Abr-12 - Jun-13 Jul-13 - Dic-17

cardone220

maitenc220

maitenc500

cardone220 cardone220

Existente


Proyecto

Ene-17 - Dic-17 Ene-18 - Mar-28Abr-13 - Dic-16

maitenc220 maitenc220



El Cuadro 27 muestra los límites a considerar para el tramo Maitencillo – Cardones, en el caso

con y sin proyecto “Modificación de la línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC a 1x290 MVA”.

Fecha

Límite Modelado MVA

Obra Considerada Descripción Sin Proyecto Con Proyecto

ene-17 394 580 +Mod. L. de 1x197 a 1x290 MVA Obra Propuesta

ene-18 394 470 +Sist. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polp-Card Sin Mod. L. de 1x197 a 1x290 MVA Obra en Construcción

ene-18 580 660 +Sist. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polp-Card Con Mod. L. de 1x197 a 1x290 MVA Obra en Construcción

Cuadro 27: Límites de Transferencia a considerar para Tramo Maitencillo - Cardones

Utilización Esperada: Tramo Maitencillo – Cardones

Escenario Base Escenario N° 2

Figura 18: Flujos Maitencillo – Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Cuadro 28: Porcentaje de sobrecarga tramo Maitencillo – Cardones 220 kV.

De la Figura 18 y Cuadro 28 se observa que el tramo presenta congestión desde el inicio del

horizonte, por lo que se ha supuesto la materialización de la obra propuesta (5) en enero de

2017. A partir del año 2018 las transferencias en 220 kV hacia el norte disminuyen de forma

importante con la entrada del nuevo sistema en 500 kV entre Cardones y Polpaico;

posteriormente, la entrada de nueva generación de bajo costo en S.E. Maitencillo en conjunto

con la puesta en servicio de la interconexión SIC-SING hacia el año 2020, originarían un

incremento considerable en los flujos, los cuales comienzan a aumentar progresivamente

alcanzando el límite de transmisión en enero de 2021 el Escenario N°2 y hacia el año 2025 en

el escenario base. Por lo anterior se considera pertinente realizar una evaluación económica

para la obra propuesta.

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Maitencillo - Cardones 220 kV


-100

0

100

200

300

400

500

600

700

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes



2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Escenario Base 21% 8% 12% 22% 9% - - - - - - 0% 17% 9% 8% -

Escenario 2 21% 8% 17% 43% 54% - - 0% 4% 2% 6% 8% 47% 58% 57% 27%





Figura 19: Flujos Maitencillo – Cardones 500 kV para distintas probabilidades de excedencia, Escenario CNE.


Figura 20: Flujos Cardones 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia, Escenario CNE.

A partir de la Figura 19 se observa que con la interconexión SIC-SING, en mayo de 2020,

aumentan los niveles de transferencia en el sistema de 500 kV para el tramo Maitencillo –

Cardones 500 kV, presentando flujos mayoritariamente en el sentido sur-norte, sin alcanzar el

límite admisible.

De las Figura 20 se observa que dicha interconexión se traduce en una disminución de las

transferencias desde Cardones 500 kV hacia 220 kV y en un aumento considerable en los

flujos que se exportan desde Maitencillo 220 kV hacia Maitencillo 500 kV (Figura 24).

10.1.3 Tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo


Obras licitadas: (2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA (ene-18)

(3)Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E.

Maitencillo

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes



-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes



-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Cardones 500/220 kV


-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Cardones 500/220 kV




Ilustración 4.Diagrama de obras modeladas tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo

Utilización Esperada: Tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo


Figura 21: Flujos Punta Colorada – Maitencillo 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Cuadro 29: Porcentaje de sobrecarga tramo Punta Colorada - Maitencillo 220 kV.

En este tramo se espera contar con una nueva línea en 500 kV a partir de enero de 2018 con

capacidad para 1500 MVA (2), de acuerdo al Decreto Nº115/2011, la cual aporta suficiente

capacidad de transmisión para el tramo durante el periodo de interés.

Cabe señalar que se han supuesto los transformadores de 500/220 kV de 750 MVA para las

SS.EE. Maitencillo, Cardones y Pan de Azúcar, entrando en servicio en la misma fecha que

ingresan a la operación las líneas Maitencillo – Cardones 500 kV y Pan de Azúcar – Maitencillo

500 kV.

De la Figura 21, se observan congestiones para el tramo Punta Colorada – Maitencillo hasta

Enero de 2018, fecha a partir de la cual es posible lograr transferencias con seguridad hasta


1x750 MVA 2x197 MVA

1x750 MVA

maitenc500

Existente


Proyecto

Ene-18 - Mar-28

p.azuca500

p.azuca220

maitenc220

p.azuca220

maitenc220

p.colorada220p.colorada220

Abr-13 - Dic-17

-300

-200

-100

0

100

200

300

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Punta Colorada - Maitencillo 220 kV


-300

-200

-100

0

100

200

300

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Punta Colorada - Maitencillo 220 kV


2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Escenario Base - 4% 1% 11% 34% - - - - - - - 1% 1% 1% 3%

Escenario 2 - 4% 10% 13% 9% - - - - - - - 0% 0% 0% 1%




casi el 100% de los niveles máximos de flujos, debido a que se considera el aumento de la

capacidad sistémica N-1 que se origina por el paralelo de las obras (1) y (2).

En febrero de 2020 se aprecia un aumento en las transferencias norte – sur debido a la puesta

en servicio de nuevas centrales a carbón en la actual S.E. Maitencillo 220 kV. Este aumento se

vería acentuado a mediados del año 2020 con la interconexión SIC-SING, no obstante no se

observaría congestión hasta el año de 2025, fecha en la que se ha supuesto la entrada de la

central Carbón Maitencillo (370 MW).

En el Cuadro 29 se aprecian porcentajes de sobrecarga elevados para el tramo durante los

años 2016 y 2017, en el periodo previo a la entrada del nuevo sistema de 500 kV entre S.E.

Polpaico y S.E. Cardones particularmente para el escenario base.


Figura 22: Flujos Pan de Azúcar – Punta Colorada 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

En la Figura 22 se observa que el comportamiento de tramos Pan de Azúcar – Punta Colorada

220 kV, es similar al del tramo Punta Colorada - Maitencillo 220 kV pero con niveles de flujo

menores debido al consumo en la barra Punta Colorada 220 kV.


Figura 23: Flujos Pan de Azúcar – Maitencillo 500 kV

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220 kV


-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220 kV


-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

P. de Azucar - Maitencillo 500 kV


-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

P. de Azucar - Maitencillo 500 kV




Escenario Base Escenario 1

Figura 24: Flujos transformación Maitencillo 500/220 kV

En la Figura 24 se observa que a partir de febrero de 2020, con la incorporación de centrales a

carbón en Maitencillo 220 kV, aumentan considerablemente los niveles de transferencia en el

sentido 220 kV hacia 500 kV, sin superar el límite de 750 MW en todo el horizonte de análisis

en ambos escenarios estudiados.

10.1.4 Tramos Nogales – Pan de Azúcar

Instalaciones existentes: (1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25ºC, Nogales – Los Vilos – Las

Palmas - Pan de Azúcar

Obras licitadas: (2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA, Polpaico – Pan de

Azúcar (ene-2018)

(3) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan de Azúcar

(ene-2018)

Ilustración 5.Diagrama de obras modeladas tramo Polpaico - Pan de Azúcar

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

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jul-15

ene-16

jul-16

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jul-17

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jul-18

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jul-19

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jul-20

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jul-21

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jul-22

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jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Maitencillo 500/220 kV


-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

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jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Maitencillo 500/220 kV



2x224 MVA 2x224 MVA

2x1500 MVA 2x1500 MVA

2x1090 MVA 2x1090 MVA

nogales220

p.azuca220

l.vilos220

p.azuca500

quillot220

polpaic220

nogales220

p.azuca220

l.vilos220

quillot220

polpaic220

Abr-13 - Dic-17Ene-18 - Mar-28

polpaic500

Existente


Proyecto *

l.palmas220l.palmas220



Utilización Esperada: Transformador Pan de Azúcar 500/220 kV

Figura 25: Flujos transformación Pan de Azúcar 500/220 kV

Utilización Esperada: Tramo Nogales - Pan de Azúcar 220 kV


Figura 26: Flujos Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.


Figura 27: Flujos Los Vilos – Las Palmas 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

P. de Azucar 500/220 kV


-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

P. de Azucar 500/220 kV


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Las Palmas - Pan de Azúcar 220 kV


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes



-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

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jul-15

ene-16

jul-16

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jul-17

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jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Los Vilos - Las Palmas 220 kV


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

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jul-14

ene-15

jul-15

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jul-16

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jul-17

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jul-19

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jul-20

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jul-21

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jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes






Figura 28: Flujos Nogales – Los Vilos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Cuadro 30: Porcentaje de sobrecarga tramo Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV.

Cuadro 31: Porcentaje de sobrecarga tramo Nogales – Los Vilos 220 kV.

Según se observa desde la Figura 26 a la Figura 28, para los tramos comprendidos entre

Nogales y Pan de Azúcar existen congestiones hasta la entrada de la nueva línea en 500 kV (4).

A partir de esta fecha los flujos se redistribuyen entre el sistema de 500 kV y el existente en

220 kV (1), manteniendo las transferencias por estas últimas dentro de los límites N-1 en la

zona hasta el final del horizonte de estudio.

A partir del Cuadro 30 y Cuadro 31 se observa que el mayor nivel de saturación

correspondiente al 35% del tiempo ocurre en el año 2017 para el tramo Nogales – Los Vilos

220 kV y se ve reducido a un 16% en el Escenario N°2.

10.1.5 Sensibilidad Tramos Nogales – Pan de Azúcar 220 kV

De acuerdo a lo observado en el acápite 10.1.4 existirían importantes congestiones previo a la

entrada del nuevo sistema en 500 kV para los tramos entre Nogales y Pan de Azúcar 220 kV.

Debido a que no se dispuso de obras propuestas, la DP ha recopilado información para evaluar

como solución tentativa un repotenciamiento de los circuitos para llevarlos a una capacidad

de 290 MVA, obra examinada preliminarmente por el consultor del ETT en el Anexo Nº7 del

Informe Técnico en que se basa la revisión 2013.

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

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jul-15

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jul-16

ene-17

jul-17

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jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Nogales - Los Vilos 220 kV


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes



2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Escenario Base 9% - - - 0% - - - - - - - - - - -

Escenario 2 9% - - - 7% - - - - - - - - - - -


2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Escenario Base - 4% 1% 10% 35% - - - - - - - 1% 1% 1% 3%

Escenario 2 5% 11% 19% 10% 16% - - - - - - - - - - -




Cabe señalar que las simulaciones presentadas a continuación consideran que el límite con el

proyecto materializado es de 400 MVA una vez que entra el sistema de 500 kV entre Polpaico

y Cardones por redistribución de flujo.

Los análisis presentados a continuación consideran la ejecución de la obra de

repotenciamiento mencionada.


Utilización Esperada: Tramo Nogales - Pan de Azúcar 220 kV


Figura 29: Flujos Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.


Figura 30: Flujos Los Vilos – Las Palmas 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia


2x224 MVA 2x224 MVA

2x1500 MVA 2x1500 MVA

2x1090 MVA 2x1090 MVA

nogales220

p.azuca220

l.vilos220

p.azuca500

quillot220

polpaic220

nogales220

p.azuca220

l.vilos220

quillot220

polpaic220

Abr-13 - Dic-17Ene-18 - Mar-28

polpaic500

Existente


Proyecto *

l.palmas220l.palmas220

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes



-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes



-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes



-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes






Figura 31: Flujos Nogales – Los Vilos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Según se observa de la Figura 29 a la Figura 31, para los tramos comprendidos entre Nogales

y Pan de Azúcar, la incorporación del proyecto de repotenciamiento permitiría liberar en

alguna medida las congestiones previas a la entrada del nuevo sistema paralelo en 500 kV, por

lo que se considera pertinente la evaluación respectiva.

10.1.6 Tramos Polpaico – Nogales

Instalaciones existentes: (1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25ºC, Quillota – Nogales

(2) Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 30ºC, Polpaico – Nogales

(3) Línea 2x220 kV, 2x1400 MVA 25ºC, Quillota - Polpaico

Obras licitadas: (4) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA, Polpaico – Pan de

Azúcar (ene-2018)


Figura 32: Flujos Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes



-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes



-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Polpaico - P. de Azucar 500 kV


-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Polpaico - P. de Azucar 500 kV




De acuerdo a lo dispuesto en el Decreto Nº115/2011, hacia enero de 2018 se contaría con una

nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA, Polpaico – Pan de Azúcar, operando en paralelo con el

actual sistema en 220 kV, el cual alcanzaría una utilización máxima muy cercana a la

capacidad de la línea para algunas hidrologías, a partir de la entrada en operación de la

interconexión SIC-SING.

Utilización Esperada: Tramo Polpaico - Nogales220 kV


Figura 33: Flujos Polpaico – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia


Figura 34: Flujos Quillota – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia


Figura 35: Flujos Polpaico – Quillota 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Polpaico - Nogales 220 kV


-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Polpaico - Nogales 220 kV


-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Quillota - Nogales 220 kV


-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Quillota - Nogales 220 kV


-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Polpaico - Quillota 220 kV


-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Polpaico - Quillota 220 kV




En el caso de la línea 2x220 kV Quillota – Nogales sí se produce congestión, situación que

podría ser resuelta operando abierto el tramo según sea el caso. La solución anterior se

adoptó en la simulación presentada, observando en la Figura 33, en la Figura 34 y en la Figura

35 que en esta condición no se sobrecargan las líneas Polpaico – Nogales 220 kV (2) ni la línea

Polpaico – Quillota 220 kV (3). Cabe señalar que el límite para la línea Polpaico – Quillota 220

kV (3), considera a partir del año 2015 el reemplazo de los equipos que actualmente

restringen las capacidades de transferencias del tramo.



10.2 Zona Centro

El análisis de la zona centro comprende el estudio de los flujos esperados en el escenario base,

para los tramos entre las subestaciones Polpaico y Ancoa, incluyendo los tramos en 220 kV

entre Alto Jahuel y Colbún y Ancoa – Itahue. Se realiza además una sensibilidad para el tramo

Lo Aguirre – Cerro Navia.

Ilustración 7.Diagrama simplificado zona centro

10.2.1 Tramo Lampa – Polpaico


Obras propuestas: Ninguna

Figura 36: Flujos Lampa – Polpaico 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.


Proyecto

S/E Polpaico 500kV

A.Melipilla220

L.Aguirre220

L.Aguirre500

C.Nav ia220

Rapel220

Ancoa 500kV

S/E A.Jahuel 500kV

Lampa 220

Chena 220

A.Jahuel 220

Maipo 220

Candelaria 220

Colbún 220

Ancoa 220

Itahue 220

Polpaico 220kV

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Lampa - Polpaico 220 kV




En la Figura 36 se observa que si bien existe una alta utilización de este tramo, la capacidad

vigente de 540 MVA no es superada, gracias a la incorporación de los transformadores

desfasadores en Cerro Navia 220 kV el año 2012.

10.2.2 Tramo Chena - Cerro Navia

Obras existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30ºC


De la Figura 37 se observa que los flujos se mantienen dentro de su límite sistémico con

criterio N-1, calculado en los estudios eléctricos (510 MVA) en todo el horizonte de

evaluación.

Figura 37: Flujos Chena – Cerro Navia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Nota: En este tramo, por redistribución de flujos post-contingencia, la limitación con criterio N-1 estricto es mayor a la

capacidad térmica de cada circuito.

10.2.3 Tramo Alto Jahuel – Chena

Instalaciones existentes: Línea 2x220 kV, 2x350 MVA 30ºC (A.Jahuel-Rodeo-Chena)7

Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30ºC


7 En este tramo, por redistribución de flujos post-contingencia, la limitación con criterio N-1 estricto es mayor a la capacidad

térmica de cada circuito.

-600

-400

-200

0

200

400

600

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Chena - Cerro Navia 220 kV




Figura 38: Flujos Alto Jahuel – Chena 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Considerando la capacidad de los nuevos circuitos El Rodeo - Chena 220 kV, en paralelo con la

capacidad de los nuevos conductores de alta temperatura, de acuerdo a los estudios eléctricos

realizados en su oportunidad, se obtiene una capacidad sistémica con criterio N-1 del tramo

completo de 1050 MVA a 30ºC.

