anÁlisis de necesidades de expansiÓn sistema de...

Informe Final Análisis Expansión TTx KAS Mercado y Regulación S.A.

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ANÁLISIS DE NECESIDADES DE EXPANSIÓN – SISTEMA DE

TRANSMISIÓN TRONCAL SIC Y SING 2010 - 2014

Informe Final Licitación 610-25-LP10

PREPARADO PARA

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

IT-KM-026-011-R02 05 de Mayo de 2011


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INDICE

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 5

2. OBJETIVOS DEL ESTUDIO .................................................................................................................... 6

2.1. OBJETIVO GENERAL .............................................................................................................................. 6 2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................................................................................... 6

3. PROGRAMA DE TRABAJO DETALLADO, ENTREGABLES E HITOS PRINCIPALES ..................................... 7

3.1. PLAN DE TRABAJO Y DEFINICIÓN DE ACTIVIDADES PARA EL DESARROLLO DE LA ASESORÍA ................................... 7 3.1.1. DIRECCIÓN Y COORDINACIÓN DEL ESTUDIO ............................................................................................... 9 3.1.2. ANÁLISIS PLAN DE OBRAS Y DEMANDA ..................................................................................................... 9 3.1.3. PLANES ÓPTIMOS DE EXPANSIÓN .......................................................................................................... 14 3.1.4. ANÁLISIS Y REVISIÓN ETT .................................................................................................................... 18 3.1.5. ANÁLISIS Y ESTUDIO DE DISCREPANCIAS .................................................................................................. 19 3.1.6. EVALUACIÓN INTERCONEXIÓN SIC-SING ................................................................................................ 19 3.1.7. INFORME FINAL .................................................................................................................................. 20 3.2. ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS ......................................................................................................... 20 3.3. ENTREGABLES POR ACTIVIDAD E HITOS PRINCIPALES ................................................................................. 21

4. ANÁLISIS DEL PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN BASE Y ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA 23

4.1. ANÁLISIS DEL PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ........................................................................................ 23 4.1.1. SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL ..................................................................................................... 23 4.1.2. SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE ...................................................................................... 29 4.2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ............................................................................................. 31 4.2.1. SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL ..................................................................................................... 31 4.2.2. SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE ...................................................................................... 32

5. DETALLE DE LA PROYECCIÓN DEMANDA DE ENERGÍA Y EXTENSIÓN PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN 33

5.1. DETALLE EXTENSIÓN PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN .............................................................................. 35 5.2. DETALLE DE LA PROYECCIÓN DE DEMANDA .............................................................................................. 36

6. DIAGNOSTICO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL Y NECESIDADES DE EXPANSIÓN ............... 38

6.1. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL ANALIZADAS DEL SIC ........................................................................... 38 6.1.1. LATERAL NORTE DEL STXT ................................................................................................................... 39 6.1.2. ÁREA DE INFLUENCIA COMÚN DEL TXT (SISTEMA DE 500 KV) ..................................................................... 40 6.1.3. ÁREA DE INFLUENCIA COMÚN DEL TXT (SISTEMA DE 220 KV) ..................................................................... 41 6.1.4. LATERAL SUR DEL TXT ......................................................................................................................... 42 6.1.5. NUEVAS INSTALACIONES TRONCALES PROPUESTAS POR EL ESTUDIO ETT ....................................................... 43 6.1.6. FLUJOS DE POTENCIA EN LÍNEAS RELEVANTES .......................................................................................... 43 6.2. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL ANALIZADAS DEL SING ........................................................................ 48

7. ANÁLISIS CRÍTICO PROPUESTA DIRECCIONES DE PEAJE PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL ............................................................................................................................ 49

7.1. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR LA DP-SIC................................................................. 49 7.2. ANÁLISIS DE LAS OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR LA DP-SIC .......................................... 55 7.3. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR LA DP-SING .............................................................. 56

8. ANÁLISIS CRÍTICO PROPUESTA CONSULTOR ETT2010 PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL ............................................................................................................................ 58


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8.1. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR EL CONSULTOR DEL ETT2010 PARA EL SIC ...................... 58 8.1.1. OBRAS PROPUESTA POR EL CONSULTOR, CASO BASE. ................................................................................ 58 8.1.2. OBRAS PROPUESTA POR EL CONSULTOR, CASO ALTERNATIVO ..................................................................... 60 8.2. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS POR EL CONSULTOR DEL ETT2010 PARA EL SING ................... 63

9. RECOMENDACIÓN DEL PLAN ÓPTIMO DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL PARA EL CUATRIENIO 2011-2014. .............................................................................................................. 64

9.1. ANTECEDENTES GENERALES .................................................................................................................. 64 9.2. OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS PARA EL CUATRIENIO 2011-2014 PARA SIC .......................... 64 9.2.1. SISTEMA LATERAL NORTE DEL TXT DEL SIC .............................................................................................. 64 9.2.2. ÁREA DE INFLUENCIA COMÚN DEL TXT, SISTEMA DE 500 KV ...................................................................... 65 9.2.3. ÁREA DE INFLUENCIA COMÚN DEL TXT, SISTEMA DE 220 KV ...................................................................... 68 9.2.4. SISTEMA LATERAL SUR DEL TXT DEL SIC ................................................................................................. 69 9.3. OBRAS URGENTES PARA EL CUATRIENIO 2011 A 2014 PARA EL TXT ............................................................ 70 9.4. ANÁLISIS AMBIENTAL DE LAS OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS ................................................ 72 9.5. ANÁLISIS DE NORMA TÉCNICA Y SEGURIDAD ............................................................................................ 79

10. JUSTIFICACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE LOS PLANES DE EXPANSIÓN PROPUESTOS ....................... 84

10.1. COSTOS DE OPERACIÓN ESPERADOS ....................................................................................................... 85 10.2. COSTOS DE INVERSIÓN ........................................................................................................................ 86 10.3. INGRESOS TARIFARIOS ......................................................................................................................... 87

11. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE LA DEMANDA DEL NORTE CHICO DEL SIC .......................................... 92

12. ANÁLISIS Y ESTUDIO DE DISCREPANCIAS .......................................................................................... 95

13. INTERCONEXIÓN SIC-SING ................................................................................................................ 99

13.1. OBJETIVO ANÁLISIS DE INTERCONEXIÓN .................................................................................................. 99 13.2. ANTECEDENTES DE INTERCONEXIÓN ...................................................................................................... 99 13.3. COSTOS DE INVERSIÓN LÍNEA INTERCONEXIÓN ....................................................................................... 106 13.3.1. COSTOS DE INVERSIÓN LÍNEA DE CORRIENTE CONTINUA ...................................................................... 106 13.3.2. COSTOS DE INVERSIÓN LÍNEA CORRIENTE ALTERNA ............................................................................ 108 13.4. RESULTADOS ................................................................................................................................... 108 13.4.1. INTERCONEXIÓN PURA .................................................................................................................. 109 13.4.1.1. COSTOS MARGINALES DE LA ENERGÍA .............................................................................................. 109 13.4.1.2. FLUJO ENERGÍA ANUALES .............................................................................................................. 111 13.4.1.3. INGRESOS GENERADOS POR LA LÍNEA DE INTERCONEXIÓN ................................................................... 113 13.4.1.4. COSTOS DE OPERACIÓN ................................................................................................................ 114 13.4.1.5. BENEFICIOS PROYECTO INTERCONEXIÓN PURO .................................................................................. 115 13.4.2. INTERCONEXIÓN ADAPTADA .......................................................................................................... 116 13.4.2.1. COSTOS MARGINALES DE LA ENERGÍA .............................................................................................. 116 13.4.2.2. COSTOS OPERACIÓN INTERCONEXIONES ADAPTADAS .......................................................................... 121 13.4.2.3. COSTOS INVERSIÓN CENTRALES GENERADORAS ................................................................................. 121 13.4.2.4. VAN INTERCONEXIONES ADAPTADAS .............................................................................................. 121 13.4.3. INTERCONEXIÓN EN CA ADAPTADA ................................................................................................. 122 13.4.3.1. COSTOS MARGINALES DE LA ENERGÍA .............................................................................................. 122 13.4.3.2. OPERACIÓN LÍNEA INTERCONEXIÓN ................................................................................................. 126 13.4.3.3. COSTOS OPERACIÓN INTERCONEXIONES ADAPTADAS .......................................................................... 129 13.5. CONCLUSIONES ANÁLISIS INTERCONEXIÓN SIC-SING .............................................................................. 130 13.6. ANÁLISIS DE NTSYCS PARA INTERCONEXIÓN .......................................................................................... 131 13.6.1. ALTERNATIVA N°1: ENLACE 500KV CORRIENTE ALTERNA CHACAYA – CARDONES. .................................. 131 13.6.2. ALTERNATIVA N°2: ENLACE 500KV CORRIENTE ALTERNA CHACAYA – DIEGO DE ALMAGRO – CARDONES. ... 138 13.6.3. IMPACTO EN LA INTERCONEXIÓN POR PROYECTO HACIENDA CASTILLA.................................................... 145


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13.6.4. CONCLUSIONES ANÁLISIS NTSYCS PARA INTERCONEXIÓN .................................................................... 149

14. ANEXOS .......................................................................................................................................... 155

