Informe Final Preliminar
Estudio de Integración de ERNC al Sistema Interconectado Nacional
Dirección de Planificación y Desarrollo
30 de noviembre de 2016
Resumen Ejecutivo: Estudio de Integración de ERNC al Sistema Interconectado Nacional – 30 de noviembre de 2016 2
Dentro de las iniciativas contempladas en el plan estratégico correspondiente al año 2016, el Directorio del CDEC SIC incorporó el desarrollo de un estudio que analice los efectos de la incorporación de volúmenes importantes de energía provenientes de centrales eólicas y solares en el futuro Sistema Interconectado Nacional.
El Estudio contempla el desarrollo de una serie de actividades destinadas, primeramente, a contar con datos de entrada para la ejecución de simulaciones detalladas de la operación del sistema para años futuros, para luego ejecutar dichas simulaciones y efectuar análisis de estabilidad para aquellas condiciones identificadas como más críticas.
A continuación se presenta el Informe Final Preliminar del Estudio, el cual quedará disponible para efectos de recoger comentarios y observaciones de parte de agentes del sector.
CENTRO DE ENERGÍA FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y
MATEMÁTICAS
UNIVERSIDAD DE CHILE
Dirección: Av. Tupper 2007, Santiago
Contacto: Paola Silva T. Email: [email protected]
Fono: +56 2 9784203.
Estudio de integración de
ERNC al Sistema
Interconectado Nacional
Informe Final Preliminar
Noviembre 2016
Noviembre 2016, Santiago, Chile
Preparado para:
Centro de Despacho Económico de Carga del
Sistema Interconectado Central
CDEC SIC
Centro de Energía
Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas
Universidad de Chile
Autores: Marcelo Matus, Carlos Benavides, Claudia
Rahmann, Eduardo Pereira, Vincenzo Bassi, Ricardo
Álvarez, Carlos Toro, Felipe Riquelme.
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Contenido 1 Introducción ................................................................................................................................ 6
1.1 Resumen de las actividades desarrolladas en este informe ............................................... 6
1.2 Objetivos ............................................................................................................................. 6
1.3 Alcances ............................................................................................................................... 7
2 Metodología general ................................................................................................................... 8
3 Actividades desarrolladas .......................................................................................................... 10
3.1 Análisis de resultados de simulaciones de largo plazo ..................................................... 10
3.1.1 Proyección de la capacidad instalada total y por tipo de tecnología para los escenarios anuales seleccionados. ............................................................................................ 10
3.2 Caracterización de variables incidentes ............................................................................ 13
3.2.1 Generación esperada centrales eólicas ..................................................................... 13
3.2.2 Generación esperada centrales solares .................................................................... 26
3.2.3 Caracterización de variabilidad intrahoraria ............................................................. 54
3.2.4 Caracterización de la variabilidad horaria de generación solar ............................... 63
3.2.5 Wind Forecasting ....................................................................................................... 68
3.3 Análisis del Desempeño Operacional del Sistema ............................................................ 85
3.4 Análisis de la Operación de Corto Plazo ............................................................................ 85
3.4.1 Modelo de predespacho ........................................................................................... 85
3.4.2 Preparación de bases de datos ................................................................................. 86
3.4.3 Metodología de simulación de la operación ............................................................. 89
3.4.4 Parámetros técnicos unidades termoeléctricas para simulaciones de UC ............... 91
3.4.5 Criterios para definir la reserva en giro ..................................................................... 96
3.5 Resultados simulaciones: Escenario Base ......................................................................... 99
3.5.1 Resultados para el año 2021 ..................................................................................... 99
3.5.2 Resultados para el año 2025 ................................................................................... 136
3.6 Resultados simulaciones: Escenario Licitaciones ............................................................ 174
3.6.1 Resultados para el año 2021 ................................................................................... 174
3.6.2 Resultados para el año 2025 ................................................................................... 196
3.7 Análisis de sensibilidad .................................................................................................... 213
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3.7.1 Potencia mínima ...................................................................................................... 213
3.7.2 Disminución de la reserva secundaria ..................................................................... 215
3.7.3 Disminución de los tiempos mínimos de operación y fuera de servicio ................. 216
3.7.4 Resultados ............................................................................................................... 216
3.8 Análisis de estabilidad ..................................................................................................... 219
3.8.1 Preparación de las bases de datos .......................................................................... 219
3.8.2 Propuesta para determinación de puntos de operación para estudios dinámicos para un escenario y año determinados ................................................................................... 224
3.8.3 Selección de puntos de operación para estudios dinámicos .................................. 227
3.8.4 Resultados dinámicos .............................................................................................. 235
4 Propuestas de mejoras en los modelos de optimización y simulación utilizados .................. 270
5 Recomendaciones generales y trabajo posterior .................................................................... 272
6 Conclusiones ............................................................................................................................ 275
6.1 Conclusiones generales ................................................................................................... 275
6.2 Conclusiones específicas Escenario Licitaciones ............................................................. 275
7 Bibliografía .............................................................................................................................. 278
8 Anexos ..................................................................................................................................... 281
8.1 Anexo: Zonas para centrales ERNC ................................................................................. 281
8.2 Anexo: Metodología para construir perfiles horarios ..................................................... 286
8.3 Anexo: Variabilidad ......................................................................................................... 289
8.3.1 Variabilidad intrahoraria, generación eólica ........................................................... 289
8.3.2 Variabilidad intrahoraria, generación solar ............................................................. 293
8.4 Anexo: Valores de parámetros referencias internacionales ........................................... 297
8.5 Anexo: Mapeo entre las centrales de DigSilent y PLP ..................................................... 299
8.6 Anexo: Asociación de los consumos ................................................................................ 313
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1 Introducción
1.1 Resumen de las actividades desarrolladas en este informe
El estudio de “Integración de ERNC al Sistema Interconectado Nacional (SIN)” tiene como
propósito determinar el impacto asociado a niveles cada vez mayores de ERNC en el SIN.