Se aprecian flujos de sur a norte cuya tendencia es incremental hasta el año 2018.

Posteriormente se observa una baja en las transferencias debido a la entrada de la nueva línea

Lo Aguirre – C.Navia 2x220 kV en octubre de 2018 y a la puesta en servicio del segundo

transformador en Lo Aguirre 500/220 kV en enero de 2019, obras que aportarían caminos

alternativos para abastecer la zona centro con la energía proveniente desde el sur, reduciendo

de este modo los flujos por el tramo en cuestión.

10.2.4 Tramos Rapel – A. Melipilla – Lo Aguirre – Cerro Navia


Obras licitadas: (2) Nuevo transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, Lo Aguirre,

junto con el seccionamiento de un circuito Alto Jahuel –

Polpaico 500 kV y seccionamiento completo de Rapel – C.Navia

(sep-2015).

(3) Línea 1x220 kV, 1x290 MVA 25ºC, Rapel – A. Melipilla (jun-

2018)

(4) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC, A. Melipilla – Lo Aguirre,

1 circuito (jun-2018).

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Alto Jahuel - Chena 220 kV




(5) Nueva Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC, Lo Aguirre –

C.Navia (oct-2018)8

Obras propuestas: (6) Segundo transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, Lo

Aguirre, junto con el seccionamiento del otro circuito Alto

Jahuel – Polpaico 500 kV.

(7) Aumento de capacidad del tramo Lo Aguirre – Cerro Navia

2x220 kV


Figura 39: Flujos Rapel – Alto Melipilla 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

8 Licitación declarada desierta durante el primer llamado. La fecha de puesta en servicio considera el retraso debido a los nuevos

procesos de licitación.

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

L.Aguirre220 L.Aguirre220 L.Aguirre220

Abr-13 - Ago-15 Sep-15 - Abr-17 May-17 - May-18 Ene-19 - Dic-28

Existente


Proyecto

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

L.Aguirre220

Oct-18 - Dic-18

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

L.Aguirre220

Jun-18 - Dic-18

Aumento de capacidad

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Rapel - Alto Melipilla 220 kV




Figura 40: Flujos Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Figura 41: Flujos tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 220 kV de la línea existente (1), para distintas prob. de excedencia, caso con

cambio de conductor

Figura 42: Flujos Nueva línea Lo Aguirre – Cerro Navia 220 kV, para distintas prob. de excedencia, caso con cambio de conductor

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Alto Melipilla - Cerro Navia 220 kV (A. Melipilla

- Lo Aguirre desde Sep-15)


-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Lo Aguirre - Cerro Navia 220 kV


-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Nueva Lo Aguirre - Cerro Navia 220 kV




Figura 43: Flujos Lo Aguirre 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

De acuerdo a lo dispuesto en el Decreto Nº115/2011, hacia septiembre de 2015 se contaría

con la nueva S.E. Lo Aguirre, seccionando un circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV y

seccionando ambos circuitos del tramo Alto Melipilla – Cerro Navia, por lo que se separa el

análisis del tramo en la nueva S.E. Lo Aguirre.

De la Figura 39 se observa que la capacidad N-1 del tramo entre Rapel y Alto Melipilla se ve

sobrepasada desde el inicio del horizonte de estudio hasta la puesta en servicio de la obra (3)

en junio de 2018. Lo mismo ocurre con el tramo Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV (Figura 40)

y la respectiva nueva obra (4) que aumenta su capacidad de transferencia.

Como se puede apreciar de la Figura 41, la línea existente (1) se considera operando abierta

en el tramo Lo Aguirre – Cerro Navia desde la puesta en servicio de la subestación

seccionadora Lo Aguirre 220 kV en septiembre de 2015, hasta la entrada del proyecto de

cambio de conductor Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV 2x500 MVA en mayo de 2017, debido

a las saturaciones que se presentarían en caso de mantener el tramo cerrado. En el acápite

11.3 se muestra el análisis que justifica esta decisión de operación desde el punto de vista

económico, mientras que en el Anexo 1 se describen los análisis eléctricos que justifican esta

posibilidad de operación para los efectos de su incorporación en el modelo de coordinación

hidrotérmica.

De la Figura 42 se observa que con la entrada en operación de la nueva línea Lo Aguirre –

C.Navia en octubre de 2018 (5) se aporta capacidad suficiente al tramo.

En la Figura 43, se aprecia que para el transformador 500/220 kV de la S.E. Lo Aguirre, los

flujos aumentan progresivamente desde la puesta en servicio del proyecto de aumento de

capacidad en el tramo Lo Aguirre – C.Navia en mayo de 2017, alcanzando niveles cercanos a la

capacidad máxima de transformación hacia comienzos del año 2019, por lo que se ha

supuesto la materialización de la obra propuesta (6) segundo transformador 500/220 kV,

1x750 MVA, Lo Aguirre, en enero de ese año. Considerando un plazo estimado para los

procesos administrativos entre 8 y 12 meses, y un plazo de construcción acorde a un proyecto

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Lo Aguirre 500/220 kV




de transformación, la evaluación económica de esta obra puede ser postergada para la

siguiente revisión.

10.2.5 Sistema de 500 kV entre Alto Jahuel y Polpaico


(2) Transformadores 2x500/220 kV, 2x750 MVA, Polpaico

(3) Transformadores 2x500/220 kV, 2x750 MVA, A. Jahuel

Obras en construcción: (4) Seccionamiento de Ancoa – Polpaico 1x500 kV (Ene-2014)

(5) Seccionamiento de un circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV

en S/E Lo Aguirre (sep-2015).

(6) Tercer transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, A. Jahuel

(Sep-2017)

Obras propuestas: (7) Línea 2x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Alto Jahuel – Polpaico

Ilustración 9.Diagrama de obras modeladas Sistema de 500 kV entre Alto Jahuel y Polpaico 500 kV

Figura 44: Flujos Alto Jahuel – al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia.

S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV

Hacia S/E Ancoa 500kV

S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV


S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV


S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV


S/E Lo Aguirre 500kV S/E Lo Aguirre 500kV Existente


Proyecto

Abr-13 - Dic-13 Ene-14 - Ago-15 Sep-15 - Abr-17 Ene-19 - Dic-27

S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV


S/E Lo Aguirre 500kV

Sep-17 - Dic-18

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Alto Jahuel al Norte 500 kV (Alto Jahuel - Lo

Aguirre 500 kV desde ene-2019)




Figura 45: Flujos Lo Aguirre – Polpaico 500 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Figura 46: Flujos Polpaico 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Lo Aguirre - Polpaico 500 kV


-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Polpaico 500/220 kV




Figura 47: Flujos Alto Jahuel 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

El gráfico de la Figura 44 muestra los flujos y los límites de transmisión con criterio N-1 de la

S.E. Alto Jahuel al norte, con el fin de analizar los niveles de transferencias en los tramos entre

la S.E. Alto Jahuel y la S.E. Polpaico 500 kV.

Se observa un aumento en los flujos esperados a partir de febrero de 2018 con la puesta en

servicio del primer circuito de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa, llegando a alcanzar la

capacidad máxima del tramo en noviembre del 2020. A partir de febrero de 2021 se observa

una disminución en la tendencia de crecimiento en los flujos debido a la conexión de la central

Carbón Maitencillo 02, que permitiría que parte de la energía exportada desde Polpaico 500

kV al norte, sea remplazada por la generación disponible en Maitencillo 500 kV.

Posteriormente los niveles de flujo para el tramo comienzan a decrecer gracias a la entrada

sucesiva de los módulos hidroeléctricos en la S.E. Lo Aguirre, sin alcanzar los niveles máximos

permitidos hasta el final del horizonte de estudio.

A partir del seccionamiento de ambos circuitos, supuesto en enero de 2019, el análisis se

puede separar en los tramos Alto Jahuel – Lo Aguirre 500 kV (Figura 44) y Lo Aguirre –

Polpaico 500 kV (Figura 45). Para el primer tramo se observa que las transferencias tienden a

disminuir con la entrada en operación de los módulos hidroeléctricos en la S.E. Lo Aguirre a

partir del año 2021. Por el contrario, para el tramo Lo Aguirre – Polpaico 500 kV se observa

un incremento de los flujos con la entrada de las centrales hidroeléctricas mencionadas, los

cuales alcanzarían su límite en algunas hidrologías extremas a partir del año 2023.

En la Figura 46 se observa que en la S.E. Polpaico 500/220 kV los niveles de flujo alcanzarían

valores cercanos al límite de la capacidad con criterio N-1 para el tramo en algunas

hidrologías extremas hasta el año 2017, sin sobrepasar la capacidad de transformación en

todo el horizonte de estudio.

En Figura 47 se observa que en la S.E. Alto Jahuel 500/220 kV la capacidad de transformación

es suficiente para el nivel de flujos proyectados a lo largo del horizonte de estudio.

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Alto Jahuel 500/220 kV




10.2.6 Sistema Ancoa al Norte 500 kV

Instalaciones existentes: (1) Línea 1x500 kV, 1x1544 MVA 25ºC, Ancoa – Alto Jahuel

(2) Línea 1x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Ancoa – Alto Jahuel

Obras en construcción: (3) Secc. L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV, en S/E Alto Jahuel (ene-

2014)

(4) Línea 2x500 kV, 1X1732 MVA 35°C, Ancoa – Alto Jahuel (jul-

2014)

Obras por licitar: (5) Tendido del segundo circuito Ancoa - Alto Jahuel 2x500 kV,

1X1732 MVA 35°C (May-2016)

Ilustración 10.Diagrama de obras a considerar para el tramo Ancoa al Norte 500 K

Fecha Límite MVA

Proyectos considerados Descripción Sin Proyecto Con Proyecto

ene-14 1760 1810 +Secc. L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV Obra en Construcción

jul-14 1810 2150 + Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA

Obra en Construcción

may-16 2150 2150

+2do cto. L. Ancoa – A. Jahuel 2(2)x500 kV, 2(2)x1800MVA

Obra por licitar

feb-18 2150 2785 +Nueva L. Charrúa – Ancoa 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA Sin 4to Trafo Charrúa 500/220


feb-18 2150 3185

+Nueva L. Charrúa – Ancoa 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA Con 4to Trafo Charrua 500/220

Obra Propuesta

Cuadro 32: Límites de Transferencia Modelados Tramo Ancoa al Norte 500 kV.

Figura 48: Flujos Ancoa al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia, sin 4to Transf. Charrúa 500/220 kV.

Abr-13 - Dic-13

Ancoa 500kV Ancoa 500kV Ancoa 500kV

Jul-14 - Abr-16 May-16 - Dic-28

Existente


Proyecto

A.Jahuel 500kV A.Jahuel 500kV A.Jahuel 500kV

Ancoa 500kV

Ene-14 - Jun-14

A.Jahuel 500kV

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Ancoa al Norte (500 kV)(Ancoa - Alto Jahuel 500 kV

desde ene-14)




Figura 49: Flujos Ancoa al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia, con 4to Transf. Charrúa 500/220 kV.

En la Figura 48 se muestra el flujo esperado a través del sistema de 500 kV desde Ancoa al

norte sin considerar un cuarto transformador en Charrúa 500/220 kV. Con la entrada en

servicio del tercer circuito Alto Jahuel – Ancoa 500 kV hacia julio de 2014 se obtiene un

aumento considerable en la capacidad de transmisión, que mantiene las transferencias por

debajo del límite del tramo. En febrero de 2018 la puesta en servicio de la nueva línea 2x500

kV Charrúa – Ancoa produce un incremento importante en las transferencias hacia el norte,

las que llevan al tramo Ancoa – Alto Jahuel 500 kV a operar casi al límite de su capacidad para

algunas hidrologías extremas.

La Figura 49 muestra el flujo esperado a través del sistema de 500 kV desde Ancoa al norte en

caso de incluir un cuarto transformador en Charrúa 500/220 kV en febrero de 2018. En este

caso, los niveles de transferencias son superiores al del caso sin el cuarto transformador en

S.E. Charrúa, no obstante el límite calculado para el tramo se modifica en el mismo sentido, sin

superar por lo tanto las nuevas restricciones impuestas para el tramo.

Cabe mencionar que el flujo proyectado presentando considera que el cable Ancoa – Colbún

220 kV se mantiene en operación hasta el final del horizonte de estudio.

10.2.7 Tramo Ancoa 500/220 kV

Instalaciones existentes: (1) Transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA

Obras en construcción: (2) Nuevo transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA (sep-

2016)

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Ancoa al Norte 500 kV (Ancoa - Alto Jahuel 500 kV

desde ene-14)




Figura 50: Flujos Ancoa 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

En la Figura 50 se observa que luego de la materialización de la obra (2), la capacidad de

transmisión con criterio N-1 ajustado es suficiente para los flujos proyectados. Cabe señalar

que en las simulaciones se considera un tercer transformador a partir del año 2025.

10.2.8 Tramo Ancoa – Colbún 220 kV

Instalaciones existentes: (1) Cable 1x220 kV, 1x600 MVA


Figura 51: Flujos Ancoa - Colbún 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

La Figura 51 muestra el flujo esperado a través del tramo Ancoa – Colbún 220 kV. Se observa

que para este tramo no existen problemas de capacidad de transmisión en todo el horizonte

de estudio.

10.2.9 Tramo Colbún – Candelaria 220 kV

Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x600 MVA


-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Ancoa 500/220 kV


-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Ancoa - Colbun 220 kV




Figura 52: Flujos Colbún - Candelaria 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

La Figura 52 muestra el flujo esperado a través del tramo Colbún - Candelaria 2x220 kV. Se

observa que para este tramo no existen problemas de capacidad de transmisión en todo el

horizonte de estudio.

10.2.10 Tramo Candelaria – Alto Jahuel 220 kV

Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x600 MVA


Figura 53: Flujos Candelaria – Alto Jahuel 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

La Figura 53 muestra el flujo esperado a través del tramo Candelaria – Alto Jahuel 2x220 kV.

Se observa que para este tramo no existen problemas de capacidad de transmisión en todo el

horizonte de estudio.

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Colbun - Candelaria 220 kV


-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Candelaria -Alto Jahuel 220 kV




10.2.11 Tramo Ancoa – Itahue



Figura 54: Flujos Ancoa – Itahue 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

En la Figura 54 se observa que la capacidad N-1 del tramo es suficiente para los flujos

proyectados durante el periodo de interés.

10.2.12 Análisis de corto plazo para el tramo Lo Aguirre – Cerro Navia

Debido a que la licitación de la obra Nueva Línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV,

2x1500 MVA fue declara desierta en el primer proceso, y con esto se ha incorporado

incertidumbre respecto de los plazos de puesta en servicio del proyecto, se ha desplazado la

fecha estimada de entrada respecto de los plazos que consideraban exitosa la primera

licitación, suponiendo su puesta en servicio para octubre de 2018. De esta forma, la DP ha

estimado conveniente la evaluación de una alternativa de expansión de corto plazo para el

tramo, considerado el proyecto de ampliación de la Línea 2x220 kV Rapel – Cerro Navia en el

tramo Lo Aguirre – Cerro Navia de 2x197 MVA a 2x500 MVA, presentado por Chilectra para la

presente revisión.

En el acápite 11.3.1 del presente informe se llevó a cabo la evaluación económica para el

proyecto mencionado, considerando la puesta en servicio de la Nueva línea Lo Aguirre – Cerro

Navia 2x220, 2x1500 MVA en octubre de 2018 y bajo un escenario de sensibilidad, el que

corresponde al retraso en un año adicional respecto del plazo estimado, es decir en octubre de

2019.

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Ancoa - Itahue 220 kV




10.3 Zona Sur

En la zona sur se analizan los flujos esperados para los tramos comprendidos entre Charrúa y

Puerto Montt, estudiando las posibilidades de expansión en el Escenario Base y en el

Escenario N°1.

Como se mencionó al comienzo del capítulo, para llevar a cabo el diagnostico de flujos

esperados se considera la liberación de las restricciones de transmisión mediante la

incorporación de proyectos de transmisión. En el Cuadro 33 se presenta el conjunto de

proyectos disponibles para la expansión en cada uno de los tramos al sur de Charrúa.

Tramo Posibilidades de Expansión Capacidad

MVA

Charrúa - Cautín

Charrúa - Cautín Línea 2x500 kV Charrúa – Cautín 2x1500

Charrúa – Mulchén Línea Charrúa – Mulchén 2X500 kV operado en 220 kV con un circuito tendido.