14.1. UNILINEALES DE LA PROPUESTA DE EXPANSIÓN ...................................................................................... 155 14.2. ÁREA DE INFLUENCIA COMÚN (500 KV) ............................................................................................... 157 14.3. LATERAL SUR DEL TXT ....................................................................................................................... 160 14.4. FLUJOS DE POTENCIA DE LAS LÍNEAS DEL TXT ......................................................................................... 163 14.5. LÍNEAS DE EXPANSIÓN DEL TXT ........................................................................................................... 182 14.6. NUEVAS INSTALACIONES PROPUESTA PARA EL TXT ................................................................................. 191 14.7. VALORIZACIÓN TRAMOS TXT .............................................................................................................. 193 14.8. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD PROYECTO S/E LO AGUIRRE ........................................................................... 201 14.9. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD PROYECTO LÍNEA CHARRÚA-ANCOA ................................................................. 205 14.10. ANÁLISIS DE NORMA TÉCNICA Y SEGURIDAD ..................................................................................... 207 14.10.1. ABRIL 2012 ............................................................................................................................... 207 14.10.2. JULIO 2015 ................................................................................................................................ 222 14.10.3. JULIO – AGOSTO 2016 ................................................................................................................. 240 14.10.4. INTERCONEXIÓN ALTERNATIVA N°1: CHACAYA CARDONES 500 KV AC ESCENARIO SECO. ......................... 260 14.10.5. INTERCONEXIÓN ALTERNATIVA N°1: CHACAYA CARDONES 500 KV AC ESCENARIO HÚMEDO. ................... 271 14.10.6. INTERCONEXIÓN ALTERNATIVA N°1: CHACAYA – DIEGO DE ALMAGRO - CARDONES 500 KV AC ESCENARIO SECO. 282 14.10.7. INTERCONEXIÓN ALTERNATIVA N°1: CHACAYA – DIEGO DE ALMAGRO - CARDONES 500 KV AC ESCENARIO HÚMEDO. 293


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1. INTRODUCCIÓN

La expansión del sistema de transmisión troncal es desarrollada centralizadamente, de acuerdo a

los procedimientos establecidos en el DFL N° 4 de 2006 y sus modificaciones, en adelante la Ley.

La consistencia de las instalaciones de desarrollo y expansión del sistema troncal, contenidas en el

informe técnico de la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE, al cual se refiere el Artículo

91° de la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante LGSE, es revisada anualmente por las Direcciones de Peajes, en adelante DP, de los Centros de Despacho Económico de Carga, en

adelante CDEC, los que presentan a la CNE una propuesta de expansión de dicho sistema. La propuesta señalada debe presentar, fundadamente, las obras que deberán realizarse o iniciarse en

el período siguiente para posibilitar el abastecimiento de la demanda. Además, puede considerar tanto los proyectos de transmisión troncal contemplados en el Estudio de Transmisión Troncal, en

adelante (ETT, o los que, sin estarlo, se presenten a la DP por sus promotores, acompañada de la

opinión que los operadores y usuarios del Sistema de Transmisión Troncal expresen sobre las expansiones propuestas.

La CNE, una vez recibida la propuesta de la DP, debe presentar el Plan de Expansión para los 12 meses siguientes. Las discrepancias que a dicho Plan de Expansión presenten los participantes y

usuarios e instituciones interesadas, deben ser resueltas por el Panel de Expertos. Luego, en base

al Plan de Expansión presentado por la CNE o al dictamen del Panel de Expertos, según corresponda, el Ministerio de Energía fijará las expansiones del sistema de transmisión troncal para

los próximos 12 meses.

Del mismo modo, de acuerdo a lo establecido en el artículo 91° de la LGSE, la CNE deberá elaborar

un informe técnico basado en los resultados del estudio de transmisión troncal y considerando

todas las observaciones realizadas al estudio. El informe deberá contener, entre otras materias, la identificación de las obras de ampliación u obras nuevas de transmisión troncal, cuyo inicio de

construcción se proyecte dentro del cuatrienio tarifario inmediato, así como también sus respectivos A.V.I. y COMA por tramo referenciales, la fecha de entrada en operación de los mencionados

proyectos y las empresas de transmisión troncal responsables de la construcción de las ampliaciones.

La coherencia entre esas expansiones y las necesidades del Sistema, respecto de los crecimientos

de la demanda y los nuevos proyectos de generación que vendrán a inyectar en él, dependerá en buena medida de la calidad de la información levantada para su revisión, principalmente en lo

referente a la ubicación, tamaño, características y fechas de puesta en servicio de los proyectos en generación, así como del adecuado análisis técnico-económico de las expansiones señaladas. Dado

lo anterior, se requiere analizar las necesidades de expansión del Sistema de Transmisión Troncal

del Sistema Interconectado Central, en adelante SIC, en consideración al desarrollo de los proyectos en generación que resulten económicamente óptimos para el abastecimiento de la

demanda y a los resultados del ETT.

Además, se ha considerado necesario estudiar la interconexión entre el SIC y el Sistema

Interconectado del Norte Grande, en adelante SING, con el objetivo de analizar los posibles beneficios que dicho enlace generaría en cada uno de los Sistemas Interconectados, en adelante

SI, ante diferentes alternativas de interconexión.

.


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2. OBJETIVOS DEL ESTUDIO

2.1. OBJETIVO GENERAL

Analizar las necesidades de expansión del Sistema de Transmisión Troncal del SIC y SING, en apoyo a la elaboración del Plan de Expansión Anual que debe presentar la CNE para el período

2010 – 2011 y en apoyo a la elaboración del Informe Técnico basado en los resultados del ETT en

lo relativo a la expansión del Sistema de Transmisión para el cuadrienio 2011-2014, realizando la evaluación técnico – económica de las alternativas de desarrollo de dicho sistema. Adicionalmente a

lo anterior, se requiere incorporar el análisis de los beneficios de la construcción de un enlace SIC-SING, realizando la evaluación técnico – económica de las diferentes alternativas de interconexión.

2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Los objetivos específicos que se requiere cumplir son:

1. Objetivo Específico N°1: Revisión de la propuesta de expansión del sistema de transmisión

troncal del SIC y SING, que deben enviar las Direcciones de Peajes de cada sistema a la CNE antes del 31 de octubre de 2010.

2. Objetivo Específico N°2: Elaboración de propuesta de planes de expansión óptimos para el sistema de transmisión troncal del SIC y SING, para el período 2010-2011, considerando la

propuesta entregada por cada DP.

3. Objetivo Específico N°3: Apoyo en análisis y estudio de discrepancias que se presenten al Panel de Expertos, respecto del Plan de Expansión Anual para el período 2010-2011.

4. Objetivo Específico N°4: Revisión de los resultados del estudio de transmisión troncal, en lo concerniente a la expansión del sistema de transmisión.

5. Objetivo Específico N°5: Elaboración de propuesta de planes de expansión óptimos para el

sistema de transmisión troncal del SIC y SING, para el cuadrienio 2011-2014, considerando los resultados del estudio de transmisión troncal y las observaciones realizadas a éste.

6. Objetivo Específico N°6: Estudio y análisis de la interconexión entre SIC y SING incorporando la evaluación técnico – económica ante diferentes alternativas de

interconexión.


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3. PROGRAMA DE TRABAJO DETALLADO, ENTREGABLES E HITOS PRINCIPALES

3.1. PLAN DE TRABAJO Y DEFINICIÓN DE ACTIVIDADES PARA EL DESARROLLO DE LA ASESORÍA

La siguiente corresponde a la Carta Gantt del Estudio, preparada para dar cumplimiento fiel a los objetivos planteados en la sección anterior:


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Las actividades y sub actividades propuestas se describen y detallan a continuación.

3.1.1. Dirección y Coordinación del Estudio

Esta actividad consiste en la formación del equipo de trabajo, su presentación ante la CNE y la designación del Jefe de Proyecto, quien será la persona a cargo de la Dirección de la Asesoría y el

Control de Avance de la misma, así como también tendrá a cargo la presentación y preparación de la documentación y correspondencia.

3.1.2. Análisis Plan de Obras y Demanda

Esta actividad consiste en la revisión de las metodologías utilizadas, revisión de Planes de Obras de Generación y Revisión y Proyección de las Demandas de energía y potencia.

Se considera el análisis crítico de los planteamientos metodológicos utilizados, así como de los resultados obtenidos por los respectivos CDEC, en relación a los planes de obra y proyecciones de

demanda.

Para la determinación de la demanda real de energía se utilizará como información base la suministrada por la CNE mediante la Fijación de Precio de Nudo de Octubre de 2010.

El plan de obras de generación, considerado como punto de partida para el análisis de expansión del Sistema de Transmisión Troncal, será el indicado por la CNE en la Fijación de Precios de Nudo

de Octubre de 2010, complementado por un breve análisis de consistencia en función de la siguiente metodología para la determinación de planes de expansión óptimos de generación.

Aspectos Generales de la Metodología Propuesta

La determinación de un plan de expansión de generación es un proceso iterativo, en el cual se deben tomar una serie de decisiones en paralelo, que si bien se pueden establecer como

procedimiento general, en muchos casos requiere para su concreción final, del conocimiento experto del sistema sobre el cual se está actuando.

En este sentido, resulta relevante la definición del escenario de expansión del segmento de generación sobre el cual se trabajará, entendiendo como ―escenario‖ el conjunto de tecnologías factibles de ser incorporadas al sistema eléctrico, considerando sus plazos de construcción y

respecto del cual se construirá el plan óptimo de obras de generación-transmisión.