Este reporte corresponde al Informe Final Preliminar e incluye las siguientes actividades:
Análisis de los resultados de las simulaciones de largo plazo.
Caracterización final de las variables incidentes.
Descripción de las bases de datos y modelos a utilizar en la actividad análisis del
Desempeño Operacional del Sistema.
Resultados de las simulaciones de los Escenarios Base y Escenario Licitaciones para
los años 2021 y 2025.
Resultados del análisis de estabilidad para 3 puntos seleccionados.
Propuestas de mejoras en los modelos de optimización.
Recomendaciones generales a partir de los resultados obtenidos.
1.2 Objetivos
El objetivo de esta Consultoría corresponde a analizar los efectos de la incorporación de
montos relevantes de fuentes de generación variable en el Sistema Interconectado
Nacional (SIC y SING), dimensionando los impactos en la operación técnica y económica
del sistema, levantando posibles requerimientos de reservas operativas adicionales,
eventuales modificaciones normativas o adecuación de procesos actuales del CDEC SIC, de
modo de propender a una integración efectiva y eficiente de los recursos renovables
variables que se espera puedan entrar en operación en el Sistema Interconectado
Nacional.
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1.3 Alcances
Esta versión del informe corresponde a una versión preliminar del informe final. Por tanto,
algunos resultados y conclusiones podrían cambiar luego de las correspondientes
observaciones.
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2 Metodología general
En la siguiente figura se muestra el esquema general de la metodología. Los resultados del
plan de expansión de largo plazo (entregados por el CDEC SIC) se utilizan para actualizar
las bases de datos de forma de incluir las nuevas obras de generación y transmisión
proyectadas para los años que serán analizados en detalle. En esta parte se incluye la
actualización de la base de datos usada en el pre-despacho así como la base de datos
Digsilent usada para el estudio dinámico del sistema. Las simulaciones obtenidas en base
al modelo de coordinación hidrotérmica PLP (también entregados por el CDEC SIC) se
utilizan para fijar algunas de las condiciones de operación necesarias para ejecutar el
modelo de pre-despacho (condiciones iniciales, caudales afluentes, niveles de embalse,
etc.). Por otra parte, los datos históricos de la generación eólica y solar permiten realizar
la caracterización de dichas fuentes de generación en el tiempo. De manera similar se
usan los datos históricos de la demanda para realizar su caracterización. La caracterización
de la variabilidad e incertidumbre de la generación renovable y la demanda permiten
definir los perfiles esperados de generación renovable y demanda, así como también los
niveles de reserva necesarios para cumplir con los criterios de seguridad del SIN. Los
perfiles de generación renovable esperados, así como los niveles de reserva se usan como
datos de entrada para el modelo de predespacho a partir del cual se realizan las
simulaciones de corto plazo. El análisis de estabilidad del sistema (incluyendo estabilidad
transitoria de ángulo, de tensión y frecuencia) será realizado para un conjunto acotado de
puntos de operación y contingencias críticas del sistema. Los puntos de operación a
considerar en el análisis dinámico se seleccionan en base a los resultados del
predespacho, la caracterización de la variabilidad e incertidumbre de las ERNC, prácticas
internacionales en estudios de seguridad, así como el conocimiento de la operación real
del sistema por parte del operador. Tal como se observa en la Figura 1, los resultados
obtenidos a partir del análisis de estabilidad pueden retroalimentar el modelo de pre-
despacho imponiendo, por ejemplo, restricciones técnicas adicionales que garanticen la
seguridad del sistema. Más detalles de la propuesta metodológica se describen a
continuación.