1x750

Mulchén – Cautín Línea Mulchén – Cautín 2X500 kV operado en 220 kV con un circuito tendido.

1x750

Cautín - Pichirropulli

Cautín - Pichirropulli Línea 2x500 kV Cautín - Pichirropulli 2x1500

Cautín – Ciruelos

Línea Cautín – Ciruelos 2X500 kV operado en 220 kV con un circuito tendido.

1x290

Línea Cautín – Ciruelos 2x220 kV, con un circuito tendido. 1x290

Cambio de conductor Loncoche - Ciruelos 220 kV 1x193

Ciruelos – Valdivia Cambio de conductor Ciruelos - Valdivia 220 kV 1x193

Ciruelos - Pichirropulli Línea 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli, tendido 2do circuito 2x290

Pichirropulli - Puerto Montt

Línea 2x220 kV Pichirropulli - P.Montt, con un circuito tendido. 1x290

Línea 2x500 kV Pichirropulli - P.Montt operado en 220 kV 2x290

Línea 2x500 kV Pichirropulli - P.Montt 2x1500

Cuadro 33: Posibilidades de expansión para los tramos de Charrúa al Sur

Las obras que aportan un aumento de capacidad acorde al nivel de flujo esperado en todo el

horizonte de evaluación, para el Escenario Base se presentan de forma esquemática en la

Ilustración 11.

Para el Escenario N°1, la incorporación de centrales de gran tamaño al sur de Puerto Montt a

mediados del año 2022 se traduce en un incremento importante en el flujo desde la S.E.

Puerto Montt al norte, cuyos niveles de transferencia son superiores a la máxima capacidad

que se puede alcanzar con el proyecto Línea 2x220 kV Pichirropulli - P.Montt. Para este

escenario la liberación de restricciones o las posibles expansiones se incorporan mediante el

supuesto de ejecución del proyecto de mayor capacidad disponible, correspondiente a la

Nueva Línea Charrúa – Cautín – Puerto Montt 2x500 kV, 2x1500 MVA. Para el periodo que

media entre fecha de puesta en servicio más próxima posible de los proyectos de transmisión

(nov-2020) y la puesta en servicio de los proyectos de generación en Puerto Montt (jul-2022),

se explora una posible expansión en dos etapas. La primera etapa considera la puesta en

servicio del tramo Puerto Montt – Pichirropulli de la nueva línea Charrúa – Cautín – Puerto

Montt 2x500 kV, 2x1500 MVA, y su energización en 220 kV. La segunda etapa correspondería



a la puesta en servicio de los tramos restantes hasta S.E. Charrúa y su energización en 500 kV,

tal como se muestra en la Ilustración 12.

Cabe señalar que los proyectos presentados en los diagramas simplificados se consideran

como posibilidades de expansión que se evalúan económicamente en un proceso iterativo que

define cuales resultan económicamente convenientes para expandir el sistema.

Ilustración 11.Diagrama simplificado zona sur Escenario Base

Ilustración 12.Diagrama simplificado zona sur Escenario N°1

Ancoa 500kVExistenteEn Licitación o Construcción

Proyecto

Charrúa 500kV

Lagunillas 220kV

Hualpen 220kVCharrúa 220kV

Esperanza 220kV

Temuco 220kV

Cautín 220kV

Ciruelos 220kV

Valdiv ia 220kV

Pichirropulli 220kV

Rahue 220kV

P. Montt 220kV

Mulchen 220kV

Ancoa 500kV


Proyecto

Hualpen 220kV

Esperanza 220kV

Temuco 220kV

Cautín 220kV

Ciruelos 220kV

Valdiv ia 220kV

Pichirropulli 220kV

Rahue 220kV

P. Montt 220kV

Mulchen 220kV

P. Montt 220V

Pichirropulli 220kV

Ancoa 500kV

Charrúa 500kV

Lagunillas 220kV


Esperanza 220kV

Temuco 220kV

Cautín 220kV

Ciruelos 220kV

Valdiv ia 220kV

Pichirropulli 220kV

Rahue 220kV

P. Montt 220kV

Mulchen 220kV

P. Montt 500V

Cautín 500kV

Pichirropulli

Noviembre 2020 Julio 2022

Linea de 500 kV Energizada en 220 kV



A continuación se presentan los flujos esperados para cada uno de los tramos.

10.3.1 Tramo Charrúa – Ancoa


(2) Transformadores 2x500/220 kV, 2 x 750 MVA S.E. Charrúa

Obras en construcción: (3) Transformador 1x500/220 kV, 1 x 750 MVA S.E. Charrúa

(sep-2013)

Obras licitadas: (4) Nueva línea 2x500 kV, 1x1766 MVA 25ºC (feb-2018)

Obras propuestas: (5) Transformador 1x500/220 kV, 1 x 750 MVA S.E. Charrúa

Ilustración 13.Diagrama de obras modeladas tramo Charrúa – Ancoa 500 kV

Utilización Esperada: Tramo Charrúa – Ancoa 500 kV


Figura 55: Flujos Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

La Figura 55 muestra una alta congestión del tramo entre el año 2013 y 2018 debido a la

capacidad térmica de los equipos de compensación serie (1368 MVA).

Con la entrada en servicio de la nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV (4) en febrero de 2018,

la capacidad adicionada a la línea permitiría transferir los niveles de flujos proyectados para

el tramo, no obstante estos flujos se verían limitados por la capacidad de los transformadores

Abr-13 - Jul-13

Ancoa 500kV

Charrua 500kV

Ancoa 500kV

Charrua 500kV Charrua 500kV

Ancoa 500kV

Ago-13 - Dic-17 Feb-18 - Dic-28

Existente


Proyecto

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Charrúa - Ancoa 500 kV


-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Charrúa - Ancoa 500 kV




de Charrúa 500/220 kV (2100 MVA). Los niveles de transferencia mostrados en la figura

suponen la materialización del cuarto transformador en Charrúa 500/220 kV, mostrando en

línea punteada la limitación en caso de no considerar esta obra.

Para el Escenario N°1 se considera que a partir de julio de 2022 se conectaría el sistema

paralelo de 500 KV que permitiría inyectar la energía proveniente desde el sur en Charrúa

500 kV, con lo que se observa un aumento en las transferencias por sobre el límite criterio N-1

para el tramo de 2736 MVA (2x1368 MVA) impuesto por la compensación serie de Charrúa –

Ancoa 500 kV. Cabe señalar que en la modelación se libera esta restricción a partir del año

2022, bajo el supuesto que la compensación serie podría ser reemplazada para este año.

Utilización Esperada: Tramo Charrúa 500/220 kV


Figura 56: Flujos Charrúa 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Cuadro 34: Porcentaje de sobrecarga tramo Charrúa 500/220 kV.

La Figura 56 muestra los flujos proyectados en el tramo Charrúa 500/220 kV. De acuerdo a

los criterios utilizados en la planificación del sistema de transmisión, para mantener la

operación con criterio N-1 en la línea Charrúa – Ancoa, el flujo no puede sobrepasar los 1368

MVA, por lo que la entrada del tercer transformador en Julio de 2013 no permite mayores

niveles de transmisión, observándose elevados niveles de sobre carga en este primer periodo

(Cuadro 34) que alcanzan un 46% durante el 2014.

Con la puesta en servicio de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa tendido un circuito, en

febrero de 2018, el nuevo límite para el tramo Charrúa 500/220 kV es el que imponen los tres

transformadores (2100 MVA)9, denotado en línea punteada en la figura, el cual se vería

sobrepasado los años siguientes a la fecha de entrada de la línea, en caso de no considerar la

9 Este tramo debe contar con suficiente capacidad para transmitir la reserva primaria ubicada en S.E. Charrúa, en

caso de salida de la unidad de mayor tamaño al norte de S.E. Ancoa.

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Charrúa 500/220 kV


-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Charrúa 500/220 kV


2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Escenario Base Grado de sobre carga [%] 34% 46% 42% 43% 34% 8% 5% 8% 6% 3% 1% 3% - 1% 1% -




ejecución del cuatro transformador, alcanzando un máximo nivel de sobrecarga de un 8%

durante los años 2018 y 2020.

Para el Escenario N°1 se observa que la incorporación de las centrales de la zona de Aysén,

inyectando a través del sistema de 500 kV hacia Charrúa 500 kV, permitiría descongestionar

los transformadores de Charrúa 500/220 kV.

10.3.2 Tramos Charrúa - Lagunillas 220 kV y Charrúa - Hualpén 220 kV

Instalaciones existentes: (1) Línea Charrúa – Lagunillas 1x220 kV, 1x366VA

(2) Línea Charrúa – Hualpén 1x220 kV, 1x227 MVA

(3) Línea Hualpén - Lagunillas 1x220 kV, 1x276 MVA10



Figura 57: Flujos Charrúa – Hualpén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.


Figura 58: Flujos Charrúa – Lagunillas 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

10 Instalación no troncal

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Charrúa - Hualpén 220 kV


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Charrúa - Hualpén 220 kV


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

ene-14

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jul-20

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jul-24

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jul-25

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jul-26

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jul-27

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MW

Mes

Charrúa - Lagunillas 220 kV


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

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ene-20

jul-20

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jul-21

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ene-23

jul-23

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jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Charrúa - Lagunillas 220 kV




En la Figura 57 y la Figura 58 se observa que los flujos proyectados alcanzan la capacidad de

transferencia con criterio N-1 a partir de mayo de 2017, superándola levemente en algunos

puntos hasta comienzos del año 2023.

Para este tramo no existen obras propuestas, sin embargo las máximas transferencias quedan

limitadas por la baja capacidad del tramo Charrúa – Hualpén, por lo que una posible obra de

expansión podría corresponder a un aumento de capacidad de dicho circuito, cuya factibilidad

debiera ser estudiada en las futuras revisiones del Estudio de Transmisión Troncal.

10.3.3 Tramo Cautín – Charrúa 220 kV

Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV Cautín – Charrúa, 2x500 MVA 40ºC

(2) Línea 1x220 kV Charrúa – Temuco, 1x264 MVA 25ºC

(3) Línea 1x220 kV Cautín – Temuco, 2x193 MVA 25ºC

Obras propuestas: (3) Línea 2x500 kV Charrúa – Mulchén 2x750 MVA, primer

circuito.

(4) Línea 2x500 kV Mulchén- Cautín 2x750 MVA, primer

circuito. Escenario Base Escenario N°1

Figura 59: Flujos Mulchén – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.


Figura 60: Flujos Cautín – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-600

-400

-200

0

200

400

600

ene-13

jul-13

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jul-27

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MW

Mes

Mulchén - Charrúa 220 kV


-600

-400

-200

0

200

400

600

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MW

Mes

Mulchén - Charrúa 220 kV


-600

-400

-200

0

200

400

600

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jul-13

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jul-20

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jul-23

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jul-25

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jul-26

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jul-27

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MW

Mes

Cautín - Charrúa 220 kV (Cautín - Mulchén desde

dic-13)


-600

-400

-200

0

200

400

600

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jul-13

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jul-14

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jul-24

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jul-25

ene-26

jul-26

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jul-27

ene-28

MW

Mes

Cautín - Charrúa 220 kV (Cautín - Mulchén desde

dic-13)





Figura 61: Flujos Temuco – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.


Figura 62: Flujos Cautín - Temuco 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

La línea existente Charrúa – Cautín 2x220 kV (1) será seccionada por la nueva S.E.

seccionadora Mulchén en construcción, proyectada su puesta en servicio en diciembre de

2013 para la conexión de la central Angostura, por lo que la Figura 60, muestra los flujos

esperados de la actual Cautín – Charrúa 220 kV, seccionada en Mulchén.

De la Figura 60 a la Figura 61 se observa que la capacidad N-1 de los tramos, sin considerar

redistribución de flujos post-contingencia, no se supera dentro del período de análisis.

Para el tramo Cautín – Temuco 220 kV (Figura 62), se supone un aumento de capacidad a

partir de enero de 2023 junto con la entrada en operación de la central “Hidroeléctrica XIV

Región (400 MW)”.

En el Escenario N°1 se observa que la incorporación de las nuevas centrales inyectando en S.E.

Puerto Montt, en conjunto con el nuevo sistema paralelo de 500 kV se traduciría en una

disminución de las transferencias esperadas por los tramos en 220 kV.

-300

-200

-100

0

100

200

300

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

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jul-16

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jul-20

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jul-21

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jul-23

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jul-24

ene-25

jul-25

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jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Temuco - Charrúa 220 kV


-300

-200

-100

0

100

200

300

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jul-13

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jul-23

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jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Temuco - Charrúa 220 kV


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

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jul-14

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jul-15

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jul-16

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jul-18

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jul-19

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jul-20

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jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Cautín - Temuco 220 kV


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

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jul-17

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jul-18

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jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Cautín - Temuco 220 kV




10.3.4 Tramo Cautín – Valdivia

Instalaciones existentes: (1) Línea Valdivia – Cautín 2x220 kV

- Circuito Nº1 Valdivia – Cautín 1x220 kV:

Tramo Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA.

Tramo Ciruelos - Cautín 1x220 kV, 1x193 MVA.

- Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV:

Tramo Cautín – Loncoche 1x220, 1x193 MVA

Tramo Loncoche – Valdivia 1x220, 1x145 MVA.

Obras en construcción: (2) Seccionamiento del circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E.

Ciruelos (May-2017).

Obras propuestas: (3) Cambio de conductor circuito N° 2 Valdivia - Ciruelos 1x220,

1x193 MVA (Ago-2017).

(4) Cambio de conductor Circuito N° 2 Valdivia – Cautín del tramo

Ciruelos - Loncoche 1x220 a 1x193 MVA (Ago-2017).

(5) Nueva línea Cautín – Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA

Ilustración 14.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Cautín

Fecha Límite Modelado MVA


May-17 145 145 +Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos


Ago-17 145 193 + Cambio Conductor de 1x145 MVA a 1x193 MVA

Obra Propuesta

nov-20 145 290 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA / Sin cambio conductor de 1x145 MVA a 1x193

Obra Propuesta

nov-20 193 386 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA /Con cambio conductor de 1x145 MVA a 190 MVA

Obra Propuesta

Cuadro 35: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Cautín al Sur

Cautin220

Ciruelos220

Valdiv ia220

Abr-13 - Abr-17Cautin220

Ciruelos220

Cautin220

Ciruelos220

Cautin220

Ciruelos220

May-17 - Jul-17 Ago-17 - Oct-19 Nov-20 - Mar-28

Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220

Loncoche Loncoche LoncocheExistente


Proyecto




Figura 63: Flujos desde el sur a S/E Cautín para distintas probabilidades de excedencia.

Cuadro 36: Porcentaje de sobrecarga tramo desde el sur a S/E Cautín

La Figura 63 muestra el flujo proyectado que llega desde el sur a S.E. Cautín hasta mayo de

2017, fecha en la cual se ha supuesto la materialización del seccionamiento de ambos

circuitos, posteriormente muestra las transferencias en el tramo Ciruelos – Cautín 220 kV. En

la figura se denota en línea roja el límite N-1 en caso de ejecutar las obras de ampliación (3) y

(4) como un solo proyecto y en línea punteada el límite en el caso contrario. Para el escenario

base a partir de noviembre de 2020 se ha supuesto la construcción del primer circuito de la

Nueva línea propuesta Cautín – Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA, a fin de adicionar capacidad

para los flujos proyectados en el tramo.

En el período previo a la entrada de la central San Pedro 144 MW en mayo de 2017, se

observan saturaciones para algunas de las hidrologías en que el flujo va de norte a sur, luego

de la incorporación de dicha central se aprecia congestión del tramo en sentido opuesto.

En el Cuadro 36 se presentan los porcentajes de saturación para el tramo Ciruelos – Cautín en

caso de no considerar los proyectos propuestos (3), (4) y (5), es decir considerando como

límite máximo de transferencia 145 MVA para el tramo en todo el horizonte. Para los años

2017, 2018 y 2019, se observarían saturaciones en ambos sentidos, principalmente para

meses fuera del periodo de verano. A partir del año 2020 el aumento en los niveles de

transferencia hacia el sur se traduciría en mayores grados de saturación.