Como eje central de la metodología para el diseño y análisis de las alternativas de transmisión, se

considera la representación de los aspectos técnicos y económicos del SIC y del SING, en el modelo multinodal-multiembalse OSE2000, el cual está en condiciones de manejar todas las variables de

entrada necesarias, así como también de entregar las variables de salida, que permitan un correcto

estudio de las alternativas de generación y transmisión respectivas. Entre la información y antecedentes que serán utilizados para obtener una operación esperada del sistema que represente

adecuadamente las condiciones futuras de abastecimiento en función de la demanda esperada, se encuentran:


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i. Parque generador.

ii. Topología del sistema eléctrico y nivel de tensión de las instalaciones representadas.

iii. Estadística hidrológica y convenios de riego.

iv. Barras de demanda e inyección.

v. Desagregación de demanda por tipo, industrial y vegetativa.

vi. Característica de la demanda por barra, según su curva de carga.

vii. Precios de combustibles y restricciones de gas.

viii. Horizonte de planificación.

Adecuación del Plan de Obras de Generación

La metodología a emplear por el Consultor considera como punto de partida la elaboración de un plan óptimo de generación a partir de un escenario acordado con la CNE para tal efecto, a partir del

cual se deberá formular en forma armónica un desarrollo para el Sistema de Transmisión Troncal,

que asegure las condiciones de competencia en generación, con una adecuada seguridad y calidad de servicio. A continuación se describen las etapas para obtener el plan de obras de generación.

Plan de Obras Preliminar de Generación

En base al escenario de expansión acordado con la Comisión, se elaborará un plan preliminar de

expansión para el segmento de generación. Una vez que se determina el plan de obras preliminar, se inicia un proceso iterativo que tiene como núcleo las simulaciones del despacho de largo plazo

del SIC con el Modelo OSE2000 y como condición inicial el plan preliminar de obras definido.

Modelación del Despacho mediante Ose2000

Se utiliza el modelo OSE2000 para realizar el despacho del parque generador con un horizonte de

estudio de quince (15) años. El modelo entrega los costos marginales esperados, el comportamiento de los flujos de potencia por el sistema de transmisión y las cantidades generadas

por cada una de las centrales que conforman el parque para cada una de las condiciones de

operación (2 bloques de demanda mensuales bajo 49 escenarios hidrológicos probables), entre otras variables de salida.

Es importante recalcar que, debido a que el concepto general de expansión económica del sistema de transmisión troncal consiste en determinar un sistema económicamente adaptado tanto a los

incrementos de inyecciones como de retiros del sistema en su conjunto:

a. Primero, se determina el parque de generación adaptado a la demanda.

b. Luego, se determina el sistema de transmisión adaptado a i).

Por lo tanto, para determinar el plan de obras de generación que cumpla con las exigencias de suficiencia del sistema, se deben relajar las restricciones del sistema de transmisión de dicho

sistema, el cual se encuentra incorporado en las modelaciones, a efecto de no restringir las posibilidades de expansión de la matriz de generación.


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Revisión del Costo Marginal de Largo Plazo

En base a las señales del mercado y los supuestos para el respectivo Escenario1, se realizará un

análisis respecto de la(s) tecnología(s) considerada(s) en el plan expansión acordado con la CNE. Información relevante en esta etapa es el comportamiento que puedan tener los mercados de los

distintos insumos de generación (Carbón, GNL, Diesel) con el objetivo de tener una visión respecto de su disponibilidad esperada.

Una vez establecida la(s) tecnología(s) necesaria(s) para una expansión de largo plazo, se

encontrará un plan de obras de generación, es decir, un tren de inversiones que permita cumplir dos objetivos: primero, abastecer la demanda de manera óptima y segundo, obtener un precio de

energía acorde a las expectativas de largo plazo y niveles de rentabilidad esperada para los diferentes proyectos2.

Lo anterior implica que el costo marginal de largo plazo (CMgLP) de energía eléctrica, debe ser una

señal estable y/o convergente a un valor de equilibrio (como precio promedio anual). El supuesto de mercado utilizado en la determinación de un plan de obras es: el costo marginal de energía

eléctrica de corto plazo representa los posibles desbalances entre oferta y demanda que presenta el mercado, los cuales deben ir desapareciendo en función del tiempo causando la convergencia del

precio de energía spot a un valor de equilibrio de mercado, que permita rentar los nuevos proyectos. Por tanto, la obtención de una señal de largo plazo es una condición necesaria para la

validación del plan de obras, lo que implica en términos simples que, a partir del año establecido

como de equilibrio de mercado, los costos marginales de energía tienden a una situación de estabilidad. La figura siguiente indica las consideraciones de corto y largo plazo descritas:

Figura 1: Evolución costos marginales de corto y largo plazo.

1 Niveles de demanda de gas, precios de insumos de las centrales térmicas, disponibilidad de insumos para generación

eléctrica, etc. 2 Se utilizará una tasa de rentabilidad esperada de 10% para los diferentes proyectos de generación, en concordancia con lo

utilizado por la CNE en las fijaciones de precios de nudo. Sin embargo, es necesario señalar que los actores, existentes en el sistema o nuevos entrantes, podrían en base a sus propias expectativas racionales, evaluaciones privadas y niveles de riesgo, exigir tasas de retorno de capital superiores a las utilizadas en el presente estudio. Situación que no es posible de modelar, ya que depende de cada situación en particular.

0

20

40

60

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100

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160

180

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Año

CM

g [

US

$/M

Wh

]

Corto plazo: desbalance

oferta/demanda

Largo plazo: equilibrio

oferta/demanda, condición

de competencia

0

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2007

2008

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2011

2012

2013

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2015

2016

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2018

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2021

2022

2023

2024

2025

Año

CM

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US

$/M

Wh

]

Corto plazo: desbalance

oferta/demanda

Largo plazo: equilibrio

oferta/demanda, condición

de competencia


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Por largo plazo se entiende aquel período de tiempo en el cual, a juicio del Consultor, se presentan condiciones de eficiencia económica en el mercado de generación y la transmisión troncal, haciendo

factible la potencial incorporación de nuevos actores. En concreto, este período para el SIC se refiere, tomando como referencia el año 2010, a los años posteriores al 2016 o 2017. Es necesario

hacer notar que pueden existir uno o más planes de obras de generación que cumplan con la condición de tener un precio de largo plazo que satisfaga las condiciones señaladas.

A partir de los resultados de la simulación de la operación esperada del sistema, mediante el

OSE2000, se verifica que el costo marginal de largo plazo (CMgLP) cumpla con las condiciones descritas de estabilidad en el largo plazo.

Evaluación Económica de los Nuevos Proyectos

En base a los resultados de la simulación del sistema, esto es, considerando los despachos de las

centrales eléctricas y los costos marginales de energía, se verificará que todos los proyectos

considerados en el plan de obras preliminar tengan una rentabilidad esperada igual o superior a un mínimo establecido para el Estudio.

Por tanto, la obtención del plan de obras implica un proceso iterativo, en el cual se deben realizar ajustes al tren de inversiones3 a efectos de encontrar un CMgLP que permita obtener un VAN=0

con una tasa de descuento del 10% para los diferentes tipos de proyectos de generación, bajo el supuesto que ellos operan en un mercado competitivo y toda su producción se vende en el

mercado spot. Esto implica verificar el siguiente balance4 por proyecto:

%10

/

Re)()(0

TIR

as

sdCenValPeajesCostVarCostFijoIngPoIngEneInvVAN central

Donde:

Inv Costo de inversión de la central. IngEne Estimación de Ingresos por ventas de energía al mercado spot.

IngPot Estimación de Ingresos por ventas de potencia de suficiencia al mercado

spot. CostFij Costos fijos anuales de la central

CosVar Costos variables combustibles de operación de la central, utilizado para el despacho óptimo de las centrales.

Peajes Estimación pagos de peajes por uso de instalaciones troncales.

ValResCen Valor residual de la inversión de la central, al final del horizonte de planificación.

Cuando los costos variables de una central son elevados con respecto a las demás centrales que participan en el despacho del sistema eléctrico respectivo, ésta obtiene un bajo factor de planta5, lo

3 Esto es, modificando las fechas de entrada en operación de los proyectos así como también el orden en el cual ingresan al

sistema las distintas tecnologías. 4 De acuerdo a valores presente. 5 Factor de planta: porcentaje determinado como el cuociente entre la energía generada en el año respecto del total de

generación factible considerando la potencia máxima de la central


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que conlleva que esta central perciba bajos ingresos a costo marginal por la energía inyectada al sistema. Si lo anterior no permite obtener una rentabilidad esperada según el nivel establecido (TIR

< 10%), será necesario obtener un CMgLP más elevado. Esto se logra desplazando la entrada de centrales hacia delante en el tiempo en el plan de obras de modo que los costos marginales

aumenten y se logre de esta forma la rentabilidad supuesta para las centrales.

En este contexto, las centrales denominadas de base (bajos costos variables de operación, altos

factores de planta) requieren precios de largo plazo menores que las centrales de punta (altos

costos variables de operación, bajos factores de planta). Pero en general estas centrales tienen niveles de inversión mayores en comparación con las centrales de punta, generándose un trade-off

entre inversión y costos variables entre ambas tecnologías de generación.

Así, el plan de obras óptimo de generación será aquel que combine eficientemente un parque en el

cual existan centrales eléctricas de base, con bajos costos variables, pero altos niveles de inversión

y centrales de punta con costos variables más altos pero con bajos niveles de inversión; y cada una obtenga una rentabilidad esperada de acuerdo a las expectativas del mercado eléctrico.

La Figura 2 muestra las etapas necesarias para la obtención de un plan de obras de generación.

Figura 2: Proceso de Adecuación del Plan de Obras de Generación.