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Figura 1: Esquema general de la metodología y actividades a desarrollar en el estudio. Fuente: Elaboración propia.
Proyección de los sistemas (Plan de obras,
salidas PLP)
Coordinación hidrotérmica
Selección de puntos de operación críticos
Unit commitment
Selección de contingencias
críticas
Dynamic studyDynamic study
Estudio dinámico
Despacho de los generadores
Modelos dinámicos
Caracterización de variables incidentes
Posibles medidas correctivas
Posibles medidas correctivas
Generacióneólica/solar histórica
Salidas PLP
Demanda histórica
perfiles
Perfiles de generación eólica, solar, demanda, niveles de reserva
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3 Actividades desarrolladas
3.1 Análisis de resultados de simulaciones de largo plazo
En esta sección del informe, se mostrarán los resultados del reporte llamado “Estudio
Escenarios de Expansión del Parque Generador SIC-SING” [1]. Para esto se analizarán los
datos de entrada y salida utilizados en el reporte y que se encuentran bajo el formato del
software PLP o Programación de Largo Plazo, utilizado por el CDEC SIC y otros
coordinados.
Los 3 escenarios evaluados corresponden a: Escenario Base, Escenario Licitaciones y
Escenario ERNC. Es importante destacar que las simulaciones de predespacho que se
realizan en este estudio (ver resultados en secciones posteriores) toman en cuenta las
capacidades instaladas determinados por estos escenarios.
3.1.1 Proyección de la capacidad instalada total y por tipo de tecnología para
los escenarios anuales seleccionados.
Para la obtención de estos dos aspectos, se realizó un análisis de los datos de entrada del
software PLP, donde se eliminaron aquellas centrales que se declaraban fuera de servicio
a través de la declaración explicita o a través de un mantenimiento planificado hasta un
periodo fuera del rango considerado en la simulación.
Las siguientes tablas muestras las potencias máximas por tipo de tecnología para el
horizonte de evaluación de este estudio. Para el año 2021, la potencia instalada de
energía solar en los escenarios Base, Licitaciones y ERNC es de 2836 MW, 3109 MW y
3109 MW, respectivamente. Mientras que la potencia instalada en energía eólica es de
1778 MW, 3720 MW y 3720, respectivamente. Para el año 2025, la potencia instalada de
energía solar en los escenarios Base, Licitaciones y ERNC es de 3836 MW, 3509 MW y
4709 MW, respectivamente. Mientras que la potencia instalada en energía eólica es de
1884 MW, 3852 MW y 3852, respectivamente.
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Tabla 1: Potencia máxima por tipo de tecnología para el Escenario Base
Tecnología 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Carbón 4497 4497 4498 4830 4918 4918 4918 4918 4918 4918
GNL 2079 2799 3351 3351 3951 4311 4311 4311 4311 4701
Petróleos 4497 4485 4485 3737 3749 3749 3749 3749 3749 3749
Embalse 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142
Pasada 1995 2029 2241 2922 3058 3058 3172 3212 3262 3282
Biomasa 399 395 450 450 450 450 450 450 500 520
Eólica 1016 1601 1778 1778 1778 1778 1778 1778 1778 1884
Solar 1651 2256 2326 2536 2536 2836 2836 2836 3236 3836
Geotermia 0 0 50 50 50 50 50 50 50 50
Minihidro 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216
Otro 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
Tabla 2: Potencia máxima para tipo de tecnología para el Escenario Licitaciones
Tecnología 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Carbón 4497 4497 4498 4918 4918 4918 4918 4918 4918 4918
GNL 2079 2799 3351 3351 3951 4311 4311 4311 4311 4701
Petróleos 4497 4485 4485 3749 3749 3749 3749 3749 3749 3749
Embalse 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142
Pasada 1995 2029 2411 3092 3092 3092 3206 3246 3296 3316
Biomasa 399 395 450 450 450 450 450 450 500 520
Eólica 1016 1371 1780 1984 2360 3720 3852 3852 3852 3852
Solar 1651 2266 2336 2446 2821 3109 3109 3109 3309 3509
Geotermia 0 0 50 50 50 50 50 50 50 50
Minihidro 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216
Otro 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
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Tabla 3: Potencia máxima por tipo de tecnología para el Escenario ERNC
Tecnología 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Carbón 4,497 4,497 4,498 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918 4,918
GNL 2,079 2,799 3,351 3,351 3,951 4,311 4,311 4,311 4,311 4,701
Petróleos 4,497 4,485 4,485 3,749 3,749 3,749 3,749 3,749 3,749 3,749
Embalse 4142 4142 4142 4,142 4,142 4,142 4,142 4,142 4,142 4,142
Pasada 1,995 2,029 2,411 3,092 3,092 3,092 3,206 3,246 3,296 3,316
Biomasa 399 395 450 450 450 450 450 450 500 520
Eólica 1,016 1,371 1,780 1,984 2,360 3,720 3,852 3,852 3,852 3,852
Solar 1,651 2,266 2,336 2,446 2,821 3,109 3,109 3,709 4,109 4,709
Geotermia 0 0 50 50 50 50 50 50 50 50
Minihidro 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216
Otro 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
En el año 2021 las capacidades instaladas de los escenarios Licitaciones y ERNC son
iguales, por tanto, las simulaciones de predespacho del escenario ERNC solo se realizan
para el año 2025.