Para el Escenario N°1 se observa que la incorporación de centrales en S.E. Puerto Montt se

traduciría en una disminución considerable en los flujos en el tramo. Hacia el sur, la baja en

los niveles de transferencias se originaría gracias a que la demanda en la zona de Puerto

Montt sería abastecida en forma local, disminuyendo así los requerimientos de energía desde

de Cautín al sur. Hacia el norte se observaría una baja en las transferencias en los tramos de

220 kV gracias al camino alternativo aportado por el nuevo sistema paralelo en 500 kV

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

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jul-15

ene-16

jul-16

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jul-17

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jul-22

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jul-23

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jul-24

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jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 220

kV desde may-17)


-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

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jul-15

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jul-16

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jul-17

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jul-18

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jul-19

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jul-20

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jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 220

kV desde may-17)


2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Escenario Base Grado de sobre carga [%] 3% 0% 1% 3% 10% 4% 7% 14% 24% 28% 32% 53% 51% 46% 48% 58%




(Figura 70). Cabe señalar que la gráfica presentada para este escenario no considera la

materialización de la línea 2x220 kV Ciruelos – Cautín.

10.3.5 Tramo Ciruelos – Pichirropulli

Instalaciones existentes: (1) Circuito Nº1 Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA.

Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV, 1x145 MVA.

Obras en construcción: (2) Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA

25ºC (may-2018).

(3) Seccionamiento del circuito Valdivia – Cautín en S.E.

Ciruelos (May-2017)

Obras propuestas: (4) Cambio de conductor Ciruelos – Valdivia 1x220, 1x193 MVA.

(Ago-2017)

(5) Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA,

(tendido segundo circuito).

Ilustración 15.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Ciruelos

Fecha Límite Modelado MVA


may-17 145 145 +Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos


ago-17 145 193 + Cambio Conductor de 1x145 MVA a 1x193 MVA

Obra Propuesta

may-18 145 230 + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA, 1er cto / Sin Cambio de conductor

Obra Propuesta

may-18 193 320 + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA / Con Cambio de conductor

Obra Propuesta

nov-20 230 325 + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA, 2 do cto / Sin Cambio de conductor

Obra Propuesta

nov-20 320 420 + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA, 2 do cto / Con Cambio de conductor

Obra Propuesta

Cuadro 37: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Desde Ciruelos al Sur

Hacia S/ECautin220

Valdiv ia220 Valdiv ia220Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220

Hacia S/ECautin220

Hacia S/ECautin220

Hacia S/ECautin220

Hacia S/ECautin220

Hacia S/ERahue220

Hacia S/ERahue220

Hacia S/ERahue220

Hacia S/ERahue220

Hacia S/ERahue220

Pichirropulli220 Pichirropulli220

Ciruelos220 Ciruelos220Ciruelos220 Ciruelos220 Ciruelos220

Abr-12 -Dic-15 Ago-17 - Abr-18May-17-Jul-17 May-18 -Oct-20

Existente


Proyecto

Nov-20 -Dic-27




Figura 64: Suma de flujos al sur de S/E Ciruelos

Cuadro 38: Porcentaje de sobrecarga tramo desde S.E. Ciruelos al Sur


Figura 65: Flujos Barro Blanco – Valdivia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.


Figura 66: Flujos Pichirropulli – Ciruelos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

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jul-16

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jul-17

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jul-18

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jul-19

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jul-20

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jul-21

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jul-22

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jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Desde S/E Ciruelos al Sur


-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-13

jul-13

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jul-14

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jul-15

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jul-16

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jul-18

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jul-19

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jul-20

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jul-21

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jul-22

ene-23

jul-23

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jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Desde S/E Ciruelos al Sur


2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Escenario Base Grado de sobre carga [%] - - - 0% 41% 46% 2% 1% 8% 9% 25% 11% 13% 16% 23% 42%


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

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jul-25

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jul-26

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jul-27

ene-28

MW

Mes

Barro Blanco - Valdivia 220 kV (Pichirropulli -

Valdivia desde may-18)


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

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jul-20

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jul-21

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jul-23

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jul-24

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jul-25

ene-26

jul-26

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jul-27

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MW

Mes

Barro Blanco - Valdivia 220 kV (Pichirropulli -

Valdivia desde may-18)


-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

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jul-23

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jul-24

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jul-25

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jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Pichirropulli - Ciruelos 220 kV


-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

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jul-18

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jul-19

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jul-20

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jul-21

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jul-22

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jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Pichirropulli - Ciruelos 220 kV




La Figura 64 muestra los flujos desde el sur hacia S.E. Ciruelos una vez efectuado el

seccionamiento completo en mayo de 2017 (3). Se visualizan congestiones en el tramo para

los flujos que van de norte a sur, aun después de la posible ejecución del cambio de conductor

Ciruelos - Valdivia (4). Con la entrada en servicio de la línea Ciruelos - Pichirropulli 220 kV en

mayo de 2018 (2), la capacidad adicionada al tramo no sería suficiente para transportar los

flujos proyectados en caso de no contar con el cambio de conductor (límite denotado en línea

punteada). Por lo anterior se considera pertinente la evaluación económica de los proyectos

(4) y (5).

A partir del año 2024 se observa un aumento en las transferencias en ambos sentidos debido

a la incorporación de la central Hidroeléctrica XIV Región (400 MW) en S.E. Pichirropulli 220

kV.

Los porcentajes de sobrecarga del Cuadro 38 consideran que no se efectúa el cambio de

conductor Ciruelos – Valdivia. En este caso se aprecia un gran nivel de congestión esperada en

el tramo “Ciruelos al Sur” desde el año 2017 al 2018, el cual se reduce considerablemente

desde mayo del año 2018 producto de la puesta en servicio del primer circuito de la nueva

línea Ciruelos – Pichirropulli 220 kV. A partir del año 2020, el aumento progresivo de los

flujos hacia el sur, promovido por la liberación de limitaciones en los tramos Puerto Montt –

Pichirropulli 220 kV y Ciruelos – Cautín 220 kV, conlleva a alcanzar nuevamente el límite con

criterio N-1 en el tramo en cuestión.

Cabe señalar que en la modelación se ha supuesto la materialización del segundo circuito de la

línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV (5) en noviembre de 2020.

Para el Escenario N°1 se aprecia que la incorporación de centrales en la zona de Puerto Montt,

a mediados del año 2022, produciría una disminución en los niveles de flujo en el sentido

norte – sur y aumentaría levemente las transferencias en el sentido sur – norte, debido a que

los excedentes de generación que serían exportados desde Puerto Montt podrían ser

transmitidos por la líneas paralelas de 220 kV y de 500 kV. Considerando lo anterior no se

observarían congestiones en los tramos en 220 kV en caso de que se materialice el cambio de

conductor del tramo Loncoche – Valdivia 200 kV (4) (límite criterio N-1 320 MVA) o en su

defecto el tenido del segundo circuito de la línea Ciruelos – Pichirropulli (límite criterio N-1

325 MVA).

Por su parte, para el tramo Barro Blanco – Valdivia 220 kV (Figura 65) se observa una alta

utilización desde el inicio del horizonte con flujos mayoritariamente en sentido norte - sur,

que tienden a disminuir con la entrada de la línea Pichirropulli – Ciruelos 2x220 kV primer

circuito en mayo de 2018. Lo anterior debido a que la obra aporta un camino alternativo a los

flujos y adiciona capacidad suficiente al tramo para todo el horizonte de estudio.

De la Figura 66 no se observan congestiones para la línea Ciruelos – Pichirropulli 220 kV con

un circuito tendido, en todo el horizonte de estudio.



10.3.6 Sistema al sur de S.E. Pichirropulli

Instalaciones existentes: (1) Línea Puerto Montt – Valdivia 2x220 kV,

Circuito N°1: 1x193 MVA.

Circuito N°2: 1x145 MVA.

Obras propuestas: (2) Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x220 kV, 2x290

MVA, tendido primer circuito

(3) Seccionamiento completo S.E. Rahue

Fecha Límite MVA

Proyectos Considerados Descripción Sin Proyecto Con Proyecto

Nov-2020 145 290 + L Puerto Montt – Pichirropulli

1(2)x220 kV, 1(2)x290 MVA Obra Propuesta

Cuadro 39: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Sistema al sur de S/E Pichirropulli


Figura 67: Suma de flujos al sur de S/E Pichirropulli, para distintas probabilidades de excedencia

Cuadro 40: Porcentaje de sobrecarga tramo desde el sur a S/E Pichirropulli


Figura 68: Flujos Puerto Montt – Barro Blanco 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Desde el sur a S/E Pichirropulli


-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Desde el sur a S/E Pichirropulli


2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Escenario Base Grado de sobre carga [%] - - - - 3% 5% 8% 14% 26% 30% 32% 37% 42% 64% 68% 66%


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Puerto Montt - Barro Blanco 220 kV


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Puerto Montt - Barro Blanco 220 kV





Figura 69: Flujos Puerto Montt –Pichirropulli 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Para la suma de flujos de S.E. Pichirropulli al sur se observa un incremento de los niveles de

transferencias (Figura 67) y grado de saturación hacia el sur (Cuadro 40), originadas

principalmente por el incremento en la demanda en conjunto con la liberación de

transferencias desde el norte a partir de noviembre del año 2020, por lo que se considera

pertinente la evaluación de las obras propuestas.

En el Escenario N°1 se observa que al igual que el escenario base a partir del año 2020 se

requeriría un aumento de capacidad “Desde Pichirropulli al Sur” (tramos entre Puerto Montt-

Pichirropulli 220 kV), del cual se podría prescindir desde mediados del año 2022 debido a la

incorporación de generación en Puerto Montt 500 kV en conjunto con la nueva línea de 500

kV entre Puerto Montt y Charrúa. Por lo anterior para este escenario se considera pertinente

la evaluación de un proyecto de 500 kV energizado en 220 kV en el tramo Puerto Montt –

Pichirropulli, en el periodo que media entre la fecha más próxima posible de expansión y la

puesta en servicio de las centrales supuestas en Puerto Montt para el año 2022.

En la Figura 69 se presentan los flujos en la línea Puerto Montt – Pichirropulli 220 kV. Para el

Escenario Base se aprecia la presencia de flujos en todo el horizonte de estudio, mientras que

en el Escenario N°1 se observarían transferencias en 220 kV sólo hasta el año 2022, producto

de que este tramo sería energizado en 500 KV, pasando a formar parte del nuevo sistema en

500 kV Puerto Montt- Cautín - Charrúa.

A continuación se presentan las gráficas de flujos esperados para los tramos en 500 kV

considerados en el Escenario N°1.

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

P. Montt - Pichirropulli 220 kV


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

P. Montt - Pichirropulli 220 kV




Figura 70: Flujos Cautín – Charrúa 500 kV y Cautín 500/220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Figura 71: Flujos Puerto Montt –Cautín 500 kV y Puerto Montt 500/220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Cautin500->Charrua500


-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Cautin500->Cautin220A


-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

PMontt500->Cautin500


-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

PMontt500->PMonttA220




11 ANÁLISIS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA

11.1 Metodología

La metodología aplicada en la evaluación económica se basa en la utilizada por el consultor

del ETT, es decir, se calcula el Valor Actual Neto (VAN) de realizar la inversión, con el detalle

que se explica a continuación.

En una primera etapa del proceso se analizan las transferencias esperadas en los tramos de

transmisión troncal, identificando aquellas instalaciones que presentan transferencias

restringidas considerando los valores permitidos por criterio de seguridad N-1.

Posteriormente en base a la información entregada por las empresas a la DP, se determina si

la posible incorporación de generación o demanda hace pertinente la definición de algún

escenario alternativo de evaluación.

En aquellas instalaciones troncales en que se detectó la necesidad de evaluar una posible

expansión, se modelan los proyectos propuestos que permitan dar solución a las saturaciones

presentadas. A continuación se realizan dos simulaciones de operación, para las situaciones

con y sin proyecto, en base una misma política de gestión de embalses. Se obtienen de cada

simulación los costos de generación térmica, la energía de falla valorizada a costo de falla de

larga duración y el agua embalsada al final del horizonte de planificación valorizada a costo

marginal, consolidados como promedios sobre las hidrologías. Con los resultados obtenidos

de ambas simulaciones, se calcula el VAN de realizar el proyecto, restando los beneficios en

costo de operación, con el costo asociado a cubrir el AVI y COMA.

La evaluación del proyecto de expansión para un tramo en particular se realiza bajo distintas

alternativas de ampliación en el resto de los tramos del sistema, por ende la determinación de

la alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación y

combinación de las opciones posibles de desarrollo.

11.1.1 Min – Max Regret

Para tomar la mejor decisión respecto de la alternativa óptima de expansión del sistema de

transmisión, considerando la incertidumbre asociada a los futuros escenarios de generación –

demanda, en casos específicos, se ha utilizado el criterio MinMax o bien el criterio de

minimizar el máximo arrepentimiento.

En una primera etapa cada uno de los escenarios generación-demanda analizados se asumen

como certeros y se define bajo sus supuestos el plan óptimo de expansión en transmisión,

mediante la metodología descrita en el punto 11.1. Cada plan óptimo de expansión

encontrado se considera como una posible alternativa de expansión en la transmisión que

será evaluada considerando que se da un escenario distinto al que origina dicho plan, de

modo de calcular el arrepentimiento o aumento de costos en caso de haber seleccionado esa

alternativa. Finalmente se selecciona la alternativa que minimiza el máximo arrepentimiento.



Cabe señalar que para efectos de valorizar los arrepentimientos se ha supuesto que las

soluciones de expansión de la transmisión asociadas a una alternativa no necesariamente son

fijas en todo el horizonte, puesto que si en el futuro se presenta un escenario generación-

demanda distinto, se pueden tomar medidas que permitan adaptar la transmisión al nuevo

escenario. Por ejemplo, si se están calculando los costos de una alternativa de expansión que

implica la no realización de un obra de transmisión en todo el horizonte, pero bajo el

escenario en que se incorpora nueva generación y demanda al sistema que hace evidente que

a partir de cierto año se requiriere de una expansión de transmisión, entonces ésta se

considera con el retraso correspondiente, por lo que los costos de ese conjunto alternativa-

escenario deben representar los sobrecostos asociados al retraso.

11.2 Zona Norte

Para la zona norte se considera la evaluación de las posibles alternativas de expansión en el

Escenario Base y en el Escenario N°2.

11.2.1 Escenario 0 (Base)

A continuación se presentan las evaluaciones económicas de los proyectos de expansión

propuestos para los tramos de la zona norte en el Escenario Base.

11.2.1.1 Tramo Cardones – Diego de Almagro 220 kV (Esc. Base)

La evaluación considera el tendido del segundo circuito de la nueva línea 2x220 kV Cardones

– Diego de Almagro, para su entrada en conjunto con el primer circuito en noviembre de 2017.

De acuerdo a los resultados presentados en el Cuadro 41, bajo el Escenario Base no resultaría

económicamente conveniente ejecutar el proyecto.



Cuadro 41: Evaluación económica proyecto Cardones – Diego de Almagro, Esc Base

Evaluación Pycto Tendido 2do cto, Cardones - Diego de Almagro 2x220 kV

VP Anualidad VP Beneficio

Valor 2013 US$ 10,061,685 -$ 1,148,621

Año Anualidad (US$) Beneficio (US$)

2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 2,162,529 -121,950

2018 2,162,529 566,200

2019 2,162,529 153,941

2020 2,162,529 -12,471

2021 2,162,529 -657,220

2022 2,162,529 -435,440

2023 2,162,529 -720,831

2024 2,162,529 -581,754

2025 2,162,529 -984,851

2026 2,162,529 153,139

2027 2,162,529 -629,510

Valor agua ene 2028 -578,142


VAN -$ 11,210,306

Notas:

SIN Repotenciamiento Nogales - P. de Azúcar desde ene-17

SIN Maitencillo - Cardones desde Ene-17

11.2.1.2 Tramo Maitencillo - Cardones220 kV (Esc. Base)

La evaluación considera el proyecto “Modificación de la línea Maitencillo – Cardones 1x220

kv, 1x197 MVA”, para su entrada en servicio en enero de 2017.