Determinación del Plan Preliminar de

Obras de Generación

Simulaciones del Despacho de Largo

Plazo a través del Ose2000

Revisión del CMg de Largo Plazo

¿Factibilidad del Plan

de Obras?

Plan de Obras de Generación

para Escenario bajo análisis

Si

No

Ajuste temporal de

proyectos de

generaci ón y/o

reemplazo de proyectos

Evaluación Económica de los Nuevos

Proyectos Considerados

Incorporación de alternativas

de generación

Determinación del Plan Preliminar de

Obras de Generación

Simulaciones del Despacho de Largo

Plazo a través del Ose2000

Revisión del CMg de Largo Plazo

¿Factibilidad del Plan

de Obras?

Plan de Obras de Generación

para Escenario bajo análisis

Si

No

Ajuste temporal de

proyectos de

generaci ón y/o

reemplazo de proyectos

Evaluación Económica de los Nuevos

Proyectos Considerados

Incorporación de alternativas

de generación


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3.1.3. Planes Óptimos de Expansión

Durante esta actividad se realizará el trabajo de analizar las propuestas de expansión de los

sistemas troncales del SING y el SIC presentadas por las DP de los respectivos CDEC. Se validarán asimismo las metodologías de planificación y expansión óptima utilizadas. Se elaborarán los planes

de expansión óptimos para los respectivos Sistemas Interconectados.

Para la validación y presentación de planes óptimos de expansión del sistema troncal se utilizará la

herramienta computacional OSE2000, modelo multinodal-multiembalse capaz de simular la

operación de sistemas eléctricos bajo diversas condiciones hidrológicas, disponibilidad y precios de combustibles, disponibilidad de sistemas de transmisión y sus respectivas limitaciones.

Posteriormente, se desarrollará un análisis de cumplimiento de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Para lo anterior se utilizará la herramienta computacional PowerFactory DIgSILENT.

Una vez verificado lo anterior, se efectuará un análisis para la determinación de las pérdidas medias de energía y potencia, y la determinación de pago por uso de los sistemas de transmisión por parte

de agentes generadores y retiros de energía.

Finalmente, se presentará un cuadro resumen con los resultados y análisis y se presentara un

Informe Ejecutivo.

Tanto esta actividad, como la descrita en el numeral 3.1.4, serán desarrolladas mediante la

aplicación de la metodología creada por el Consultor en base a su experiencia en el análisis y

creación de planes de expansión de sistemas de transmisión de energía eléctrica.

Para la definición del Sistema de Transmisión Troncal se debe considerar como punto de partida el

plan de obras de generación resultante de la aplicación de la metodología descrita en el numeral 3.1.2. A continuación se deberán desarrollar las siguientes tareas.

Adecuación y Definición del Sistema de Transmisión Troncal

Una vez definido el plan de obras de generación comienza el proceso de adecuación y definición del Sistema de Transmisión Troncal, en adelante STxT, cuyas etapas se describen a continuación, en

donde se considera la utilización del Modelo OSE2000 y un modelo de análisis dinámico del sistema eléctrico.

Plan Preliminar de Obras de Transmisión Troncal

En el proceso de adecuación y definición del sistema de transmisión troncal se considerará como

punto de partida de la expansión en generación, el plan de obras obtenido en el proceso descrito

en el punto anterior.

Asimismo, de manera preliminar, se considerará que los valores del agua de los embalses que

resultan para el plan de generación óptimo (evaluados mediante el OSE2000), no se ven afectados


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por los cambios asociados a las obras de transmisión, sean ampliaciones, nuevas obras y/o cambios en los puntos de inyección de algunas centrales generadoras.

Etapa I: Análisis de Suficiencia y SyCS Preliminar

En esta etapa es importante establecer cuáles son las instalaciones del sistema troncal que se

deben expandir dado el nuevo escenario de oferta que impone el plan de obras de generación, ya sea a través de ampliaciones a instalaciones existentes o mediante obras nuevas.

A continuación, y considerando la operación esperada del sistema mediante el OSE2000 y el plan

de obras de generación, pero relajando las restricciones de las capacidades de las instalaciones de transmisión, se analizan los flujos por el sistema troncal y se determinan las ampliaciones

necesarias, considerando tanto los límites de las capacidades operacionales de las instalaciones existentes, como la frecuencia con que son sobrepasados estos límites operacionales.

Asimismo, se debe estudiar en forma preliminar aspectos de seguridad y calidad de servicio, esto

es, cuáles instalaciones no estarían respetando el criterio N-1.

En atención al conjunto de proyectos factibles, el producto de esta etapa será el conjunto de

proyectos de expansión para el troncal, los cuales deberán ser sometidos a consideraciones de SyCS, como a continuación se señala.

Etapa II: Análisis del Plan de Obras Bajo Contingencia

El objetivo de esta etapa es la determinación preliminar de escenarios críticos relevantes del

sistema mediante el OSE2000, los cuales posteriormente deben ser estudiados en mayor

profundidad con un modelo de análisis dinámico de sistemas eléctricos. Lo anterior se realiza considerando el conjunto factible de expansiones troncales encontrado en el punto anterior.

En sistemas troncales enmallados, se hace necesario verificar los límites de operación bajo contingencia, es decir fallas de líneas de transmisión que afecten la malla en estudio, bajo distintas

condiciones o escenarios de operación estadísticamente factibles (definidas por: condiciones

hidrológicas, estacionalidad, entrada de obras de generación, crecimiento de la demanda, etc.), y bajo dos condiciones: considerando solamente la reserva en giro y/o la reserva en giro y pronta, e

incorporando, de ser necesario, desprendimientos de carga. Para lo anterior se utiliza el modelo OSE2000 en la modalidad de operación bajo contingencia.

En base a los resultados entregados por el OSE2000, se debe determinar aquellas contingencias más severas, en base a criterios que permitan establecer una jerarquía o nivel de impacto en el

sistema, considerando por ejemplo:

Zona del SIC en el cual se produce la contingencia y su peso en el sistema.

Nivel de saturación de las instalaciones troncales involucradas.

Montos de energía fallada.

Costos de operación.


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Frecuencia o número de condiciones hidrológicas en los cuales el sistema no puede abastecer la demanda.

El universo ―m‖ de contingencias severas relevantes que resulten del análisis señalado, deberán ser sometidas a esquemas más exigentes, a fin de verificar el cumplimiento de las exigencias

establecidas en la NT de SyCS.

Etapa III: Análisis de Seguridad del Plan de Obras Bajo Exigencias

Para los escenarios de operación más críticos determinados anteriormente, se realizarán ajustes de

reactivos mediante flujos AC, verificación de la estabilidad del sistema eléctrico y la aplicación y efectos de los esquemas de desconexión de carga mediante un modelo de análisis dinámico del

sistema eléctrico.

Esta etapa puede tener como resultado el descartar o modificar algunos proyectos de expansión

considerados, en atención al grado de cumplimiento de las existencias contenidas en la normativa

vigente. En este caso, será necesario analizar el plan de transmisión preliminar bajo contingencias, a partir de nuevas ampliaciones adicionales o nuevos desarrollos troncales.

Etapa IV: Plan de Obras de Transmisión Troncal Bajo Restricciones de Operación

En esta etapa, con las restricciones de transmisión activas, se debe proceder a verificar si

económicamente se justifican las expansiones del sistema obtenidas en los puntos anteriores, en relación a los montos asociados a pérdidas de transmisión relevantes y los costos asociados a la

aparición de mercados locales, en comparación a los montos de inversión de ampliaciones y/o

nuevas obras troncales. Es posible que sea necesario modificar algunas alternativas de proyectos consideradas, en atención a la evaluación económica señalada.

Para este efecto, el modelo OSE2000 debe valorizar las pérdidas de transmisión considerando, en general, el CMg de la barra emisora, ya que una ampliación de ella no afectará la energía que es

suministrada por la línea en la barra receptora.

Etapa V: Plan de Obras Definitivo, Evaluación Económica de las Alternativas de Expansión

Considerando las expansiones del sistema que satisfacen los criterios tanto de suficiencia como de SyCS a partir de lo señalado en los puntos anteriores, se realiza un nuevo cálculo de los valores del

agua con el modelo OSE2000, de forma de incorporar la regulación horaria, diaria y semanal de los embalses de regulación del sistema y su interacción con las limitaciones de transmisión.

Las diferentes alternativas de transmisión se verifican y comparan en una evaluación económica

desde el punto de vista social a través del impacto en los costos de operación, inversión y falla actualizados del sistema que incluye las instalaciones existentes, en construcción y dentro del plan

de obras definido, para distintas sensibilidades, en todo el horizonte de evaluación considerado, según la siguiente expresión:

TXGXTXGXOSETXGX RESIDUALMCOCOPEFIIMin ,,,,2000 &


---- 17 ---

Donde6:

TXGX II , Valor actualizado de las inversiones en generación y transmisión.

2000OSECOPEF Valor presente del costo variable de operación y falla futuro de la optimización del sistema eléctrico, entregado por el modelo Ose2000

TXGXMCO ,& Valor presente de los costos fijos de operación y mantención de los proyectos de generación y transmisión.

TXGXRESIDUAL , Valor presente del valor residual de las inversiones en generación y transmisión, al final del horizonte.

Finalmente, se verifica la rentabilidad de los proyectos de generación del plan de obras resultante.

Si en la evaluación de la TIR, esta resulta inferior al umbral aceptable o que el análisis del VAN resulta en un valor insuficiente que no justifique la inversión, se debe considerar el adelanto o

atraso de las obras de transmisión, sobre la base del obtener el menor costo de operación,

inversión y falla para el sistema en su conjunto. La Figura 3 muestra las etapas necesarias para la obtención de un plan de obras de generación.