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3.2 Caracterización de variables incidentes
3.2.1 Generación esperada centrales eólicas
En este capítulo se caracteriza la generación horaria y por mes de las centrales eólicas. La
siguiente tabla muestra la capacidad instalada por zona y los perfiles de generación eólica
que serán utilizados para realizar las simulaciones de pre-despacho. En general, los
perfiles de generación utilizados se construyeron a partir de los datos de generación real
reportados por el CDEC-SIC y CDEC-SING. Para aquellas centrales ubicadas en zonas donde
no existen datos de generación real o la cantidad de datos era insuficiente para
caracterizar un año completo, la construcción de los perfiles se complementó con los
datos del Explorador Eólico de la U. de Chile (y el Explorador Solar para el caso de la
centrales solares). Más detalles de la metodología utilizada se describe en el Anexo de
este informe.
La siguiente tabla muestra la capacidad total máxima al año 2035. Se observa que el 71%
de la capacidad instalada se proyecta que estará en las zonas III-Costa, IV-Costa y VIII-
Centro Sur.
Tabla 4: Potencia instalada y perfiles de generación, zonas eólicas.
Zona Región Potencia instalada
al año 2035 (MW)
En operación
(MW)
Proyectos (MW)
Participación (%)
Central (Se utiliza el nombre de la base de
datos PLP)
II-Taltal II 99 99 0 3.5 EOLICA_TALTAL
II-Calama II 90 90 0 3.2 VALLE_VIENTOS_SING
II-Crucero II 106 0 106 3.8
EOLICA_CRUCERO_SING
II-Sierra Gorda II 112 0 112 4.1 SIERRA_GORDA_SING
III-Costa III 310 0 310 11.1
EOLICA_CABO_LEONES_I
SARCO
IV-Norte IV 204 20 184 7.3
EOL_P_COLORADA EOL_SAN_JUAN
IV-Costa IV 679 602 77
24.3
MONTEREDONDO CANELA
CANELA2 TALINAY_ORIENTE
EL_ARRAYAN
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PTA_PALMERA LOS_CURUROS EOL_TOTORAL
EOL_TALINAY_PONIENTE
EOL_PTA_SIERRA
VI-Rapel VI 18 18 0 0.6
EOLICA_UCUQUER EOLICA_UCUQUER_II
VIII-Costa VIII 125 25 100 4.5
EOLICA_LEBU EOL_CONCEPCION
VIII-Centro-Sur VIII 718 156 562
25.7
NEGRETE_CUEL L_BUENOS_AIRES EOL_CHARRUA_1 EOL_CHARRUA_2 EOL_CHARRUA_3 EOL_CHARRUA_4 EOL_CHARRUA_5 EOL_CHARRUA_6
EOL_RENAICO
IX-Norte IX 42 0 42 1.5 EOL_COLLIPULLI
X-Chiloe-Centro X 201 36 165 7.2
EOL_SAN_PEDRO EOL_SAN_PEDRO_II
EOL_CHILOE
X-Puerto Montt X 90 0 90 3.2 AURORA
Total general 2793 1045 1748 100%
La siguiente tabla muestra la matriz de correlación de generación diaria para las distintas
centrales ubicadas en las distintas zonas. Se observa que las centrales ubicadas en una
misma zona presentan una correlación alta.
En las siguientes secciones se muestran los resultados de la caracterización de la
generación horaria por zona. Parar representar la variabilidad de la generación, los
resultados son presentados en gráficos de cajas donde los datos que caen dentro de la
“caja” representan el percentil 25 y 75. La línea roja dentro de la caja representa la
mediana de los datos. Y los valores en cruces rojas representan valores fuera de rango los
cuales son superiores o inferiores a 1,5 veces la diferencia entre el percentil 25 y 75.
También se incluye el valor promedio para cada hora que se representa con la línea verde.