De acuerdo a los resultados presentados en el Cuadro 42 bajo el Escenario Base no resultaría




Cuadro 42: Evaluación económica proyecto Modf. Maitencillo - Cardones, Esc Base

Evaluación Pycto Modificación Maitencillo - Cardones 2x220 kV


Valor 2013 US$ 4,455,965 -$ 116,803


2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 957,708 -38,229

2018 957,708 196,050

2019 957,708 59,660

2020 957,708 31,280

2021 957,708 5,610

2022 957,708 -64,470

2023 957,708 37,920

2024 957,708 7,869

2025 957,708 -1,316,310

2026 957,708 -596,750

2027 957,708 -559,250

Valor agua ene 2028 1,907,928

Valor agua ene 2013 456,743

VAN -$ 4,572,768

Notas:

SIN Repotenciamiento Nogales - P. de Azúcar desde ene-17

SIN Maitencillo - Cardones desde Ene-17

11.2.1.3 Plan óptimo en la zona norte para el Escenario Base o Escenario 0

De acuerdo a las evaluaciones anteriores, en el Cuadro 43 se resume el plan de expansión de la

transmisión encontrado para el Escenario Base (Escenario 0). En el cuadro se aprecia que no

sería económicamente conveniente la ejecución de las obras para los tramos Cardones – Diego

de Almagro y Maitencillo – Cardones, cuyos resultados son consistentes con los niveles de

transferencia observados en la Figura 15 y Figura 18.

Cuadro 43: Plan óptimo de expansión en el Escenario Base, Alternativa 0

Tramo Fecha Obra de Expansión

Cardones - Diego de Almagro - -

Maitencillo - Cardones - -



11.2.2 Escenario N°2

De acuerdo a los niveles de flujos presentados en la Figura 15 y Figura 18 para el Escenario

N°2, resulta pertinente la evaluación de los proyectos de expansión propuestos para los

tramos Cardones– Diego de Almagro y Maitencillo – Cardones 220 kV.

11.2.2.1 Tramo Cardones – Diego de Almagro 220 kV (Esc. 2)

La evaluación considera el tendido del segundo circuito de la nueva línea 2x220 kV Cardones

– Diego de Almagro, para su entrada en conjunto con el primer circuito en noviembre de 2017,

bajo los supuestos del plan de generación-demanda del Escenario N°2.

De acuerdo a los resultados presentados en el Cuadro 44, bajo este Escenario resultaría


Cuadro 44: Evaluación económica proyecto Cardones – Diego de Almagro, Esc N°2

Evaluación Pycto Tendido 2do cto, Cardones - Diego de Almagro 2x220 kV_Esc2


Valor 2013 US$ 10,061,685 US$ 103,938,866


2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 2,162,529 -202,640

2018 2,162,529 17,831,721

2019 2,162,529 17,001,800

2020 2,162,529 19,582,545

2021 2,162,529 22,169,800

2022 2,162,529 22,642,327

2023 2,162,529 26,393,438

2024 2,162,529 31,903,128

2025 2,162,529 39,809,698

2026 2,162,529 46,051,830

2027 2,162,529 53,947,108

Valor agua ene 2028 -12,348,548

Valor agua ene 2013 -2,956,144

VAN $ 93,877,182

Notas:

Maitencillo - Cardones desde Ene-17



11.2.2.2 Tramo Maitencillo – Cardones 220 kV (Esc. 2)

La evaluación considera el proyecto “Modificación de la línea Maitencillo – Cardones 1x220

kv, 1x197 MVA”, para su entrada en servicio en enero de 2017.

De acuerdo a los resultados presentados en el Cuadro 42, bajo los supuestos del Escenario

N°2, se observan importantes beneficios en ahorros de costos de operación y falla durante el

2017, los cuales se ven disminuidos producto de la entrada en operación del nuevo sistema de

500 kV entre Polpaico y Cardones a partir de enero de 2018, lo que permitiría prescindir del

proyecto de ampliación hasta el año 2025 cuando se supone la incorporación de un gran

bloque de generación a carbón en la S.E. Maitencillo, arrojando finalmente una VAN positivo

que indicaría la conveniencia económica de ejecutar el proyecto.

Cuadro 45: Evaluación económica proyecto Cardones – Diego de Almagro, Esc N°2

Evaluación Pycto Modificación Maitencillo - Cardones 2x220 kV_Esc2


Valor 2013 US$ 4,455,965 US$ 32,288,821


2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 957,708 27,609,520

2018 957,708 -222,110

2019 957,708 -250

2020 957,708 -40,350

2021 957,708 395,020

2022 957,708 -395,820

2023 957,708 506,819

2024 957,708 1,221,610

2025 957,708 19,703,751

2026 957,708 22,488,430

2027 957,708 26,054,176

Valor agua ene 2028 -20,421,232


VAN $ 27,832,857

Notas:

Cardones - D. Almagro, tendido 2do cto desde Nov-17

11.2.2.1 Plan óptimo en la zona norte para el Escenario N°2

De acuerdo a las evaluaciones anteriores, en el Cuadro 46 se resume el plan de expansión de la

transmisión determinado para el Escenario N°2. Este plan de expansión será definido como

alternativa de expansión N°2 (Alternativa 2).



Cuadro 46: Plan óptimo de expansión en el Escenario 2, Alternativa 2


Cardones - Diego de Almagro nov-17 Línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, tendido del 2do circuito

en conjunto con el primero.

Maitencillo - Cardones ene-17 Modificación Línea Maitencillo - Cardones 220 kV

11.2.1 Análisis del mínimo arrepentimiento para la expansión de transmisión en la Zona Norte

Debido a que los planes óptimos de expansión encontrados para el Escenario Base y Escenario

Nº2 resultan distintos, a continuación se presenta el desarrollo del análisis Minmax para

determinar cuál de las alternativas de expansión de la transmisión reduce el arrepentimiento

en caso que en el futuro no ocurriera el escenario generación - demanda bajo el cual se definió

la solución. Para lo anterior la matriz de escenarios-alternativas definida es la siguiente:

Cuadro 47: Matriz de Escenarios v/s Alternativas de expansión de la transmisión

Escenario 0 Escenario 2

Alternativa 0 Alt0.Esc0 Alt0.Esc2


Para cada uno de los escenarios se analizan las alternativas adoptadas, las cuales se ajustan de

acuerdo al escenario de generación-demanda que se esté estudiando, pues se parte de la base

que la opción tomada hoy no es fija y se pueden adoptar medidas adicionales en el futuro si en

alguno de los escenarios se requerirse.

El caso más representativo de lo anterior es ALt0.Esc2, en que se considera la Alternativa 0 de

expansión de la transmisión, la cual indica no realizar hoy los proyectos de ampliación para su

puesta en servicio en el año 2017, y el Escenario 2 que supone la incorporación de generación

y demanda adicional a partir del año 2014, que indicaría la necesidad de haber considerado la

materialización de las ampliaciones. En este caso la adaptación sería decidir con un año de

retraso (en la próxima revisión del ETT) la puesta en servicio del segundo circuito de la línea

Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV (enero de 2018) y en el año 2025 la modificación del

circuito 1x220 kV, 1x197 MVA de la línea Maitencillo - Cardones, puesto que entre el 2018 y

2024 la ampliación del tramo no era requerida por el sistema. La pérdida de eficiencia en este

caso, se observaría en el aumento de costos de operación producto de la operación restringida

de los tramos.

En base a lo descrito anteriormente, el

Cuadro 48 presenta los planes de obra de transmisión ajustados a los escenarios de

generación-demanda estudiados.



Cuadro 48: Proyectos considerados en cada Escenario - Alternativa zona norte

Proyectos de Expansión VI miles US$ Alternativa 0 Escenario 0

Alternativa 0 Escenario 2



Línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro,

tendido del 2do cto. en conjunto con el 1ro 16,964 (*) - - nov-17 nov-17

Línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro,

tendido del 2do cto. 20,577 (*) - ene-18 - -

Modificación Línea Maitencillo - Cardones 220 kV 7,474 - ene-25 ene-17 ene-17

(*)Valor considera los costos asociados a las labores de ampliación de las instalaciones comunes en la subestaciones existentes

El Cuadro 49 presenta los costos totales para cada conjunto Alternativa de expansión-

Escenario de generación-demanda, desagregados en valores de inversión en transmisión y

costos de operación y falla.

Cuadro 49: Tabla de costos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona norte

Valores presentes en miles de US$





Costos de Inversión Tx - 12,695 13,344 13,344

Costo de operación + costo de falla 20,262,236 19,996,478 20,262,844 19,978,259

Costo Total 20,262,236 20,009,173 20,276,188 19,991,603

La respectiva matriz de costos es la siguiente:

Cuadro 50: Matriz de costos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona norte

Matriz de Costos Valores presentes en miles de US$


Alternativa 0 20,262,236 20,009,173

Alternativa 2 20,276,188 19,991,603

De acuerdo a lo metodología Minmax, para cada escenario se escoge la mejor alternativa o

equivalentemente la de menor costo para el sistema, luego se calculan los arrepentimientos

haciendo la diferencia entre el costo que significaría la elección de las otras alternativas bajo

ese escenario y este valor.

La respectiva matriz de arrepentimientos es la siguiente:

Cuadro 51: Matriz de arrepentimientos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona norte

Matriz de arrepentimientos Valores presentes en miles de US$

Escenario 0 Escenario 2 Máximo Arrepentimiento

Alternativa 0

17,570 17,570

Alternativa 2 13,952 - 13,952

Como muestra el cuadro, para cada alternativa se selecciona el máximo arrepentimiento y

finalmente se elige aquella que minimiza este valor.



El análisis realizado muestra que la elección de la Alternativa 2 de expansión de la

transmisión resulta ser la de menor arrepentimiento para el sistema. Es decir

comparativamente la perdida de eficiencia es menor al materializar las obras de ampliación y

que no se concreten los proyectos de consumos y generación supuestos para la definición de

esta alternativa; que los aumentos de costos de operación que se originarían si no se

realizaran las ampliaciones, pero se incorporasen al plan de obras las centrales ERNC, los

consumos mineros y no se produjese el cierre del ciclo combinado de Taltal.

De acuerdo a lo anterior el plan de expansión de la transmisión a recomendar en la zona norte

para el periodo de revisión 2013 del estudio de transmisión troncal se resume en el Cuadro

52.

Cuadro 52: Plan óptimo de expansión encontrado para la zona norte

Proyectos de Expansión VI miles US$ Plazo Fecha

Línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, tendido del 2do cto. en conjunto con el 1ro (1)

14,113 (2) - nov-17

Modificación Línea Maitencillo - Cardones 220 kV 7,474 24 meses ene-17

(1) El Valor de inversión de la obra a recomendar no considera los costos asociados a las labores de ampliación de las

instalaciones comunes en la subestaciones existentes.

(2) Cabe señalar que de considerar los valores de inversión presentados por la empresa Eletrans para el proyecto, las

conclusiones de la presente revisión no se verían modificadas.

Para determinar la conveniencia económica de materializar los proyectos, el valor de

inversión utilizado en las evaluaciones para el proyecto “tendido del segundo circuito Línea

2x220 kV Cardones - Diego de Almagro”, considera la totalidad de los costos requeridos para

realizar la obra, cuyo desglose se presenta a continuación y se detalla en Anexo 3:

Cuadro 53: Desglose VI Proyecto Línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, tendido del segundo circuito

Proyecto Línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, tendido del segundo circuito

VI miles US$ VI Total

miles US$

Obras de Línea: Tendido del segundo circuito

9,293 9,293

Obras en Subestaciones: 4,819 S.E. Cardones 2,541 S.E. Diego de Almagro 2,278

TOTAL PROYECTO TENDIDO DEL SEGUNDO CIRCUITO 14,113

Ampliaciones de instalaciones comunes en Subestaciones (*): 2,851 S.E. Cardones 1,738 S.E. Diego de Almagro 1,113

Total a considerado en evaluaciones económicas 16,964

(*) valores referenciales estimados

Cabe señalar que de incluirse en el plan de expansión la obra “Línea 2x220 kV Cardones -

Diego de Almagro, tendido del segundo circuito”, se deben incorporar además las respectivas

ampliaciones de las SS.EE. existentes para dar cabida a este proyecto, cuyos valores de

inversión definitivos deben calcularse con mayor precisión.



11.2.2 Sensibilidad para Tramo Nogales-Pan de Azúcar 220 kV

Dada la solución de expansión encontrada para la zona entre Cardones y Diego de Almagro

220 kV y Maitencillo – Cardones 220 kV, a continuación se presenta un análisis de sensibilidad

para el tramo Nogales – Pan de Azúcar 220 kV de acuerdo a lo mencionado en el acápite 10.1.5

del presente informe.

Para los tramos mencionados no se dispuso de obras propuestas, por lo que la DP ha

recopilado información para evaluar como solución tentativa un repotenciamiento de los

circuitos para llevarlos a una capacidad de 290 MVA criterio N-1, obra examinada

preliminarmente por el consultor del ETT en el Anexo Nº7 del Informe Técnico en que se basa

la revisión 2013.

A continuación se presenta la evaluación económica del proyecto “Repotenciamiento de la

línea Nogales – Pan de Azúcar 2x220 kV, 2x224 MVA a 2x220 kV, 2x290 MVA”, a partir de los

datos y supuestos indicados en el Anexo 9.

Cabe señalar que el proyecto se evalúa para su puesta en servicio en enero de 2017

considerando los plazos constructivos generales para obras de ampliación contenidos en el

Estudio de Transmisión Troncal (24 meses).

Evaluación Pycto Repotenciamiento Nogales - Pan de Azucar_Esc2


Valor 2013 US$ 18,055,183 US$ 24,150,970


2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 3,880,548 39,154,935

2018 3,880,548 -1,763,472

2019 3,880,548 -319,080

2020 3,880,548 186,570

2021 3,880,548 -104,020

2022 3,880,548 -32,071

2023 3,880,548 -101,471

2024 3,880,548 -66,031

2025 3,880,548 -215,721

2026 3,880,548 36,620

2027 3,880,548 -194,271


Valor agua ene 2013 -543

VAN $ 6,095,787

Notas:


Cardones - D.Almagro, 2do cto desde Nov-17

Evaluación Pycto Repotenciamiento Nogales - Pan de Azucar


Valor 2013 US$ 18,055,183 -$ 292,855


2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 3,880,548 1,803,978

2018 3,880,548 -837,370

2019 3,880,548 -533,360

2020 3,880,548 -173,571

2021 3,880,548 -386,220

2022 3,880,548 -384,130

2023 3,880,548 -193,039

2024 3,880,548 -145,289

2025 3,880,548 -219,930

2026 3,880,548 430,830

2027 3,880,548 -405,130



VAN -$ 18,348,038

Notas:


Cardones - D.Almagro, 2do cto desde Nov-17



Las evaluaciones económicas presentadas indican que desde la puesta en servicio de la obra

de repotenciamiento hasta la entrada del sistema de 500 kV se obtendrían importantes

ahorros en costos de operación, especialmente en el Escenario N°2, que permitirían pagar los

costos de inversión y manteniendo del proyecto, arrojando un VAN de 6.2 millones de dólares.

Sin embargo, si se tomara la decisión de realizar el proyecto, para el escenario base el

arrepentimiento llegaría en valor presente a 18,3 Millones de dólares, cifra muy superior al

arrepentimiento de no realizar el proyecto, que resulta en 6.2 millones de dólares.

Cabe señalar que Transelec ha manifestado la intención de realizar el proyecto evaluado en

forma independiente al proceso de revisión del ETT, lo cual acortaría los plazos para los

procesos administrativos, permitiendo una entrada más temprana de la obra y por ende

mayores beneficios para el sistema. En este caso el proyecto si podría resultar conveniente.

11.2.3 Análisis complementario zona norte

Como parte del procedimiento de elaboración del presente estudio, en abril de 2013 y

posteriormente en julio de 2013 la DP solicitó a las empresas que informaran sus proyectos

en cartera y el estado de avance de los mismos, indicando si se encuentran en etapa de

estudios, de perfectibilidad o bien en construcción. En relación a lo anterior la empresa Enel

dio respuesta a estas cartas, en las cuales no presentaron información ni certificados respecto

del proyecto de su propiedad Parque Eólico Taltal, por otra parte no se recibió respuesta a lo

solicitado por parte de la empresa Ibereólica. Con fecha 9 de octubre de 2013, el CDEC recibió

un comunicado de desarrollo efectivo para la central Cabo Leones I, proyecto de Ibereólica, y

con fecha 11 de octubre de 2013 uno para la central Parque Eólico Taltal perteneciente a Enel.