Figura 3: Proceso de Determinación del Plan de Transmisión.

6 En la determinación de los valores de inversión, costos fijos y residuales no se consideran las centrales existentes o en

construcción, como tampoco las inversiones realizadas en gaseoductos, líneas de transmisión existentes o en construcción.

Plan Preliminar de Obras Transmisión Troncal

Etapa I: Análisis de Suficiencia SyCS Preliminar

(sin considerar restricciones de transmisión)

¿Cumple criterios

preliminares de

seguridad?

Etapa III: Análisis Seguridad Plan Preliminar

bajo exigencias NTSyCS (casos críticos)

Si

No

Evaluar ampliaciones adicionales o

nuevos desarrollos

Determinación del Plan de Obras de Generación

Etapa II: Análisis de Plan de Obras bajo

Contingencia (escenarios críticos relevantes)

¿Cumple criterios de

seguridad NTSyS?

Si

No

Etapa IV: Plan de Obras Transmisión Bajo

Restricciones de Operación

Etapa V: Evaluación Económica de las

Alternativas de Expansión

Modelo Ose2000

Modelo Ose2000

Modelo de

Análisis Dinámico

Plan de Obras Final Generación y Transmisión


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Una de las actividades señaladas en las Bases Técnicas como mínimas para el desarrollo del Estudio es la determinación del pago por uso del sistema de transmisión por parte de los agentes

generadores y consumidores de energía, así como la comparación entre el pago observado para el plan de expansión original (propuestos por la DP o por el ETT según corresponda), versus los

planes de expansión propuestos por el consultor.

Para ello se determinará en primera medida el sistema troncal óptimo, tanto para el SIC como para

el SING, a continuación se simulará la operación de los sistemas mediante OSE2000, determinando

por este medio los pagos por uso del sistema de transmisión de los agentes generadores y de los consumos de energía. La metodología general se describe en los párrafos siguientes.

Estimación pagos por uso de sistemas troncales

A partir de la operación esperada del sistema para un horizonte de quince (15) años, se realizará

una estimación del pago que le corresponde a las inyecciones y los retiros, por el uso del sistema

de transmisión troncal.

Dicha estimación se efectuará mediante el modelo OSE2000, el cual dispone de las rutinas y

algoritmos necesarios para tal efecto, y que se basan en una metodología de amplio uso como es la aplicación de los GGDF (para los pagos de las inyecciones) y GGLF (para los pagos de los retiros).

Esta metodología se aplicará tanto para el pago de las instalaciones que se encuentran dentro de la denominada ―área de influencia común‖, conforme a los porcentajes señalados en la Ley, como

para aquellas que no son parte de esta área, en cuyo caso el criterio de pago responde a la

dirección del flujo de energía para una determinada condición de operación. En función de los resultados obtenidos, se establecerá una estimación de las diferencias que deberían observar los

usuarios de los sistemas troncales, producto de los nuevos desarrollos en generación y transmisión troncal.

Previo al cálculo de los pagos por uso del sistema de transmisión se deberá realizar la clasificación

de las barras y líneas del SIC y del SING, de acuerdo a las nuevas clasificaciones que emanen de las revisiones de los Estudios, es decir, se deberán redefinir las instalaciones del Área de Influencia

Común y los Laterales.

3.1.4. Análisis y Revisión ETT

Esta actividad consiste en analizar los resultados obtenidos en el ETT. Se analizarán los planes de expansión presentados para los Sistemas Interconectados SIC y SING. Se elaborarán los planes de

expansión óptimos para los respectivos Sistemas Interconectados.

Para la validación y presentación de planes óptimos de expansión del sistema troncal se utilizará la herramienta computacional OSE2000, modelo multinodal-multiembalse capaz de simular la

operación de sistemas eléctricos bajo diversas condiciones hidrológicas, disponibilidad y precios de combustibles, disponibilidad de sistemas de transmisión y sus respectivas limitaciones.

Posteriormente, se desarrollará un análisis de cumplimiento de la Norma Técnica de Seguridad y

Calidad de Servicio. Para lo anterior se utilizará la herramienta computacional PowerFactory DIgISLENT.


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Una vez verificado lo anterior, se efectuará un análisis para la determinación de pago por uso de los sistemas de transmisión por parte de agentes generadores y retiros de energía.

Finalmente, se presentará un cuadro resumen con los resultados y análisis y se presentara un Informe Ejecutivo.

Los análisis que se hagan del ETT serán desarrollados bajo las mismas metodologías presentadas en las secciones anteriores, es decir, se iniciará la revisión con un chequeo de la demanda de

energía y potencia del SIC y del SING, la cual deberá ser proyectada a 15 años y deberá cumplir

con las expectativas de crecimiento de la Autoridad, dadas por los lineamientos de la CNE en su Informe Técnico de Precios de Nudo de Octubre 2010.

A continuación se analizará el plan de obras de generación utilizado en el análisis y se determinará si es consistente con las expectativas de la CNE.

Para estos efectos, y con el objeto de mantener la consistencia entre ambos Estudios Tarifarios, el

Consultor utilizará tanto el mismo Plan de Obras de Generación como la misma demanda de energía y potencia utilizada para la revisión del Informe anual de la DP.

Una vez definido el Plan de Obras de Generación, se determinará el plan de expansión óptimo del sistema de transmisión troncal del SING y del SIC, siguiendo la misma metodología planteada en

las secciones anteriores.

Finalmente, se presentará un cuadro resumen con las obras de transmisión troncal recomendadas

para el periodo tarifario, aquellas obras recomendadas, pero bajo restricciones o sujetas a la

materialización de algún proyecto en particular, y un resumen del pago por uso de las instalaciones de transmisión troncal donde se compare la situación propuesta por el consultor versus la condición

sugerida por la DP en su revisión anual y/o versus las obras recomendadas por el Estudio de Transmisión Troncal año 2010.

3.1.5. Análisis y Estudio de Discrepancias

Esta actividad considera la revisión de las observaciones y discrepancias que los distintos agentes efectúen sobre los resultados obtenidos. Se apoyará a la CNE en la preparación y presentación de

las respuestas frente al Panel de Expertos y se revisará y analizará los Dictámenes que este último organismo publique.

Posteriormente se preparará y presentará un Informe Ejecutivo a la Comisión con los resultados de esta actividad.

3.1.6. Evaluación Interconexión SIC-SING

Dentro de los objetivos planteados se cuenta con el análisis de la interconexión eléctrica entre el SIC y el SING, para este efecto, se considera un análisis de los posibles extremos de la

interconexión, definiendo el mejor punto para llevarla a cabo, tanto en el SIC como en el SING.


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Junto con la definición del punto de conexión, se analizará las características técnicas que deberán presentar la instalación y las tecnologías aplicables para cada una de las alternativas planteadas,

con el objeto de cumplir con estándares de seguridad y calidad de servicio, así como para mantener la eficiencia económica de los sistemas.

Se definirá los escenarios de operación y demanda necesarios para simular la operación conjunta de los sistemas interconectados, así también se determinarán los costos estimados de

materialización de las obras de interconexión, incluyendo líneas de transmisión, subestaciones

transformadoras y estaciones convertidoras, según corresponda.

Mediante las herramientas DIgSILENT y OSE2000, se analizará el impacto que la interconexión

presenta sobre los respectivos sistemas, tanto en la operación misma como en los planes de expansión de generación existentes previos a la interconexión.

Una vez determinados los efectos cualitativos y cuantitativos sobre los respectivos sistemas, se

presentará una propuesta de plan de expansión de la generación y transmisión troncal, considerando ambos sistemas interconectados operando de manera conjunta.

El análisis considera la evaluación técnica, económica y social de las obras de interconexión y expansión de la generación y transmisión troncal.

Finalmente, se preparará y presentará un Informe Ejecutivo a la Comisión con los resultados de esta actividad.

3.1.7. Informe Final

La Actividad Final de la Asesoría consiste en la revisión en conjunto con la Comisión de los resultados obtenidos, corrección de elementos observados y presentación de resultados finales.

Esta actividad considera la preparación del Resumen Ejecutivo de la Asesoría con los principales elementos, análisis y conclusiones obtenidas.

3.2. ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS

Dentro de las actividades descritas en la sección anterior, se encuentran las actividades mínimas señaladas en las Bases Técnicas.

En esta sección se presentan las actividades complementarias, que procuran complementar los análisis desarrollados en busca de un mejor cumplimiento de los objetivos de este Estudio.

Estas actividades son las siguientes:

a. Análisis técnico, económico y social de la interconexión SIC-SING. Dado que este tema es

bastante delicado, el equipo técnico de KAS Ingeniería S.A. contará con la colaboración del

Dr. Enzo Sauma, profesor de la Pontificia Universidad Católica de Chile, quien asesorará el equipo de trabajo en los temas de la evaluación económica y social de dicha interconexión.


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Cabe destacar que ya existe material desarrollado por la consultora al respecto. En el trabajo ―Estudio para análisis de prefactibilidad técnico económica de interconexión

eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú‖, desarrollado en 2009 y 2010 por la consultora (y con asesoría del Dr. Sauma), para el programa de las naciones unidas para el

desarrollo (PNUD), se realizó un primer análisis del impacto económico de la interconexión SIC-SING en Chile (ver Anexo A del estudio). En dicho estudio, se evaluó el impacto de la

interconexión en términos de la energía generada por cada sistema, las transferencias de

energía entre sistemas, los costos de operación de cada sistema, el factor de planta de centrales térmicas, el valor actual neto del margen operacional, y los beneficios

ambientales. No obstante dicho estudio constituye un muy buen punto de partida, se debe desarrollar bastante más análisis al respecto para incorporar aspectos legales, de diseño

comercial y de incentivos económicos, para evaluar el efecto global de una interconexión

SIC-SING.