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Tabla 5: Matriz de correlación diaria
II-Taltal
II-Calama
IV-Costa IV-
Costa IV-
Costa IV-
Costa IV-
Costa IV-
Costa IV-
Costa IV-
Costa IV-Costa IV-Norte VI-Rapel VI-Rapel
VIII-Centro-
Sur
VIII-Costa
VIII-Costa
X-Chiloé-Centro
Taltal
Valle de los
vientos
Monte-redondo
Canela Canela2 Talinay Oriente
El Arrayán
Pta Palmera
Los Cururos
Totoral Talinay
Poniente Pta
Colorada Ucuquer
Ucuquer II
Negrete Lebu Raki San
Pedro
II-Taltal Taltal 1,0 0,0 -0,1 0,0 -0,1 -0,1 -0,1 -0,1 0,0 -0,1 -0,1 -0,2 0,0 0,0 -0,1 -0,1 -0,1 -0,1
II-Calama Valle de los
vientos 0,0 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,1 0,0 0,1 0,0 0,1 0,3 0,0 -0,1 0,1 0,2 0,1 -0,1
IV-Costa Monterredondo -0,1 0,0 1,0 0,9 0,8 0,8 0,8 0,9 0,9 0,9 0,6 0,0 0,1 0,3 0,0 -0,1 0,0 0,1
IV-Costa Canela 0,0 0,0 0,9 1,0 0,9 0,7 0,8 0,9 0,8 0,9 0,6 0,0 0,1 0,4 0,0 -0,1 -0,1 0,0
IV-Costa Canela2 -0,1 0,0 0,8 0,9 1,0 0,6 0,8 0,9 0,8 0,9 0,5 0,0 0,2 0,4 0,0 -0,1 0,0 0,0
IV-Costa Talinay Oriente -0,1 0,0 0,8 0,7 0,6 1,0 0,8 0,7 0,8 0,8 0,3 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 0,1
IV-Costa El Arrayán -0,1 -0,1 0,8 0,8 0,8 0,8 1,0 0,9 0,8 0,8 0,6 -0,1 0,1 0,3 0,0 0,0 0,0 0,1
IV-Costa Pta Palmera -0,1 0,0 0,9 0,9 0,9 0,7 0,9 1,0 0,9 0,9 0,6 0,0 0,1 0,4 0,0 -0,1 -0,1 0,1
IV-Costa Los Cururos 0,0 0,1 0,9 0,8 0,8 0,8 0,8 0,9 1,0 0,9 0,6 0,1 0,0 0,2 0,0 -0,1 0,0 0,0
IV-Costa Totoral -0,1 0,0 0,9 0,9 0,9 0,8 0,8 0,9 0,9 1,0 0,5 -0,1 0,2 0,4 0,0 -0,1 0,0 0,1
IV-Costa Talinay
Poniente -0,1 0,1 0,6 0,6 0,5 0,3 0,6 0,6 0,6 0,5 1,0 0,0 0,0 0,1 0,0 -0,1 -0,1 0,1
IV-Norte Pta Colorada -0,2 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,1 0,0 0,1 -0,1 0,0 1,0 -0,1 -0,3 0,2 0,3 0,3 -0,2
VI-Rapel Ucuque 0,0 0,0 0,1 0,1 0,2 0,0 0,1 0,1 0,0 0,2 0,0 -0,1 1,0 0,5 0,0 0,0 -0,1 0,0
VI-Rapel Ucuquer II 0,0 -0,1 0,3 0,4 0,4 0,2 0,3 0,4 0,2 0,4 0,1 -0,3 0,5 1,0 0,2 0,0 0,0 0,1
VIII-Centro-
Sur Negrete -0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,2 1,0 0,7 0,5 -0,1
VIII-Costa Lebu -0,1 0,2 -0,1 -0,1 -0,1 0,0 0,0 -0,1 -0,1 -0,1 -0,1 0,3 0,0 0,0 0,7 1,0 0,5 0,0
VIII-Costa Raki -0,1 0,1 0,0 -0,1 0,0 0,0 0,0 -0,1 0,0 0,0 -0,1 0,3 -0,1 0,0 0,5 0,5 1,0 0,1
X-Chiloé-Centro
San Pedro -0,1 -0,1 0,1 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 -0,2 0,0 0,1 -0,1 0,0 0,1 1,0
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 16
3.2.1.1 Zona II Crucero
Los resultados obtenidos para la zona II Crucero son expuestos en la siguiente figura.
Figura 2: Perfil de generación en la zona II Crucero
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 17
3.2.1.2 Zona II Calama1
Los resultados obtenidos para la zona ubicada en Calama son expuestos en la siguiente figura.
Figura 3: Perfil de generación en la zona II Calama.
1Se supuso que los perfiles eólicos de la zona II Calama son los mismos para la zona Crucero II.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 18
3.2.1.3 Zona II Sierra Gorda
Los resultados obtenidos para la zona ubicada en Sierra Gorda son expuestos en la siguiente figura.