Debido a que la incorporación de modificaciones de esta naturaleza implica cambios mayores

en el desarrollo del estudio y que esta información se presentó fuera de los plazos adecuados

para su incorporación en la presente revisión, cuyos procesos se encuentran avanzados y ya

han superado tres etapas de observaciones del resto de los interesados, los proyectos en

cuestión no han podido incorporarse de la misma forma como se incluyen los demás

proyectos.

Por lo anterior, la DP ha realizado una sensibilidad incorporando estas centrales para los

efectos de verificar que ello no afecte las conclusiones del estudio para la zona norte. De los

análisis realizados, se ha comprobado que estos proyectos no afectan los resultados del

estudio. En el Anexo 8 se presentan las sensibilidades llevadas a cabo bajo las consideraciones

anteriores.



11.3 Zona Centro

Debido a la saturaciones que presenta el tramo Lo Aguirre – Cerro Navia de la actual línea

Rapel – Cerro Navia 2x220 kV una vez que entra en operación el proyecto de seccionamiento

en lo Aguirre en septiembre de 2015, se ha evaluado la posibilidad de operar abierto el tramo

bajo dos posibles escenarios:

1. Sin Cambio de conductor Lo Aguirre – Cerro Navia

Se modela la línea actual abierta desde septiembre de 2015 hasta el final del horizonte

y se calculan los costos de operación y falla para compararlos con los costos en caso de

modelarla operando cerrada desde el seccionamiento en septiembre de 2015 hasta

octubre de 2018, fecha en la cual se abriría para no limitar las transferencias del

nuevo proyecto Nueva Línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV en octubre de 201811.

En el Cuadro 54 se presentan los costos de operación y falla actualizados a enero de

2013 considerando las posibilidades de operación del tramo en cuestión. Se aprecia

que la operación abierta del tramo resulta más económica, en términos esperados

para el sistema.

Cuadro 54: Costos de operación y falla del SIC, para tramo Lo Aguirre- Cerro Navia sin Cambio de conductor

Valores presentes en millones de US$ Operar abierto Operar Cerrado

Costos de operación y falla 20,263 20,770

2. Con Cambio de conductor Lo Aguirre – Cerro Navia

Se modela la línea actual abierta desde septiembre de 2015 hasta mayo de 2017, fecha

en la cual entraría en operación el proyecto “Cambio de conductor Línea Lo Aguirre –

Cerro Navia 2x220 kV”, que aumentaría su capacidad y permitiría su operación

cerrada. Se calculan los costos de operación y falla del escenario mencionado para

luego compararlos con los costos en caso de modelarla operando cerrada con 2x197

MVA en este mismo periodo y con 2x500 MVA para el resto del horizonte.

En el Cuadro 55 se presentan los costos de operación y falla actualizados a enero de

2013 considerando las posibilidades de operación del tramo en cuestión. Se aprecia

que la operación abierta del tramo resulta más económica, en términos esperados

para el sistema.

Cuadro 55: Costos de operación y falla del SIC, para tramo Lo Aguirre- Cerro Navia con Cambio de conductor

Valores presentes en millones de US$ Operar abierto Operar Cerrado

Costos de operación y falla 20,436 20,578

11 Obra contenida en el decreto N°82/2012.



11.3.1 Tramo Lo Aguirre – Cerro Navia

Los análisis presentados en el Cuadro 57 corresponden a la evaluación del proyecto de

aumento de capacidad presentado por Chilectra para el tramo Lo Aguirre – Cerro Navia de la

actual línea Rapel - Cerro Navia 2x220 kV para llevar los circuitos de 197 MVA a 500 MVA12,

considerando 28 meses de plazo de ejecución, para su puesta en servicio en mayo de 2017.

En las evaluaciones (Cuadro 56 y Cuadro 57), la simulación sin proyecto se ha modelado con

el tramo abierto hasta la entrada de la nueva línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x500kV en

octubre de 2018 en el primer caso, y en octubre de 2019 para el segundo, puesto que se

considera como escenario de sensibilidad un año de retraso en la entrada de la nueva línea.

En el Cuadro 56 se aprecian beneficios en el periodo que media entre la entrada del proyecto

en mayo de 2017 y la obra nueva de expansión de largo plazo considerada en octubre de

2018, los cuales no alcanzarían a compensar el valor de inversión de la obra, resultando

finalmente un VAN negativo.

Para la evaluación en el escenario de sensibilidad (Cuadro 57) se aprecia un año adicional de

beneficios producto del retraso en la nueva línea. Este año adicional de beneficios permitiría

compensar los costos asociados al VI y COMA del proyecto, obteniendo finalmente un VAN

positivo.

Cuadro 56: Evaluación económica cambio de conductor del tramo Lo Aguirre – Cerro Navia de la actual línea Rapel-Cerro

Navia

Evaluación Pycto Cambio Conductor Lo Aguirre - Cerro Navia 2x500 MVA 28meses


Valor 2013 US$ 8,356,387 US$ 3,288,317


2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 1,271,495 4,284,031

2018 1,907,243 329,488

2019 1,907,243 -36,460

2020 1,907,243 76,230

2021 1,907,243 57,490

2022 1,907,243 250,850

2023 1,907,243 139,880

2024 1,907,243 -140,331

2025 1,907,243 480,070

2026 1,907,243 97,530

2027 1,907,243 359,760



VAN -$ 5,068,070

12 El límite con criterio N-1 para el tramo es mayor a la capacidad térmica de los circuitos debido a la redistribución de flujo post

contingencia.



Cuadro 57: Evaluación económica proyecto de cambio de conductor del tramo Lo Aguirre – Cerro Navia de la actual línea

Rapel-Cerro Navia (Sensibilidad)

Evaluación Pycto Cambio Conductor Lo Aguirre - Cerro Navia 2x500 MVA 28 meses.

VP Anualidad VP Beneficio Valor 2013 US$ 8,459,891 US$ 8,592,127


2013 0 0 2014 0 0 2015 0 0 2016 0 0 2017 1,271,495 4,284,031 2018 1,907,243 6,023,208 2019 1,907,243 1,622,783 2020 1,907,243 2,098,970 2021 1,907,243 176,510 2022 1,907,243 389,810 2023 1,907,243 -54,670 2024 1,907,243 -195,391 2025 1,907,243 572,110 2026 1,907,243 42,520 2027 1,907,243 432,660

Valor agua ene 2028 -455,054 Valor agua ene 2013 -108,936

VAN $ 132,236

Se observa que el proyecto “Ampliación de la capacidad de transmisión en línea existente Lo

Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV” resultaría económicamente conveniente para el sistema en

caso de considerar un retraso en la “Nueva línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV 2x1500

MVA” que implicase su puesta en servicio en octubre de 2019 o con fecha posterior. Esta línea

se encuentra actualmente decretada y su primer proceso de licitación declarado desierto.

Con la consideración anterior, la DP estima pertinente la recomendación del proyecto

evaluado, condicionado a que a la fecha de emisión del decreto objeto de la presente

recomendación no se haya realizado por parte de la DP la adjudicación del proyecto de Nueva

línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV, 2x1500 MVA que implicase su materialización antes

de octubre de 2019.

Cabe señalar que dentro del conjunto de obras presentadas por Transelec en el documento

enviado con fecha posterior a la emisión del Informe Preliminar v2 Revisión ETT 2013 de la

DP (Anexo 13), se encuentra contenido el proyecto “Ampliación Capacidad Tramo Lo Aguirre

– Cerro Navia” con un VI de 15 millones de USD, valor similar al presentado por Chilectra

(15.6 millones de USD), y un plazo constructivo de 18 meses. En dicho informe Transelec

recomienda dejar condicionada la licitación del proyecto a la obtención de la Resolución de

Calificación Ambiental (RCA), de forma similar a como se desarrolló el proyecto de ampliación

"Línea Alto Jahuel – Cerro Navia 2x220 kV, Tramo Chena – Cerro Navia: Cambio de

Conductor". En consideración a lo anterior el proyecto recomendado por la DP para este

tramo con 28 meses de plazo, consideraría una holgura equivalente a 10 meses en los

procesos de obtención de dicho permiso ambiental, respecto del proyecto de Transelec.

Cabe indicar que los beneficios de esta obra resultan mayores en la medida que el plazo

constructivo sea menor.



11.4 Zona Sur

Para la zona sur se considera la evaluación de las posibles alternativas de expansión para el

Escenario Base y para el Escenario N°1.

11.4.1 Escenario 0 (Base)

A continuación se presentan las evaluaciones económicas de los proyectos de expansión, en

aquellos tramos de la zona sur que requieran aumentos de capacidad. Se consideran como

candidatas a evaluación aquellas obras acordes a los niveles de flujo esperados en todo el

horizonte de análisis para el Escenario Base

11.4.1.1 Tramo Charrúa 500/220 kV (Esc. Base)

Para este tramo se considera el proyecto “Cuarto Transformador 500/220 kV, 750 MVA en

S.E. Charrúa”.

Las limitaciones de transmisión utilizadas en la evaluación se presentan en el Cuadro 59.

Cuadro 58: Limitaciones de transmisión en MW aplicadas en la evaluación 4to Transformador Charrúa 500/220 kV

Tramo Sin Proyecto Con Proyecto

Feb-18 Feb-18

Ancoa - Jahuel 500 kV 3185 3185

Transformador Charrúa 2100 2850

Charrúa - Ancoa 500 kV 2736 2736

La evaluación económica presentada en el Cuadro 59 muestra que no resultaría


Cuadro 59: Evaluación económica proyecto Cuarto Transformador 500/220 kV S.E Charrúa,

Evaluación Pycto Cuarto transformador Charrúa 500/220 kV


Valor 2013 US$ 11,925,433 -$ 1,210,421


2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 0 0

2018 2,980,231 840,540

2019 2,980,231 503,810

2020 2,980,231 -1,357,180

2021 2,980,231 113,240

2022 2,980,231 -31,320

2023 2,980,231 -2,404,470

2024 2,980,231 -487,454

2025 2,980,231 -480,410

2026 2,980,231 101,940

2027 2,980,231 130,640



VAN -$ 13,135,855



11.4.1.2 Tramo Cautín- Valdivia (Esc. Base)

Se considera conjuntamente la obra “Cambio de conductor Ibis por Grosbeak en Valdivia –

Ciruelos 220 kV” y “Cambio de conductor Ibis por Grosbeak en Ciruelos – Loncoche 220 kV” a

partir de agosto del 2018. Para lo anterior se comparan los beneficios económicos de la

operación con proyecto versus el valor de inversión de la obra completa “Cambio de

conductor Ibis por Grosbeak en Valdivia - Loncoche 220 kV”.

Debido a que no se presentó proyecto para el tramo completo (Loncoche – Valdivia), se

realizó una estimación del VI a partir de los datos entregados por Transelec para el tramo

Ciruelos – Valdivia 220 kV (Anexo 4).

Para la evaluación económica se modela la salida de servicio del circuito intervenido durante

un total de 24 horas luz por kilómetro de línea, lo que equivale a 105 días de trabajo por el

tramo de 35 km entre Loncoche y Ciruelos y 105 días de trabajo para el tramo de 35 km entre

Ciruelos y Valdivia. Considerando que la puesta en servicio de la obra es agosto del 2017 los

trabajos de desconexión se modelan a partir de abril de 2017. Con lo anterior se consideran

96 horas fuera de servicio el tramo completo Cautín – Valdivia (previo al seccionamiento

completo en SE Ciruelos), de tal forma de ser consistente con el criterio n-1 del circuito no

intervenido. Las 744 horas restantes de desconexión se modelan con fecha posterior al

seccionamiento en Ciruelos, por lo que se limita de forma intercalada en junio de 2017 el

tramo Ciruelos – Cautín y en julio el tramo Ciruelos – Valdivia.

Cuadro 60: Evaluación económica proyecto cambio conductor Valdivia - Loncoche 220 kV,

Evaluación Pycto Loncoche - Valdivia con 31 meses, en paralelo Con des


Valor 2013 US$ 6,331,419 US$ 72,444,970


2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 731,596 -8,275,118

2018 1,463,192 10,262,589

2019 1,463,192 3,781,131

2020 1,463,192 6,187,080

2021 1,463,192 23,094,030

2022 1,463,192 35,543,801

2023 1,463,192 49,101,130

2024 1,463,192 27,647,228

2025 1,463,192 18,857,592

2026 1,463,192 14,929,975

2027 1,463,192 21,283,632



VAN $ 66,113,552

Notas:

* Seccionamiento completo en S.E. Rahue en Ene-17

* Pichirropulli- P. Montt en servicio desde Nov2020



Los resultados presentados en el Cuadro 60 indican que los meses en que se modeló fuera de

servicio el tramo Cautín-Ciruelos 220 kV y el tramo Ciruelos-Valdivia 220 kV, debido a los

trabajos, se traducen en un elevado costo de operación para el sistema, pero a partir del año

2018 se observan importantes ahorros en costos de operación que se mantienen a lo largo de

todo el horizonte de evaluación, originando un VAN final positivo que indica que resulta

económicamente conveniente realizar la obra evaluada.

11.4.1.3 Tramo Ciruelos – Cautín (Esc. Base)

La evaluación económica del Cuadro 61 considera el proyecto de la “Nueva línea Cautín –

Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA”.

Cuadro 61: Evaluación económica proyecto Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x220 kV, con un circuito tendido

Evaluación Pycto Ciruelos - Cautín 2x220 kV, tendido 1er cto


Valor 2013 US$ 17,499,912 US$ 8,703,484

US$ 0 US$ 0


2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 0 0

2018 0 0

2019 0 0

2020 1,837,163 5,020

2021 6,969,349 1,168,390

2022 6,969,349 2,176,420

2023 6,969,349 3,931,410

2024 6,969,349 8,937,981

2025 6,969,349 4,818,239

2026 6,969,349 137,555

2027 6,969,349 6,119,647



VAN -$ 8,796,428

Notas:

* Cambio de conductor Loncoche - Ciruelos desde Ene-17



Del Cuadro 61 se desprende que los ahorros en costos de operación producto de la

incorporación de la nueva línea, no resultarían suficientes para cubrir la inversión y COMA de

la obra, arrojando finalmente un VAN negativo que indicaría que no es económicamente

conveniente materializar el proyecto señalado.



11.4.1.4 Tramo Ciruelos - Pichirropulli

La evaluación económica del Cuadro 62 considera el proyecto “Tendido del segundo circuito

de la línea Ciruelos - Pichirropulli 2x220 kV, 2x290 MVA”, para dos casos. El primero con la

línea ingresando en mayo de 2018 conjuntamente con el tendido del primer circuito y el

segundo caso, en que la línea ingresa al servicio en noviembre de 2020 (fecha en la cual el

aumento de flujos indica que podría requerirse). De acuerdo a los resultados presentados, no

sería económicamente conveniente ejecutar el proyecto.

Cuadro 62: Evaluación económica proyecto tendido del segundo circuito línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV.

Evaluación Pycto Ciruelos - Pichirropulli 2x220 kV, tendido 2do cto


Valor 2013 US$ 13,415,906 US$ 4,928,696

Año Anualidad

(US$) Beneficio (US$)

2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 0 0

2018 0 0

2019 0 0

2020 4,672,443 -772,631

2021 4,672,443 432,980

2022 4,672,443 1,556,450

2023 4,672,443 7,354,307

2024 4,672,443 2,350,808

2025 4,672,443 2,404,302

2026 4,672,443 1,579,097

2027 4,672,443 -1,044,508



VAN -$ 8,487,210

Notas:

*Cambio de conductor, Loncoche - Ciruelos desde Ago-17



Evaluación Pycto Ciruelos - Pichirropulli 2x220 kV tendido 2do cto junto con 1er cto


Valor 2013 US$ 11,825,910 US$ 4,128,629

Año Anualidad

(US$) Beneficio (US$)

2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 0 0

2018 2,072,446 -66,900

2019 3,108,669 -726,431

2020 3,108,669 -1,323,941

2021 3,108,669 336,480

2022 3,108,669 1,508,700

2023 3,108,669 7,331,057

2024 3,108,669 2,378,628

2025 3,108,669 2,391,342

2026 3,108,669 1,578,647

2027 3,108,669 -1,020,978



VAN -$ 7,697,281

Notas:

* Cambio de conductor, Loncoche - Ciruelos desde Ago-17





11.4.1.5 Tramo al sur de S.E. Pichirropulli

Para este tramo se considera el proyecto “Nueva Línea 2x220 kV, 2x290 MVA Puerto Montt –

Pichirropulli, tendido 1er circuito” para su entrada más próxima en noviembre de 2020. La

evaluación económica presentada en el Cuadro 63 indica que resultaría económicamente

conveniente la materialización del proyecto.