En el presente estudio, se realizará un análisis integral de la interconexión SIC-SING,

considerando los efectos de la interconexión en aspectos tales como la energía generada por cada sistema, las transferencias de energía entre sistemas, los costos de operación de

cada sistema, las ventas de energía con el actual diseño comercial, el valor actual neto del margen operacional, los beneficios ambientales, los cambios legales necesarios para poder

tarificar la interconexión, los incentivos de inversión de los generadores en este nuevo

ambiente. A la luz de este análisis, se sugerirá un diseño de tarificación de la interconexión (y los cambios legales requeridos) que permita maximizar el beneficio social de la

interconexión, pero sin perjudicar las señales de incentivos a la inversión que dan las fuerzas del mercado actual.

b. Análisis Preliminar de Impacto Ambiental. Para cada una de las obras de expansión

definitiva de los sistemas troncales del SIC y SING se presentará un análisis preliminar de impacto ambiental, presentando una caracterización geográfica y un perfil ambiental de la

zona, consistente en la indicación de las especies animales y vegetales que por las características propias del lugar podrían encontrarse dentro del área de influencia de las

instalaciones eléctricas. Asimismo, se indicará las zonas ambientalmente protegidas que pudieran ser afectadas por la incorporación de nuevas líneas y/o subestaciones.

3.3. ENTREGABLES POR ACTIVIDAD E HITOS PRINCIPALES

Conforme a lo dispuesto en las Bases del Estudio, y considerando la fecha de firma del contrato (lunes 04 de octubre de 2010) como inicio del Estudio, KAS entregará a la Comisión los siguientes

informes:

Primer Informe de Avance: a más tardar el día 14 de octubre de 2010.

Este Informe contendrá el programa de trabajo detallado, incorporando las observaciones que la

contraparte técnica del estudio hubiese hecho a la oferta técnica del consultor, y los resultados de las actividades asociadas al literal a) del punto 3 de las Bases Técnicas Definitivas. Es decir, deberá

contener los resultados de las actividades de proyección de demanda y determinación del Plan de Obras de Generación.

Segundo Informe de Avance: a más tardar el día 23 de noviembre de 2010.

Este Informe comprenderá las actividades asociadas a los literales b) y c) del punto 3 de las Bases Técnicas Definitivas. Es decir, deberá incluir el análisis crítico de la expansión de los sistemas de


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transmisión troncal, propuestos por la DP del CDEC y la presentación de los planes de expansión óptimos para los sistemas de transmisión troncal tanto del SIC como del SING.

Tercer Informe de Avance: a más tardar el día 13 de diciembre de 2010.

Este Informe comprenderá los resultados de las actividades asociadas a los literales f) y g) del

punto 3 de las Bases Técnicas Definitivas. Es decir, el Informe 3 deberá incluir el análisis crítico de los resultados del Estudio de Transmisión Troncal, en lo concerniente a los planes de expansión del

sistema de transmisión, así como la elaboración y presentación de los planes de expansión óptimos

para los sistemas de transmisión troncal tanto del SIC como del SING.

Cuarto Informe de Avance: a más tardar el día 12 de enero de 2011.

Este Informe los resultados de las actividades asociadas al literal e) del punto 3 de las Bases Técnicas Definitivas. Es decir, el Informe 4 incluirá las recomendaciones que emanen del Consultor

con respecto al análisis de las discrepancias presentadas al Panel de Expertos por las empresas

interesadas.

Informe Final Preliminar: a más tardar el día 3 de marzo de 2011.

Este Informe contendrá el desarrollo de todas las actividades señaladas en el punto 3 de las Bases Técnicas Definitivas. De acuerdo con los requerimientos especiales de la CNE, el Informe Final

Preliminar contendrá los análisis completos de las actividades descritas, y estará compuesto por tres Informes independientes auto contenidos, uno por grandes tema desarrollado:

Revisión Anual de la DP.

Revisión Estudio de Transmisión Troncal.

Análisis y Estudio de Interconexión Eléctrica SIC - SING.

Informe Final Definitivo: a más tardar el día 4 de abril de 2011.

Este Informe contendrá las observaciones que la contraparte técnica asignada por la CNE haya

realizado el Informe Final Preliminar.


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4. ANÁLISIS DEL PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN BASE Y ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA

4.1. ANÁLISIS DEL PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN

De acuerdo con lo señalado en la sección 3.1.2, el Plan de Obras de Generación que será utilizado

como base para el análisis de la expansión del sistema de transmisión troncal del SIC y del SING

corresponde al presentado por la Comisión Nacional de Energía en la Fijación de Precio de Nudo de Octubre 2010.

Al respecto, cabe señalar que a la fecha de preparación y presentación del presente Informe aún no se ha publicado la versión definitiva del Informe de Precio de Nudo de Octubre, razón por la cual

se presenta el plan de obras existente en la definición preliminar del Informe de Precio de Nudo,

Plan que deberá ser revisado y de ser necesario complementado una vez que se cuente con la versión definitiva.

4.1.1. Sistema Interconectado Central

El Sistema Interconectado Central – SIC, presenta un Plan de Obras de Generación eminentemente

térmico, presentando un 60% de las obras pronosticadas entre los años 2011 y 2025. El gráfico

siguiente (ver Figura 4) muestra la potencia instalada por año, considerando como obras nuevas las transformaciones de centrales diesel a GNL.

Figura 4: Gráfico de la Potencia Instalada por Año en el SIC.

Como se observa, para los primeros años del periodo de planificación, existe una predominancia de centrales térmicas en el plan de obras de generación del SIC, pero para los años posteriores, los

proyectos hidráulicos comienzan a desarrollarse fuertemente. Específicamente, el plan de obras de

generación, considera que en el año 2020 comienzan la operación comercial del primer proyecto hidroeléctrico de la Región de Aysén (ver Figura 4) y estos se extienden hasta el año 2024.

Es importante indicar que el plan de obras de generación, también considera, para casi todo el periodo de planificación, el ingreso de proyectos del tipo ERNC; y las tecnologías consideradas son:

la geotérmica, biomasa y la eólica. Se ha supuesto que estas tecnologías, son las que presentan las

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Hidroeléctricas 106 186 490 176 20 531 0 0 20 680 1270 460 360 833 233

Termoeléctricas 742 242 -245 388 0 0 343 44 342 0 0 0 0 -257 1069

ERNC 60 292 50 100 0 130 222 75 130 0 0 0 140 254 315

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Po

ten

cia

[MW

]

Potencia Instalada por Año - SIC


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mayores opciones de competir frente a las tecnologías convencionales considerando la actual estructura tarifaria del SIC.

Es importante indicar, que el plan de obras de generación de largo plazo establece un cuasi equilibrio 41/50 en beneficio de los proyectos hidráulicos versus los proyectos térmicos (ver Figura

5).

Figura 5: Evolución de la Potencia Instalada por Año en el SIC.

El detalle del Plan de Obras de generación del SIC se presenta en la Tabla 1:

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

ERNC 232 524 574 674 674 804 1026 1101 1231 1231 1231 1231 1371 1626 1941

Térmicas 7036 7278 7033 7421 7421 7421 7764 7808 8150 8150 8150 8150 8150 7893 8962

Embalse 3643 3643 3643 3643 3643 3643 3643 3643 3643 3643 3643 3643 3643 3643 3643

Serie 667 667 983 983 983 983 983 983 983 983 983 983 983 983 983

Pasada 1391 1577 1751 1927 1947 2478 2478 2478 2498 3178 4448 4908 5268 6101 6334

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Potencia Instalada por Tecnología - SIC


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Tabla 1: Detalle Plan de Obras de Generación del SIC, considerando el “Plan de obras del Precio Nudo” de octubre de 2010 y el Plan de obras de extensión

para los años 2022 al 2025.