Figura 4: Figura 30: Perfil de generación en la zona II Sierra Gorda.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 19
3.2.1.4 Zona II Taltal
Los resultados obtenidos para la zona ubicada en Taltal son expuestos en la siguiente figura.
Figura 5: Perfil de generación en la zona II Taltal.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 20
3.2.1.5 Zona IV Norte
Los resultados obtenidos para la zona ubicada al norte de la IV región se muestran en la siguiente figura.
Figura 6: Caracterización de perfil de la zona IV norte.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 21
3.2.1.6 Zona IV Costa
Los resultados obtenidos para la zona costera de la IV región son expuestos en la siguiente figura.
Figura 7: Perfil de generación en la zona IV Costa.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 22
3.2.1.7 Zona VI Rapel
Los resultados obtenidos para la zona ubicada en zona de Rapel de la VI región son expuestos en la siguiente figura..
Figura 8: Perfil de generación en la zona VI Rapel.
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 23
3.2.1.8 Zona VIII Centro-Sur
Los resultados obtenidos para la zona ubicada en la parte centro-sur de la VIII región son expuestos en la siguiente figura.
Figura 9: Perfil de generación en la zona VIII Centro-Sur.
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 24
3.2.1.9 Zona VIII Costa
Los resultados obtenidos para la zona ubicada en la zona costera de la VIII región son expuestos en la siguiente figura.
Figura 10: Perfil de generación en la zona VIII Costa.
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 25
3.2.1.10 Zona X Chiloé centro
Los resultados obtenidos para la zona ubicada en la zona central de Chiloé son expuestos en la siguiente figura.
Figura 11: Perfil de generación en la zona X Chiloé.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 26
3.2.2 Generación esperada centrales solares
En este capítulo se caracteriza la generación horaria y por mes de las centrales solares
fotovoltaica. La siguiente tabla muestra la capacidad instalada por zona y los perfiles de
generación solar que serán utilizados para realizar las simulaciones de pre-despacho. Más
detalles de la metodología para construir los perfiles de generación se muestran en el
Anexo de este estudio.
La siguiente tabla muestra que el 76,8% de la capacidad instalada al año 2035 se proyecta
que estará en las zonas II-Crucero, II-Laberinto, III-Diego Almagro, III-Carrera Pinto y III-
Cardones.
Tabla 6: Potencia instalada y perfiles de generación, zonas solares.
Zona Región Potencia instalada al año 2035 (MW)
En operación (MW)
Proyectos (MW)
Participación (%)
Nombre de la Central (se utiliza el nombre de la base de datos PLP)
I-Pozo Almonte
I 264 64 200 2.9 LA_HUAYCA_SING
LA_HUAYCA_2_SING
POZO_ALMONTE_3_SING
PAMPA_CAMARONES_SING
SOLAR_PALMONTE_1_SING
POZO ALMONTE SOLAR 2
I-Lagunas I 602 2 600 6.5 SOLAR EL ÁGUILA I
SOLAR_LAGUNAS_4_SING
SOLAR_LAGUNAS_1_SING
SOLAR_LAGUNAS_2_SING
II-Crucero II 1552 209 1343 16.9 QUILLAGUA_I_SING
SOLAR_CRUCERO_5_SING
SOLAR_CRUCERO_6_SING
FINIS_TERRAE_SING
MARIA_ELENA_SING
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 27
SOLAR_ENCUENTRO_SING
SOLAR_CRUCERO_1_SING
SOLAR_CRUCERO_2_SING
SOLAR_CRUCERO_3_SING
SOLAR_CRUCERO_4_SING
ATACAMA_I
II-Calama II 146 51 95 1.6 JAMA_SING
ANDES_SOLAR_SING
JAMA_2_SING
PARUMA_SING
PULAR_SING
LASCAR_SING
II-Laberinto II 346 0 346 3.8 BOLERO_SING
SOLAR_LABERINTO_1_SING
SOLAR_LABERINTO_2_SING
II-Domeyko II 53 3 50 0.6 URIBE_SOLAR_SING
II-Paposo II 215 215 0 2.3 FV_CONEJO
PAMPA_SOLAR_NORTE
Lalackama_2
III-Diego de Almagro
III 1597 269 1.328 17.4 DALMAGRO_PS
SOLAR_ESPERANZA
LALACKAMA
FV_CHANARES
MALGARIDA
PV_SALVADOR
JAVIERA
SOLAR_DALMAGRO_1
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 28
SOLAR_DALMAGRO_2
SOLAR_DALMAGRO_3
SOLAR_DALMAGRO_4
SOLAR_DALMAGRO_5
CHAKA
Chaka_2
SOLAR_DALMAGRO_6
SOLAR_DALMAGRO_7
FV_GUANACO
III-C.Pinto III 1383 306 1077 15.0 Carrera_Pinto_II
PS_SAN_ANDRES
Carrera_Pinto
FV_LUZ_DEL_NORTE_1
SOLAR_CPINTO_1
SOLAR_CPINTO_2
SOLAR_CPINTO_3
SOLAR_CPINTO_4
SOLAR_CPINTO_5
III-Cardones III 2144 144 2000 23.3 LLANO_LLAMPOS
SOLAR_CARDONES_1
SOLAR_CARDONES_2
SOLAR_CARDONES_3
SOLAR_CARDONES_4
SOLAR_CARDONES_5
SOLAR_CARDONES_6
SOLAR_CARDONES_7
SOLAR_CARDONES_8
SOLAR_CARDONES_9