Cuadro 63: Evaluación económica proyecto Puerto Montt -Pichirropulli 2x220 kV, tendido 1er cto.

Evaluación Pycto Pichirropulli - P. Montt 2x220 kV, tendido 1er cto


Valor 2013 US$ 20,083,174 US$ 129,051,849


2013 0 0

2014 0 0

2015 0 0

2016 0 0

2017 0 0

2018 0 0

2019 0 0

2020 1,358,687 -986,484

2021 8,152,122 12,870,777

2022 8,152,122 24,271,490

2023 8,152,122 34,011,545

2024 8,152,122 54,627,056

2025 8,152,122 71,232,958

2026 8,152,122 87,827,716

2027 8,152,122 133,455,868



VAN $ 108,968,675

Notas:

* Cambio de conductor, Loncoche - Ciruelos desde Ago-17


Pese a que el beneficio económico mostrado durante el año 2020 es negativo, en el Cuadro 64

se presenta el detalle mensual de la evaluación, en donde se aprecia que desde marzo de 2021

los ahorros en costos de operación anuales acumulados son superiores al VATT del proyecto.

Considerando los plazos de construcción y de procesos administrativos, la obra debe ser

recomendada en el actual proceso de revisión.



Año Mes VATT

Beneficios en Costos de operación y falla (US$)

Acumulado anual de Beneficios en C. operación y falla (US$)

año 2020 nov-20

1,358,687 - 772,520 - 772,520

dic-20 - 213,964 - 986,484

año 2021

ene-21

8,152,122

2,248,196 2,248,196

feb-21 3,594,385 5,842,581

mar-21 3,222,672 9,065,253

abr-21 1,207,850 10,273,103

may-21 333,560 10,606,663

jun-21 - 68,450 10,538,213

jul-21 59,500 10,597,713

ago-21 36,060 10,633,773

sep-21 - 489,110 10,144,663

oct-21 2,634,390 12,779,053

nov-21 - 1,074,140 11,704,913

dic-21 1,165,864 12,870,777

Cuadro 64: Detalle mensual 2020 -2021 evaluación económica proyecto Puerto Montt -Pichirropulli 2x220 kV.

11.4.1.6 Seccionamiento SE Rahue

El Cuadro 65 considera la evaluación económica del proyecto “Seccionamiento completo en

S/E Rahue”. Para realizar la evaluación se modeló la línea Puerto Montt – Valdivia 2x220 kV,

seccionada completa en S.E. Rahue, imponiendo una limitación distinta a las transferencias

para los casos con proyecto y sin proyecto. El detalle de la modelación para cada caso se

encuentra en el Anexo 1.

De acuerdo a los resultados presentados en el Cuadro 65, resultaría económicamente

conveniente realizar la obra.

Cuadro 65: Evaluación económica seccionamiento completo en S/E Rahue.

Evaluación Seccionamiento Completo S.E Rahue

VP Anualidad VP Beneficio Valor 2013 US$ 6,897,203 US$ 125,029,373


2013 0 0 2014 0 0 2015 0 0 2016 0 0 2017 1,482,396 -44,290 2018 1,482,396 4,623,592 2019 1,482,396 18,756,502 2020 1,482,396 28,167,486 2021 1,482,396 27,483,308 2022 1,482,396 32,811,255 2023 1,482,396 24,556,306 2024 1,482,396 32,696,789 2025 1,482,396 44,937,952 2026 1,482,396 45,438,860 2027 1,482,396 89,003,368

Valor agua ene 2028 18,589,779 Valor agua ene 2013 4,450,245

VAN $ 118,132,170

Notas: * Cambio de conductor, Loncoche - Ciruelos dede Ago-17 * Pichirropulli- P. Montt en servicio desde Nov2020



Cabe señalar que el VI utilizado para la evaluación de esta obra corresponde al presentado por

Transelec en su informe “Informe Estudio Revisión Troncal 2013 vFinal”, incorporado en el

Anexo 13.

11.4.1.7 Plan óptimo en la zona sur para el Escenario Base o Escenario 0

De acuerdo a los resultados anteriores, en el Cuadro 66 se resume el plan óptimo de

expansión de la transmisión determinado para el Escenario Base (Escenario 0). A

continuación este plan de expansión de la transmisión será llamado alternativa de expansión

0 (Alternativa 0).

Cuadro 66: Plan óptimo de expansión en el Escenario Base, Alternativa 0


Charrúa - Cautín - -

Charrúa - Mulchén - -

Mulchén - Cautín - -

Cautín - Pichirropulli - -

Cautín - Ciruelos ago-17 Cambio de conductor Loncoche - Ciruelos 220 kV

Ciruelos - Valdivia ago-17 Cambio de conductor Ciruelos - Valdivia 220 kV

Ciruelos - Pichirropulli - -

Pichirropulli - Puerto Montt nov-20 Línea 2x220 kV Pichirropulli - P.Montt, con 1 cto tendido

11.4.2 Escenario N°1

Considerando el plan de obras de generación del Escenario N°1, se requeriría un aumento de

capacidad en los tramos de la zona sur a partir del año 2020 al igual que en el caso base. Estas

necesidades podrían ser resueltas mediante la incorporación de un plan de expansión de la

transmisión equivalente al encontrado para dicho escenario, pero debido a que dos años

después, se incorporarían las centrales Blanco 375 MW y Cuervo 640 MW en la S.E. Puerto

Montt, se haría necesario un aumento de capacidad de mayor proporción al que se podría

lograr tendiendo los segundos circuitos de las líneas Puerto Montt – Pichirropulli 2x290 MVA

y Pichirropulli – Ciruelos 2x290 MVA.

Por lo anterior a partir del proyecto disponible, nueva línea 2x500 kV Charrúa – Cautín –

Puerto Montt, la DP ha estimado el VI proporcional a los kilómetros para el tramo Puerto

Montt - Pichirropulli 2x500 kV, de modo de operarlo energizado en 220 kV en la etapa previa

a la incorporación de las nueva centrales e incurrir a partir del año 2022 con las inversiones

faltantes para adaptar el sistema a las nuevas necesidades. Estas corresponderían a la

incorporación de transformadores 500/220 kV en las SSEE. Puerto Montt y Cautín y las

respectivas obras de 500 kV en las subestaciones, líneas Pichirropulli – Cautín 2x500 y

Cautín- Charrúa 2x500 kV.



De acuerdo a lo mencionado anteriormente en el Cuadro 67 se presenta un resumen del plan

expansión de transmisión determinado para el Escenario N°1 y en la Figura 72 un diagrama

del mismo.

Cuadro 67: Plan de expansión determinado en el Escenario N°1, Alternativa 1


Charrua - Cautín Jul-22 Línea 2x500 kV tramo Charrúa - Cautín

Charrúa - Mulchén - -

Mulchén - Cautín - -

Cautín - Pichirropulli Jul-22 Línea 2x500 kV tramo Cautín - Pichirropulli

Cautín - Ciruelos ago-17 Cambio de conductor Loncoche - Ciruelos 220 kV

Ciruelos - Valdivia ago-17 Cambio de conductor Ciruelos - Valdivia 220 kV

Ciruelos - Pichirropulli - -

Pichirropulli - Puerto Montt

nov-20 Línea 2x500 kV tramo Pichirropulli - Puerto Montt, operada en 220 kV

jul-22 Línea 2x500 kV tramo Pichirropulli - Puerto Montt, operación en 500 kV

Figura 72: Diagrama esquemático de plan de expansión en el Escenario N°1

11.4.3 Análisis del mínimo arrepentimiento para la expansión de transmisión en la zona Sur

A continuación se presenta el desarrollo del análisis Minmax para determinar cuál de las

alternativas de expansión de la transmisión reduce el arrepentimiento en caso que en el

Ancoa 500kV


Proyecto

Hualpen 220kV

Esperanza 220kV

Temuco 220kV

Cautín 220kV

Ciruelos 220kV

Valdiv ia 220kV

Pichirropulli 220kV

Rahue 220kV

P. Montt 220kV

Mulchen 220kV

P. Montt 220V

Pichirropulli 220kV

Ancoa 500kV

Charrúa 500kV

Lagunillas 220kV


Esperanza 220kV

Temuco 220kV

Cautín 220kV

Ciruelos 220kV

Valdiv ia 220kV

Pichirropulli 220kV

Rahue 220kV

P. Montt 220kV

Mulchen 220kV

P. Montt 500V

Cautín 500kV

Pichirropulli

Noviembre 2020 Julio 2022

Linea de 500 kV Energizada en 220 kV



futuro no ocurriera el escenario generación bajo el que se definió la solución óptima de la

expansión. Para lo anterior la matriz de escenarios alternativa definida es la siguiente:

Cuadro 68: Matriz de Escenarios v/s Alternativas de expansión de la transmisión




En primer lugar se corrobora que el plan óptimo de expansión de la transmisión definido para

el Escenario Base y el Escenario 1 resulte económicamente conveniente para el sistema. En el

Cuadro 69 se muestra el beneficio que representa para el sistema la ejecución de los planes de

expansión de la transmisión determinados en cada uno de los escenarios analizados. La

alternativa de expansión de la transmisión encontrada para el escenario base se ha llamado

“Alternativa 0”, mientras que la encontrada para el Escenario N°1 de ha llamado

“Alternativa1”.

Cuadro 69: Evaluación económica planes óptimos de expansión determinados en cada escenario

Valores presente al 2013 en miles de US$

Ahorro en costo de operación + costo de falla

VATT Beneficio

Alternativa 0 170,319 26,256 144,064

Alternativa 1 771,051 111,406 659,644

Para cada uno de los escenarios se analizan todas alternativas de expansión de la transmisión,

las cuales se ajustan de acuerdo al escenario de generación que se esté considerando, pues se

parte de la base en que la opción tomada hoy no es fija y se pueden adoptar medidas para

adaptar la transmisión al plan de generación futuro si alguno de los escenario lo requerirse.

De acuerdo a lo anterior en el caso Alt0.Esc1 la decisión de expansión Alternativa 0 indicaría

que hoy se debe ejecutar la construcción del primer circuito de la nueva línea Puerto Montt -

Pichirropulli 2x220 kV, 2x2290 MVA, pues la expansión de transmisión fue pensada para el

Escenario 0 en el cual no se incorporan las centrales de Energía Austral en todo el horizonte.

Para el caso en análisis se considera la Alternativa 0 de expansión bajo los supuestos del plan

de obras de generación del Escenario 1, en el cual a partir de julio de 2022 aumenta la

generación en S.E. Puerto Montt. Debido a que el plazo constructivo de las centrales es de

aproximadamente 7 años, a partir del año 2016, estas podrían ser declaras como desarrollos

efectivos por lo que en revisiones futuras sería posible tomar la decisión de adaptar la

expansión del sistema con la incorporación del nuevo proyecto en 500 kV para su puesta en

servicio el año 2022, con una pérdida de eficiencia que se vería reflejada en la incorporación

de un sistema paralelo al de 220 kV en construcción.



En base a lo descrito anteriormente, en el Cuadro 70 se presentan los planes de obra de

transmisión ajustados a los escenarios de generación analizados.

Cuadro 70: Proyectos considerados en cada Escenario-Alternativa zona sur

Proyectos de Expansión VI miles

US$ Alternativa 0 Escenario 0




Cambio de conductor Loncoche - Ciruelos 220 kV 11,441

ago-17 ago-17 ago-17 ago-17 Cambio de conductor Ciruelos - Valdivia 220 kV ago-17 ago-17 ago-17 ago-17

Línea 2x220 kV Pichirropulli - P.Montt, con 1 cto. Tendido (1) 63,595 nov-20 nov-20

Línea 2x500 kV Pichirropulli - P.Montt, operada en 220 kV 69,946

nov-20 nov-20 Línea 2x500 kV Pichirropulli - P.Montt, operación en 500 kV

jul-22

Ampliación S.E. P. Montt en 220 kV (2) 8,113

nov-20 nov-20

Ampliación S.E Pichirropulli en 220 kV (2) 5,198

nov-20 nov-20

Línea Charrúa - Cautín – P. Montt 2x500 kV (tramo Charrúa - Cautín – Pichirropulli)

179,098 jul-22

Línea Charrúa - Cautín - P. Montt 2x500 kV 249,044

jul-22

Nueva S.E. P. Montt 500 kV (3) 23,186 jul-22 jul-22

Nueva S.E. Cautín 500 kV (3) 58,373

jul-22

jul-22

Ampliación S.E. Charrúa 500 kV 23,186

jul-22

jul-22

Transformación 220/500 kV S.E. P.Montt 36,605

jul-22

jul-22

Transformación 220/500 kV S.E. Cautín 36,605

jul-22

jul-22

(1) El proyecto incluye las obras requeridas en las subestaciones Pichirropulli y Puerto Montt para recibir la nueva línea

Puerto Montt – Pichirropulli 2x220 kV, un circuito tendido, con los respectivos paños de línea.

(2) Considera las obras de 220 kV necesarias en la subestación y los paños de línea para recibir la nueva línea Puerto

Montt – Pichirropulli 2x500 kV, en el periodo en que esta se encontraría energizada en 220 kV e incluye las obras en

las instalaciones comunes de subestación.

(3) Considera las obras de 500 kV necesarias en la subestación para recibir la nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli

2x500 kV, una vez que esta sea operada en 500 kV. Para el caso de la Nueva S.E. Cautín, se considera compensación por

un valor equivalente a 12 millones de US$.

El Cuadro 71 presenta los costos totales para cada conjunto Alternativa de expansión-

Escenario de generación, desagregados en valores de inversión en transmisión y costos de

operación y falla.

Cuadro 71: Tabla de costos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona sur

Valores presentes en miles de US$





Costos de Inversión Tx 26,335 120,772 32,439 111,407

Costo de operación + costo de falla 20,509,794 19,934,793 20,511,506 19,935,317

Costo Total 20,536,130 20,055,565 20,543,945 20,046,723

La respectiva matriz de costos es la siguiente:

Cuadro 72: Matriz de costos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona sur

Matriz de Costos Valores presentes en miles de US$


Alternativa 0 20,536,130 20,055,565

Alternativa 1 20,543,945 20,046,723



De acuerdo a lo metodología Minmax, para cada escenario se escoge la mejor alternativa o

equivalentemente la de menor costo para el sistema, luego se calculan los arrepentimientos

haciendo la diferencia entre el costo que significaría la elección la otras alternativas bajo ese

escenario y este valor.

La respectiva matriz de arrepentimientos del problema es la siguiente:

Cuadro 73: Matriz de arrepentimientos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona sur

Matriz de Arrepentimientos Valores presentes en miles de US$

Escenario 0 Escenario 1 Máximo

arrepentimiento

Alternativa 0 - 8,842 8,842

Alternativa 1 7,815 - 7,815

Como muestra el cuadro, para cada alternativa se selecciona el máximo arrepentimiento y

finalmente se elige aquella en que se minimiza este valor.

El análisis realizado muestra que la Alternativa 1 de expansión de la transmisión resulta ser la

de menor arrepentimiento para el sistema. Es decir es menor la pérdida de eficiencia al

construir la línea Puerto Montt – Pichirropulli en 500 kV, operada en 220 kV y que no se

desarrollen los proyectos de Energía Austral; que invertir hoy en la construcción de la línea en

220 kV y en el futuro tener que adicionar una nueva línea en paralelo en 500 kV producto de

la incorporación de las centrales.

Cabe señalar que si bien el valor de indiferencia de los arrepentimientos es bajo respecto de

los VI de las obras, la DP estima conveniente la planificación en 500 KV de la línea en cuestión

considerando aspectos tales como robustez y diseño con visión de largo plazo para asegurar

la competencia y la reducción del impacto ambiental y social que conllevarían las

intervenciones futuras, lo anterior bajo el contexto de que las obras se localizan en un sector

con existencia de comunidades indígenas y áreas protegidas de interés turístico, parques y

reservas nacionales.

De acuerdo a lo anterior el plan de expansión de la transmisión a recomendar en la zona sur

para el periodo de revisión 2013 del Estudio de Transmisión Troncal se resume en el Cuadro

74.