Número Nombre Mes-Año Tipo de Tecnología Observación Barra de Conexión

Asociada

Potencia Máxima [MW]

1 San Clemente Sep-2010 Hidráulica

Colbún 220 5

2 La Paloma Sep-2010 Hidráulica

Ovalle 110 5

3 Rio Trueno Sep-2010 Hidráulica

Temuco 066 6

4 La Higuera Oct-2010 Hidráulica

Tinguiririca 154 153

5 Confluencia Oct-2010 Hidráulica

Tinguiririca 154 159

6 Guayacan Oct-2010 Hidráulica

Florida 110 12

7 Mariposas Nov-2010 Hidráulica

Osorno 066 6

8 Lican Dic-2010 Hidráulica

Osorno 066 17

9 Chacayes Oct-2011 Hidráulica

Sauzal 110 106

10 Hidroeléctrica III Región 01 Ene-2012 Hidráulica

Maitencillo 110 4

11 Rucatayo Mar-2012 Hidráulica

Barro Blanco 220 60

12 Laja I Abr-2012 Hidráulica

Ancoa 220 37

13 Hidroeléctrica VI Región 01 Abr-2012 Hidráulica

Tinguiririca 154 31

14 Pulelfu May-2012 Hidráulica

Osorno 066 9

15 Hidroeléctrica VI Región 02 Jul-2012 Hidráulica

Tinguiririca 154 30

16 Hidroeléctrica X Región 01 Oct-2012 Hidráulica

Osorno 066 15

17 Angostura Mar-2013 Hidráulica

Mulchén 220 316

18 San Pedro Abr-2013 Hidráulica

Ciruelos 220 144

19 Hidroeléctrica VII Región 03 Sep-2013 Hidráulica

Ancoa 220 30

20 Hidroeléctrica VIII Región 03 Mar-2014 Hidráulica

Charrúa 220 20

21 Hidroeléctrica VII Región 04 Jul-2014 Hidráulica

Ancoa 220 20

22 Hidroeléctrica VIII Región 01 Dic-2014 Hidráulica

Ancoa 220 136

23 Hidroeléctrica VIII Región 04 Abr-2015 Hidráulica

Charrúa 220 20

24 Hidroeléctrica RM 01 Jun-2016 Hidráulica

Los Almendros 220 256

25 Hidroeléctrica RM 02 Dic-2016 Hidráulica

Los Almendros 220 275

26 Hidroeléctrica VII Región 05 Oct-2019 Hidráulica

Ancoa 220 20

27 Modulo 01 Ene-2020 Hidráulica

Lo Aguirre 500 660

28 Hidroeléctrica VIII Región 05 Oct-2020 Hidráulica

Charrúa 220 20

29 Modulo 02 Feb-2021 Hidráulica

Lo Aguirre 500 500

30 Modulo 04 Dic-2021 Hidráulica

Lo Aguirre 500 770

31 Modulo 03 Dic-2022 Hidráulica

Lo Aguirre 500 460

32 Modulo 05 Abr-2023 Hidráulica

Lo Aguirre 500 360

33 Hidroeléctrica XIV Región 03 Abr-2024 Hidráulica

Pichirropulli 220 473

34 Hidroeléctrica XIV Región 04 Oct-2024 Hidráulica


35 Hidroeléctrica XIV Región 02 Abr-2025 Hidráulica


36 Hidroeléctrica VI Región 05 Abr-2025 Hidráulica

Sauzal 110 94

37 Arauco 01a Oct-2010 Térmica

Arauco 066 21

38 Arauco 02a Oct-2010 Térmica

Arauco 066 6


---- 26 ---


Asociada


39 Punta Colorada 01 Fuel Oct-2010 Térmica

Punta Colorada 220 16

40 Calle-Calle Oct-2010 Térmica

Valdivia 066 20

41 Cementos Bio Bio Oct-2010 Térmica

Teno 154 14

42 Campanario 04 CA Diesel Ene-2011(*) Térmica Transformación Central Campanario a Ciclo Combinado Diesel

Charrúa 220 42

43 Campanario 04 CC Diesel Feb-2011 Térmica Charrúa 220 60

44 Eólica Punta Colorada Feb-2011 Térmica

Punta Colorada 220 20

45 Lautaro Feb-2011 Térmica

Temuco 066 20

46 Los Colorados 2 Jul-2011 Térmica

Punta Peuco 110 9

47 Nehuenco 02 GNL TP Oct-2010(*) Térmica Operación central Nehuenco 2 con GNL

San Luis 220 384

48 Nehuenco 02 GNL TP May-2011 Térmica San Luis 220 384

49 Nehuenco 02 Diesel Jun-2011(*) Térmica Operación central Nehuenco 2 con Diesel

San Luis 220 392

50 Nehuenco 02 Diesel Jun-2018 Térmica San Luis 220 392

51 Nehuenco 02 Diesel Jun-2018(*) Térmica Operación Central Nehuenco 2 con GNL

San Luis 220 392

52 Nehuenco 02 GNL Jul-2018 Térmica San Luis 220 384

53 Santa María Ago-2011 Térmica

Charrúa 220 343

54 Masisa Oct-2011 Térmica

Charrúa 154 11

55 Bocamina 02 Oct-2011 Térmica

Hualpen 220 342

56 Viñales Nov-2011 Térmica

Itahue 154 32

57 Campiche Jul-2012 Térmica

Nogales 220 242

58 Eólica IV Región 01 Feb-2012 Térmica

Los Vilos 220 50

59 Central Des.For. VIII Región 01 Feb-2012 Térmica

Arauco 066 9

60 Central Des.For. VIII Región 02 Feb-2012 Térmica

Arauco 066 8

61 Central Des.For. VII Región 01 Feb-2012 Térmica

Itahue 154 15

62 Central Des.For. VII Región 02 Feb-2012 Térmica

Itahue 154 10

63 Eólica Concepción 01 Feb-2012 Térmica

Concepción 220 50

64 Eólica IV Región 02 Mar-2012 Térmica

Los Vilos 220 50


Los Vilos 220 50

66 Eólica Concepción 02 Mar-2012 Térmica

Concepción 220 50

67 Taltal 01 Diesel Sep-2012(*) Térmica

Central TalTal Operando con GNL

Paposo 220 122

68 Taltal 02 Diesel Sep-2012(*) Térmica Paposo 220 123

69 Taltal 01 GNL Oct-2012 Térmica Paposo 220 122

70 Taltal 02 GNL Oct-2012 Térmica Paposo 220 123

71 Taltal 01 GNL Sep-2013(*) Térmica Transformación Central TalTal a Ciclo

Combinado con GNL

Paposo 220 122

72 Taltal 02 GNL Sep-2013(*) Térmica Paposo 220 123

73 Taltal CC GNL Ene-2014 Térmica Paposo 220 360

74 Eólica IV Región 04 Abr-2013 Térmica

Los Vilos 220 50

75 Eólica IV Región 05 Jul-2014 Térmica

Pan de Azúcar 110 50

76 Eólica Concepción 03 Sep-2014 Térmica

Concepción 220 50

77 Quintero 01 CA GNL Dic-2024(*) Térmica Transformación Central Quintero a Ciclo

Combinado con GNL

San Luis 220 128

78 Quintero 02 CA GNL Dic-2024(*) Térmica San Luis 220 129

79 Quintero CC FA GNL Abr-2025 Térmica San Luis 220 35


---- 27 ---


Asociada


80 Quintero CC GNL Abr-2025 Térmica San Luis 220 350

81 Nueva Renca FA GLP Mar-2014(*) Térmica

Operación Central Nueva Renca con GNL

Renca 110 30

82 Nueva Renca Diesel Mar-2014(*) Térmica Renca 110 312

83 Nueva Renca GNL Abr-2014 Térmica Renca 110 320

84 Nueva Renca Int GNL Abr-2014 Térmica Renca 110 50

85 Candelaria CA 01 Diesel Mar-2014(*) Térmica Operación Central Candelaria CA 01 con GNL

Candelaria 220 125

86 Candelaria CA 01 GNL Abr-2014 Térmica Candelaria 220 125

87 Nehuenco 01 Diesel Mar-2018(*) Térmica

Operación Central Nehuenco 1 con GNL

San Luis 220 310

88 Nehuenco 01 GNL Abr-2018 Térmica San Luis 220 340.051

89 Nehuenco 01 FA GNL Abr-2018 Térmica San Luis 220 21

90 Geotérmica Calabozo 01 Ene-2016 Térmica

Calabozo 220 40

91 Geotérmica Potrerillos 01 Ene-2016 Térmica

Colbún 220 40

92 Eólica Concepción 04 Ene-2016 Térmica

Concepción 220 50

93 Geotérmica Chillan 01 Mar-2017 Térmica

Charrúa 220 40

94 Central Des.For. VIII Región 03 Mar-2017 Térmica

Arauco 066 9

95 Central Des.For. VIII Región 04 Mar-2017 Térmica

Arauco 066 8



97 Geotérmica Calabozo 02 Abr-2017 Térmica

Calabozo 220 40

98 Geotérmica Pellado Abr-2017 Térmica

Ancoa 220 25

99 Carbón VIII Región 01 Jul-2017 Térmica

Charrúa 220 343

100 Eólica IV Región 07 Oct-2017 Térmica


101 Central Des.For. VII Región 03 Ene-2018 Térmica

Itahue 154 15

102 Central Des.For. VII Región 04 Ene-2018 Térmica

Itahue 154 10

103 Eólica Concepción 05 Sep-2018 Térmica

Concepción 220 50

104 Candelaria CA 02 Diesel Nov-2018(*) Térmica Operación central Candelaria 02 con GNL

Candelaria 220 129

105 Candelaria CA 02 GNL Dic-2018 Térmica Candelaria 220 129



107 Carbón Maitencillo 01 Abr-2019 Térmica

Maitencillo 220 342

108 Geotérmica Calabozo 04 Oct-2019 Térmica

Calabozo 220 40

109 Geotérmica Copahue Oct-2019 Térmica

Charrúa 220 40



111 Geotérmica Potrerillos 03 Abr-2023 Térmica

Colbún 220 40

112 Eólica Concepción 06 Abr-2023 Térmica

Concepción 220 50

113 Geotérmica San Gregorio 01 Abr-2024 Térmica

Temuco 220 9

114 Geotérmica Tinguiririca 01 Abr-2024 Térmica

San Fernando 154 40

115 Geotérmica Laguna del Maule 01 Abr-2024 Térmica

Colbún 220 25

116 Geotérmica Potrerillos 02 Abr-2024 Térmica

Colbún 220 40

117 Geotérmica Calabozo 03 Abr-2024 Térmica

Calabozo 220 40

118 Eólica Chiloé 01 Abr-2024 Térmica

Puerto Montt 220 100

119 Geotérmica Santa Antonia Abr-2025 Térmica

Charrúa 220 40

120 Geotérmica Santa Sonia Abr-2025 Térmica

Itahue 154 40


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Asociada


121 Geotérmica San Gregorio 02 Abr-2025 Térmica

Temuco 220 70

122 Geotérmica Tinguiririca 02 Abr-2025 Térmica

San Fernando 154 40

123 Geotérmica Laguna del Maule 02 Abr-2025 Térmica

Colbún 220 25

124 Eólica Chiloé 02 Abr-2025 Térmica

Puerto Montt 220 100

125 Carbón VIII Región 02 Abr-2025 Térmica

Charrúa 500 342

126 Carbón VII Región 01 Oct-2025 Térmica

Ancoa 500 342


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4.1.2. Sistema Interconectado del Norte Grande

Por su parte, el Sistema Interconectado del Norte Grande – SING, presenta un parque generador instalado 100% dependiente de combustibles fósiles, basando toda su capacidad instalada en

grandes centrales generadoras en base a carbón, petróleo diesel y gas natural. Salvo excepciones mínimas como son las centrales Chapiquiña y Cavancha, con un aporte de generación hidroeléctrica

marginal – 10.14 y 2.6 MW instalados respectivamente.