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 29
SOLAR_CARDONES_10
LOS_LOROS
III-Maitencillo III 309 0 309 3.4 SOLAR_AVENIR_1
DIVISADERO
VALLE_SOLAR_1
SOLAR_ROMERO
VALLELAND
IV-Norte IV 73 12 62 0.8 ABASOL
IV-Centro IV 11 11 0 0.1 TAMBO_REAL
SOLAR_LOMA_LOS_COLORADOS
RM RM 338 119 219 3.7 SOLAR_LAS_TERRAZAS
QUILAPILUN
SANTIAGO_SOLAR
SANTA_SOFIA
CONSITITUCION
V V 169 3 166 1.8 OLMUE
FV_DONA_CARMEN
Total general 9202 1408 6468 100%
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 30
3.2.2.1 Zona I Pozo Almonte
Los resultados obtenidos para la zona de Pozo Almonte son expuestos en las siguientes figuras.
Figura 12: Perfil de generación en la zona I Pozo Almonte. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 31
Figura 13: Perfil de generación en la zona I Pozo Almonte. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 32
3.2.2.2 Zona I Lagunas
Los resultados obtenidos para la zona de Lagunas son expuestos en la siguiente figura.
Figura 14: Perfil de generación en la zona I Lagunas. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 33
Figura 15: Perfil de generación en la zona I Lagunas. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 34
3.2.2.3 Zona II-Crucero
Los resultados obtenidos para la zona II Crucero son expuestos en la siguiente figura.
Figura 16: Perfiles de generación para zona II Crucero. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 35
Figura 17: Perfiles de generación para zona II Crucero. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 36
3.2.2.4 Zona II Calama
Los resultados obtenidos para la zona II Calama son expuestos en la siguiente figura.
Figura 18: Perfiles de generación para zona II Calama. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 37
3.2.2.5 Zona II Laberinto
Los resultados obtenidos para la zona II Laberinto son expuestos en la siguiente figura.
Figura 19: Perfiles de generación para zona II Calama. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 38
3.2.2.6 Zona II Domeyko
Los resultados obtenidos para la zona II Domeyko son expuestos en la siguiente figura.
Figura 20: Perfiles de generación para la zona II Domeyko. Los resultados consideran centrales con eje de seguimiento.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 39
Figura 21: Perfiles de generación para la zona II Domeyko. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 40
3.2.2.7 Zona II Paposo
Los resultados obtenidos para la zona II Paposo son expuestos en la siguiente figura.
Figura 22: Perfiles de generación para la zona II Papaso. Los resultados consideran solo centrales con 1 eje de seguimiento.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 41
Figura 23: Perfiles de generación para la zona II Papaso. Los resultados consideran solo centrales sin eje de seguimiento
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 42
3.2.2.8 Zona III Diego de Almagro
Los resultados obtenidos para la zona III Diego de Almagro son expuestos en la siguiente figura.
Figura 24: Resultados obtenidos zona III Diego de Almagro. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento.
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 43
3.2.2.9 Zona III Carrera Pinto
Los resultados obtenidos para la zona III Carrera Pinto son expuestos en la siguiente figura.
Figura 25: Perfiles de generación en zona III Carrera Pinto. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 44
3.2.2.10 Zona III Cardones
Los resultados obtenidos para la zona III Cardones son expuestos en la siguiente figura.
Figura 26: Perfiles de generación para zona III Cardones. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento.
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 45
3.2.2.11 Zona III Maintencillo
Los resultados obtenidos para la zona III Maintencillo son expuestos en la siguiente figura.
Figura 27: Perfiles de generación en zona III Maintencillo. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento.
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 46
Figura 28: Perfiles de generación en zona III Maintencillo. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento.
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 47
3.2.2.12 Zona IV Norte
Los resultados obtenidos para la zona IV Norte son expuestos en la siguiente figura.