Cuadro 74: Plan óptimo de expansión encontrado para la zona sur

Proyectos de Expansión VI miles US$ Plazo Fecha

Cambio de conductor Loncoche - Ciruelos 220 kV 11,441

31 meses ago-17

Cambio de conductor Ciruelos - Valdivia 220 kV 31 meses ago-17

Línea 2x500 kV Pichirropulli - P.Montt, operada en 220 kV (1) 81,519 66 meses nov-20

(1) El Valor de inversión no considera los costos asociados a las labores de ampliación de las instalaciones comunes en la

subestaciones existentes.



Cuadro 75: Desglose del Proyecto Nueva Línea 2x500 kV Pichirropulli - P.Montt, operada en 220 kV

Proyecto Nueva Línea 2x500 kV Pichirropulli - P.Montt, operada en 220 kV VI miles US$ VI Total

miles US$

Obras en Línea: Línea 2x500 kV Pichirropulli - P.Montt, operada en 220 kV

69,946 69,946

Obras en Subestaciones (1): 11,537 S.E. P. Montt, obras en 220 kV 6,374 S.E Pichirropulli, obras en 220 kV 5,198

TOTAL NUEVA LÍNEA 2X500 KV PICHIRROPULLI - P.MONTT, OPERADA EN 220 KV 81,519

Ampliaciones de instalaciones comunes en Subestaciones (1,2): 1,738 S.E. P. Montt, obras en 220 kV 1,738

Total a considerado en evaluaciones económicas 83,257

(1) Las obras deben estar disponibles para su puesta en servicio en conjunto con la nueva línea Pichirropulli-

Puerto Montt 2x500 kV, operada en 220 kV.

(2) valores referenciales



12 OTRAS OBRAS PROPUESTAS

En relación con la presente revisión del Estudio de Transmisión Troncal, las empresas

Eletrans, Chilectra y SunEdison, enviaron propuestas de expansión del sistema, las cuales se

transcriben en el Anexo 7 y Anexo 11. A continuación se indica la posición de la Dirección de

Peajes respecto de la recomendación de las obras propuestas que no están sujetas a

evaluación económica, lo que corresponde a una de Chilectra y una de SunEdison.

12.1 Normalización de Patio de 220 kV S.E. Chena

La S.E. Chena ha seccionado la línea Alto Jahuel – Cerro Navia 2x220 kV con motivo de las

obras establecidas en el DS N° 116-2011, de tal forma que a la barra principal del pario de 220

kV se encuentran conectados los paños troncales de los cuatro circuitos de la línea Alto Jahuel

– Chena (2 paños convencionales y 2 paños en GIS). Por otro lado, Chilectra ha informado la

construcción del proyecto de un segundo transformador 220/110 kV, 400 MVA en esta S.E.

(en ejecución), con motivo del cual, contempla la construcción de una barra de transferencia

en 220 kV para darle a esta S.E. los niveles de seguridad que ameritan estas obras.

Debido a lo indicado anteriormente, la empresa Chilectra ha presentado como proyecto de

ampliación la normalización del patio 220 kV de la S.E. Chena, el cual consiste en la conexión

de las posiciones GIS de propiedad de Transelec con la futura barra de transferencia del patio

de 220 kV, y la ampliación de las posiciones de los paños convencionales de la línea Alto

Jahuel – Chena 2x220 kV también de propiedad de Transelec, a la futura barra de

transferencia mediante la instalación de dos desconectadores motorizados con un plazo de

construcción de 20 meses.

La NTSyCS señala en su artículo 3-29 que, para instalaciones de 220 kV o mayores, las

subestaciones del Sistema de Transmisión Troncal deberán tener una configuración de barras

con redundancia suficiente para realizar el mantenimiento de cada interruptor asociado a

líneas, transformadores u otros equipos pertenecientes al Sistema de Transmisión Troncal,

sin alterar la configuración topológica del sistema.

Luego de la puesta en servicio de la barra de transferencia de la S.E. Chena, de no ejecutarse

las obras propuestas por la empresa, los cuatro interruptores de línea de las líneas de 220 kV

entre las SS.EE. Alto Jahuel y Chena no podrían someterse a mantenimiento sin alterar la

topología del sistema, razón por la cual, la Dirección de Peajes considera recomendable la

obra propuesta.

Cabe indicar que el proyecto de normalización del patio de 220 kV de la S.E. Chena debe ser

compatible con el cronograma de trabajos de materialización de la barra de transferencia de

la S.E.



12.2 S.E. San Andrés

La S.E. San Andrés es un proyecto presentado con motivo de la presente revisión por la

empresa SunEdison, el cual consiste en el seccionamiento de la línea 1 x 220 kV Cardones –

Carrera Pinto con la finalidad de recibir el Parque Solar San Andrés de propiedad del

proponente. Al respecto, se considera que dada las características de esta obra no se

considera pertinente recomendar en esta oportunidad dicho seccionamiento, y que sería

conveniente que este tipo de inversiones sean analizadas en el Estudio de Transmisión

Troncal que se encarga a un Consultor cada cuatro años, cuyo proceso ha comenzado, ya que

en dicho estudio existe la posibilidad de calificar instalaciones como obras de transmisión

troncal en función de nuevos proyectos de generación.

Adicionalmente, esta Dirección considera que no le corresponde calificar como obras de

transmisión troncal, subestaciones destinadas particularmente para la conexión de centrales

específicas.



13 ANÁLISIS DEL ESTADO Y MEJORAS EN SUBESTACIONES DEL SIC

Con fecha 11 de julio de 2013, la Comisión Nacional de Energía remitió a la Dirección de

Peajes del CDEC-SIC carta CNE N° 268/2013. En ese documento, dicho organismo solicita a la

DP incorporar en el presente proceso de revisión, información sobre mejoras que

corresponda realizar en las subestaciones de mayor impacto del sistema. Debido a lo ajustado

de los plazos para el desarrollo de propuestas provenientes de dicha solicitud en el presente

informe, y considerando que los temas abordados corresponden a labores permanentes que

realizará esta Dirección, se seleccionaron cuatro subestaciones a abordar en esta ocasión, a

saber: Diego de Almagro, Chena, Alto Jahuel y Charrúa.

El análisis considerado comprende un estudio detallado de la necesidad de modificaciones

y/o expansiones de las SS.EE. indicadas con motivo del desarrollo del sistema de transmisión

del SIC, particularmente en lo referente a las obras troncales que a ellas se conectarán de

acuerdo a los planes de expansión vigentes a la fecha.

Para lograr lo anterior, la DP ha contratado la asesoría de la empresa DESSAU Chile Ingeniería

S.A., de trayectoria superior a 10 años en el ámbito de desarrollo de proyectos de transmisión

eléctrica.

El estudio encargado comprende tres etapas para el análisis de cada S.E.:

Etapa A: Planificación del Estudio

Etapa B: Análisis y determinación de propuestas

Etapa C: Presentación de ingeniería básica de los proyectos propuestos

A la fecha de emisión del presente documento, el estudio se encuentra en su etapa B, por lo

que se han emitido los informes de esta etapa para observaciones de la DP para cada S.E.



14 CONCLUSIONES

Con el objetivo de determinar el plan de expansión de la transmisión a recomendar con

motivo de la Revisión 2013 del Estudio de Transmisión Troncal, se realizaron análisis y

evaluaciones económicas para un conjunto de obras de transmisión en las zonas norte, centro

y sur del SIC. Los resultados obtenidos en la presente revisión han considerado los supuestos

detallados en el cuerpo del documento y se resumen a continuación:

Zona Norte

o Tramos: Cardones – Diego de Almagro y Maitencillo - Cardones.

o Obras: Tendido del segundo circuito de la nueva línea 2x220 kV Cardones –

Diego de Almagro, para su entrada en conjunto con el primer circuito en

noviembre de 2017 y Modificación línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV

entrando en enero de 2017.

o Resultados: Bajo los supuestos del Escenario N°2, que considera proyectos

ERNC relevantes de generación por un total aproximado de 800 MW,

consumos por 245 MW en la zona norte del SIC, y la no concreción del cierre

del ciclo combinado de la central Taltal, como consecuencia del análisis

Minmax respectivo resultarían recomendables ambas obras para ser incluidas

en la presente revisión.

Zona Centro

o Tramo: Lo Aguirre- Cerro Navia.

o Obras: Aumento de capacidad de transmisión de la línea Rapel – Cerro Navia

2x220 kV en el tramo Lo Aguirre – Cerro Navia, entrando en mayo de 2017 (28

meses de plazo). Para lo anterior se considera el cambio de los conductores de

2x197 MVA a 2x500 MVA.

o Resultados: Los escenarios analizados consideran la puesta en servicio de la

nueva línea 2x220 kV, 2x1500 MVA Lo Aguirre – Cerro Navia en octubre de

2018 y una sensibilidad bajo un supuesto de retraso de un año adicional

(octubre de 2019). De acuerdo a los resultados, para el escenario de

sensibilidad el proyecto resultaría económicamente conveniente, por lo que la

DP estima pertinente su recomendación, condicionada a que a la fecha de

emisión del respectivo decreto no se haya realizado por parte de la DP la

adjudicación del proyecto de la Nueva línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220

kV, 2x1500 MVA que implicase su materialización antes de octubre de 2019.

Cabe indicar además que los beneficios de esta obra aumentan en la medida su

materialización sea lo antes posible.

o Instalación: S.E. Chena

o Obras: Normalización de patio 220 kV S.E. Chena, el cual consiste en otorgar

conexión a la futura barra de transferencia de las posiciones de las líneas

troncales entre las SS.EE. Alto Jahuel y Chena 220 kV.



o Resultados: Con la finalidad de cumplir lo estipulado en la NTSyCS vigente, es

necesario realizar las obras para cumplir con el artículo 3-29.

Zona Sur

o Tramos: Ciruelos – Valdivia, Loncoche – Ciruelos, Puerto Montt – Pichirropulli.

o Obras:

(1) Cambio de conductor del circuito de menor capacidad línea Cautín

– Valdivia 220 kV en tramo Loncoche – Valdivia entrando en agosto de

2017

(2) Seccionamiento completo en S.E. Rahue entrando en enero de 2017

(3) Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 kV, 2x1500 MVA,

operado en 220 kV en noviembre de 2020

o Resultados: Para el caso de las obras (1) y (2), se observa que estas presentan

beneficios positivos y crecientes para el futuro, por lo que serían

recomendables para su inclusión en la presente revisión del ETT.

Respecto de la obra (3), en el Escenario Base se observa que se requiere una

obra en el tramo Puerto Montt – Pichirropulli a partir del año 2020.

Adicionalmente se realizaron análisis que consideran la incertidumbre

incorporada por la información recibida de proyectos relevantes de

generación de centrales hidráulicas al sur de Puerto Montt (Blanco (375 MW)

y Cuervo (640 MW)), los cuales podrían cambiar la decisión de construcción

de líneas de transmisión desde Puerto Montt al Norte a aquellas de mayor

envergadura (500 kV). De los análisis Minmax realizados, se concluye que

resultaría conveniente recomendar la obra para el tramo Puerto Montt –

Pichirropulli en 500 kV, operada en 220 kV para su puesta en servicio en

noviembre de 2020 y su posible futura energización en 500 kV en los

siguientes procesos del ETT.

Finalmente el resumen de la recomendación de la DP con motivo de la presente revisión anual

se muestra en los siguientes cuadros.

Cuadro 76: Obras Troncales Recomendadas

(1) VI estimado por la DP a partir de la propuesta enviada por Eletrans. El valor presentado por la empresa promotora fue de

20,354 miles de US$. La puesta en servicio de esta obra se considera en conjunto con la entrada en operación del tendido del

primer circuito.

(2) Considera las obras en 220 kV en las respectivas SS.EE. Pichirropulli y Puerto Montt de acuerdo a lo presentado en acápite

11.4.3. Se sugiere analizar la conveniencia de incluir como parte de este proyecto la compra de un terreno en el trazado de la

línea y cercano a la SE Puerto Montt para la futura SE en 500 kV (no incluido en este VI).


Obras Troncales Recomendadas VI

miles de US$

ene-17 24 meses Seccionamiento completo en Rahue 11,753

nov-17 - Línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, tendido del segundo circuito (1) 14,113

ago-17 31 meses Cambio de conductor Ibis por Grosbeak en el tramo Loncoche - Valdivia 1x220 kV 11,441

nov-20 66 meses Línea 2x500 kV Pichirropulli – Puerto Montt, energizado en 220 kV (2) 81,519



Cuadro 77: Obras Troncales Recomendadas Condicionadas

(1) Obra condicionada a que Transelec no inicie de forma independiente al proceso de expansión del STT la construcción de

este proyecto, puesto que resulta conveniente que entre en operación lo antes posible. El proyecto evaluado considera

que los trabajos se realizan con línea energizada.

(2) Esta obra no se recomienda si a la fecha de publicación del respectivo decreto, se ha realizado por parte de la DP la

adjudicación del proyecto Nueva línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV, 2x1500 MVA, que implique una puesta en

servicio anterior a octubre de 2019 (ver acápite 11.3.1).

Cuadro 78: Otras Obras Troncales Recomendadas


Obras Troncales Recomendadas Condicionadas VI miles de US$

ene-17 24 meses Modificación Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV (1) 7,474

May-17 28 meses Aumento de capacidad del tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV (2) 15,600


Otras Obras Troncales Recomendadas VI miles de US$

Sep-16 20 meses Normalización de Patio de 220 kV S.E. Chena 720



ANEXO 1

ANEXO 1

ESTUDIO DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN

Rev. 2013 ETT



ANEXO 2

ANEXO 2

COSTOS MARGINALES ESPERADOS PROMEDIO

Rev. 2013 ETT



ANEXO 3

ANEXO 3

ANÁLISIS VALOR DE INVERSIÓN PROYECTO

TENDIDO DEL SEGUNDO CIRCUITO

CARDONES - DIEGO DE ALMAGRO 220 KV

Rev. 2013 ETT



ANEXO 4

ANEXO 4

ANÁLISIS VALOR DE INVERSIÓN PROYECTO DE MODIFICACIÓN

LÍNEA CAUTÍN – VALDIVIA 220 KV CIRCUITO N° 2 (TRAMO

LONCOCHE – VALDIVIA)

Rev. 2013 ETT



ANEXO 5

ANEXO 5

CONSUMOS MENSUALES POR BARRA Y DEMANDA MÁXIMA

MENSUAL PARA EL MODELO DE COORDINACIÓN

HIDROTÉRMICA

Rev. 2013 ETT



ANEXO 6

ANEXO 6

PREVISIÓN DE DEMANDA, PLAN DE OBRAS SING Y FLUJOS

ESPERADOS EN LÍNEA DE INTERCONEXIÓN

Rev. 2013 ETT



ANEXO 7

ANEXO 7

PROYECTOS PRESENTADOS POR EMPRESAS PROPONENTES

Rev. 2013 ETT



ANEXO 8

ANEXO 8

ANÁLISIS COMPLEMENTARIO ZONA NORTE

Rev. 2013 ETT



ANEXO 9

ANEXO 9

PROYECTOS:

AUMENTO DE CAPACIDAD LÍNEA NOGALES – PAN DE AZÚCAR

2X220 KV

MODIFICACIÓN MAITENCILLO – CARDONES 1X220 KV

Rev. 2013 ETT



ANEXO 10

ANEXO 10

FACTORES DE INDEXACIÓN

DE OBRAS CANDIDATAS A EVALUACIÓN

Rev. 2013 ETT



ANEXO 11

ANEXO 11

PROYECTOS PRESENTADOS POR EMPRESA ELETRANS

Rev. 2013 ETT



ANEXO 12

ANEXO 12

AUMENTO DE PAGOS POR PEAJES

Rev. 2013 ETT



ANEXO 13

ANEXO 13

INFORME PRESENTADO POR LA EMPRESA TRANSELEC

Rev. 2013 ETT



ANEXO 14

ANEXO 14

ANÁLISIS VALOR DE INVERSIÓN PROYECTO PUERTO MONTT –

PICHIRROPULLI 2X500 KV, ENERGIZADO EN 220 KV

Rev. 2013 ETT



ANEXO 15

ANEXO 15

OBSERVACIONES PRESENTADAS POR LAS EMPRESAS AL

INFORME PRELIMINAR Y SUS RESPUESTAS

Rev. 2013 ETT

Documents

INFORME DEFINITIVO REVISIÓN 2013 ESTUDIO DE … · 6.3 DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO 23 7 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN 24 ... debido a que el Informe Técnico se basa