Figura 6: Potencia Instalada por Año en el SING.

Como se puede apreciar, el plan de obras de generación considerado para la revisión de la

expansión del TxT incorpora centrales de tipo ERNC, básicamente parques eólicos, complejos geotérmicos y plantas solares. Específicamente, se ha considerado el ingreso de aproximadamente

1675 MW en centrales del tipo ERNC.

En la Figura 7, se detalla la evolución de la potencia instalada del SING, para todo el periodo de

planificación. Como se apreciar, el 76% corresponde a generación térmica convencional, y la ERNC

alcanza un 24% al final del periodo de planificación.

Figura 7: Evolución de la Potencia Instalada por Año en el SING.

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Termoeléctricas 827 -326 0 0 0 0 200 200 200 400 200 200 200 230 0

ERNC 0 40 0 0 0 430 380 145 370 0 0 40 40 80 150

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

Po

ten

cia

[MW

]

Potencia Instalada por Año - SING

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

ERNC 0 40 40 40 40 470 850 995 1365 1365 1365 1405 1445 1525 1675

Termoeléctricas 3836 3511 3511 3511 3511 3511 3711 3911 4111 4511 4711 4911 5111 5341 5341

Hidroeléctricas 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Potencia Instalada por Tecnología - SING


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El detalle del Plan de Obras de generación del SING se presenta en la Tabla 2:

Tabla 2: Detalle Plan de Obras de Generación del SING, considerando el “Plan de obras del Precio Nudo” de octubre de 2010 y el Plan de obras de extensión para los años 2022 al 2025.

Número Nombre Mes-Año Tipo de

Tecnología Barra de Conexión

Asociada


1 TG3d Jun-2012 (*) Termoeléctrica Tocopilla 220 37.2

2 CC SALTA Dic-2011 (*) Termoeléctrica Salta 345 109

3 CC1d Sep-2012 (*) Termoeléctrica Central Atacama 220 325.6

4 CC1 GNL EG Ene-2011/Mar-2012 (**) Termoeléctrica Central Atacama 220 325.6

5 CC1 GNL Oct-2012 Termoeléctrica Central Atacama 220 325.6

6 CC2 GNL EG May-2010/Sep-2012 (**) Termoeléctrica Central Atacama 220 325.6

7 CC2 GNL Oct-2012 Termoeléctrica Central Atacama 220 325.6

8 CTM3 GNL EG May-2010/Sep-2012 (**) Termoeléctrica Chacaya 220 243.227

9 CTM3 GNL Oct-2012 Termoeléctrica Chacaya 220 243.227

10 TG3 GNL Jul-2012 Termoeléctrica Tocopilla 220 37.2

11 CT ANDINA Dic-2010 Termoeléctrica Chacaya 220 150

12 HORNITOS Mar-2011 Termoeléctrica Chacaya 220 150

13 ANGAMOS I Abr-2011 Termoeléctrica Laberinto 220 230

14 ANGAMOS II Oct-2011 Termoeléctrica Laberinto 220 230

15 ANGAMOS III Dic-2024 Termoeléctrica Laberinto 220 230

16 MEJILLONES I Abr-2018 Termoeléctrica Chacaya 220 200

17 MEJILLONES II Feb-2019 Termoeléctrica Chacaya 220 200

18 MEJILLONES III Ene-2020 Termoeléctrica Chacaya 220 200

19 MEJILLONES IV May-2020 Termoeléctrica Chacaya 220 200

20 MEJILLONES V May-2021 Termoeléctrica Chacaya 220 200

21 TARAPACA I Jun-2017 Termoeléctrica Tarapacá 220 200

22 TARAPACA II Ago-2021 Termoeléctrica Tarapacá 220 200

23 TARAPACA III Jul-2023 Termoeléctrica Tarapacá 220 200

24 Geotérmica Apacheta 01 Ene-2016 Geotermia Calama 110 40

25 Geotérmica Apacheta 02 Abr-2017 Geotermia Calama 110 40

26 Geotérmica Irruputunco Ene-2016 Geotermia Collahuasi 220 40

27 Geotérmica Pampa Lirima 01 Ene-2018 Geotermia Cerro Colorado 110 40



30 Geotérmica Pampa Lirima 04 Jul-2024 Geotermia Cerro Colorado 110 40

31 Geotérmica Polloquere 01 May-2017 Geotermia Chapiquiña 110 40

32 Geotérmica Polloquere 02 Ene-2018 Geotermia Chapiquiña 110 40

33 Geotérmica Polloquere 03 Ene-2022 Geotermia Chapiquiña 110 40

34 Geotérmica Puchuldiza 01 Ene-2018 Geotermia Cerro Colorado 110 40



37 Geotérmica Puchuldiza 04 Abr-2024 Geotermia Cerro Colorado 110 40

38 EOLICO SING I Mar-2012 Eólica Laberinto 220 40

39 EOLICO SING II Ene-2016 Eólica Crucero 220 100

40 EOLICO SING III Jul-2017 Eólica Laberinto 220 50

41 EOLICO SING IV Abr-2019 Eólica Laberinto 220 50

42 EOLICO SING V Abr-2019 Eólica Radomiro Tomic 220 150

43 EOLICO SING VI Abr-2025 Eólica Radomiro Tomic 220 150

44 Solar Laguna Abr-2016 Solar Lagunas 220 250

45 Solar Crucero Abr-2017 Solar Crucero 220 250

46 Solar Chapiquiña Abr-2018 Solar Chapiquiña 110 25

47 Solar Calama I Abr-2019 Solar Calama 110 50


---- 31 ---

4.2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA

De acuerdo con lo señalado en la sección 3.1.2, para la proyección de la demanda de energía en el SIC y en el SING será utilizada como base la demanda señalada por la CNE en el Informe de Precio

de Nudo de Octubre 2010.

4.2.1. Sistema Interconectado Central

De acuerdo con la información Preliminar del Informe Técnico de Precios de Nudo, la Demanda de

Energía del Sistema Interconectado Central mantendría su equilibrio entre clientes de tipo regulado y clientes de tipo industrial, con una relación 55/45 a favor de los primeros, durante prácticamente

todo el horizonte analizado.

Por otra parte, según se observa, los consumos de tipo regulado presentan en promedio un

crecimiento del 5,1% anual, mientras que los industriales presentar un crecimiento promedio de

6,8% anual, esto significa que la Autoridad presenta un panorama de crecimiento de la demanda del orden del 5,9% promedio anual para el horizonte analizado.

Figura 8: Evolución de la Potencia Instalada por Año en el SIC.

Tal como se ha señalado, la información disponible al momento de preparar el presente Informe es

de tipo preliminar, por lo tanto, una vez que se cuente con la información definitiva del Informe de

Precio de Nudo se procederá a analizar con mayor detención el crecimiento de la demanda, detallando, en caso de ser necesario, el crecimiento de la demanda por tipo de cliente, libre

(industrial) o regulado, y por zona geográfica, análisis que no se ha incorporado en el presente Informe.

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Industrial 18507.4 20011.3 21460.8 22922.7 24458.7 26079.5 27782.0 29596.4 31522.5 33566.8

Vegetativa 25020.1 26321.1 27719.8 29186.8 30689.9 32269.4 33896.8 35571.4 37327.8 39170.0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Demanda de Energía por Tipo - SIC


---- 32 ---

4.2.2. Sistema Interconectado del Norte Grande

Como se menciona en la sección referente al plan de obras de generación, el SING es un sistema predominantemente industrial, dominado por consumos asociados a la gran minería. Consumos de

gran magnitud y muy focalizados son la tónica de un sistema donde la participación de los consumos regulados alcanza, con mucho esfuerzo el 10% de la participación total del mercado

eléctrico.

De lo anterior da cuenta el siguiente gráfico, cuya lectura habla por sí sola.

Figura 9: Evolución de la Potencia Instalada por Año en el SING.

Tal como se ha señalado, la información disponible al momento de preparar el presente Informe es

de tipo preliminar, por lo tanto, una vez que se cuente con la información definitiva del Informe de Precio de Nudo se procederá a analizar con mayor detención el crecimiento de la demanda,

detallando, en caso de ser necesario, el crecimiento de la demanda por tipo de cliente, libre (industrial) o regulado, y por zona geográfica, análisis que no se ha incorporado e

anÁlisis de necesidades de expansiÓn sistema de...

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