Figura 29: Perfiles de generación en la zona IV Norte. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 48
Figura 30: Perfiles de generación en la zona IV Norte. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 49
3.2.2.13 Zona IV Centro
Los resultados obtenidos para la zona IV Centro son expuestos en la siguiente figura.
Figura 31: Perfiles de generación en la zona IV Centro. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 50
3.2.2.14 Zona V
Los resultados obtenidos para la zona ubicada en V región son expuestos en la siguiente figura.
Figura 32: Perfiles de generación en la zona V. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento
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Marzo
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 51
Figura 33: Perfiles de generación en la zona V. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 52
3.2.2.15 Zona RM
Los resultados obtenidos para la zona RM son expuestos en la siguiente figura.
Figura 34: Perfiles de generación para la zona RM. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento
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Marzo
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Diciembre
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 53
Figura 35 : Perfiles de generación para la zona RM. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento
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0.6
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123456789101112131415161718192021222324hora
Septiembre
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0.6
0.8
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123456789101112131415161718192021222324hora
Octubre
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0.2
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0.6
0.8
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123456789101112131415161718192021222324hora
Noviembre
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0.6
0.8
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Diciembre
p.u
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 54
3.2.3 Caracterización de variabilidad intrahoraria
A continuación se analiza la variabilidad intrahoraria de la demanda neta. La demanda
neta corresponde a la demanda total proyectada (SING y SING) menos la generación total
eólica y solar proyectada.
La variabilidad se calcula a partir de la información del SCADA con resolución de 1 minuto
que fue entregada por CDEC-SIC. Luego, la variabilidad es calculada como la resta entre el
promedio simple (no móviles) de los datos de generación en intervalos de tiempo de 1, 5,
10 y 15 minutos consecutivos. El intervalo máximo de 15 minutos se selecciona debido a
que el control secundario de frecuencia se define como la capacidad del parque
convencional de gestionar los gradientes más altos de los escenarios en 15 minutos. En
referencias internacionales2 también es posible encontrar que el control secundario de
frecuencia se relaciona con el error de proyección de los recursos eólicos y solar en
intervalos de tiempo de 10 minutos, mientras que en un estudio reciente en el SING3 se
analizan variaciones rápidas del recurso eólico y solar en intervalos de 1 a 15 minutos.
La metodología de cálculo se resume a continuación:
Identificación de perfiles con resolución por minutos. Al momento de realizar este
estudio los datos de generación por minuto no estaba disponibles para todas las
centrales.
Filtrado de datos. Se filtran datos fuera de rango (ejemplo: generación solar en
horas de la noche, valores mayores a potencia máxima), valores de generación que
se mantenían constante por mucho tiempo, desplazamiento de fecha del SCADA
con respecto a fecha real, entre otros problemas detectados en los datos
originales.
Reconstrucción de perfiles por minutos debido a la gran cantidad de datos sin
información (valores informados en el SCADA como “NaN”). Utilizando el método
de persistencia se completan los periodos sin datos con el objeto de contar con
una serie completa con datos por minuto. En la mayoría de los casos se trabajó con
2 NERL, “The Western Wind and Solar Integration Study Phase 2”, 2010.
3 CDEC-SING. “Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING: escenario
año 2017”, 2015.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 55
los datos del año 2015 (debido a que durante el año 2016 se intensificaron los
recortes de generación).
Se identificaron aquellos perfiles que tienen un año completo de información. Para
el caso solar los perfiles más completos fueron los de las siguientes centrales: La
Huayca 2, Pozo Almonte 3, María Elena, Llano de Llampos.
Asignación de perfiles a centrales sin datos (o incompletos) de generación por
minuto. Debido a que los datos de generación del SCADA estaban disponible para
un grupo reducido de centrales, se utilizó un criterio de proximidad geográfica para
asignar perfiles de generación por minuto a aquellas centrales sin datos (existentes
y proyectados). Previamente, los datos disponibles fueron normalizados por la
potencia instalada.
Proyección de la demanda neta por minuto al año 2021 y 2025. La demanda neta
se calcula como la demanda total menos la generación eólica y solar. La demanda
proyectada del SIC y SING con resolución por minuto (Ejemplo: para el año 2021)
fue estimada a partir de los datos disponibles para el año 2015 y amplificando por
la tasa de crecimiento de la demanda que fue entregada por la contraparte
técnica.
A continuación se muestran los resultados obtenidos en el análisis de la variabilidad
intrahoraria de la generación eólica y solar, así como para la demanda neta proyectada.
3.2.3.1 Energía eólica
La variabilidad de generación es presentada tanto de manera mensual como de manera
global y los resultados son expuestos en Frecuencia [%] vs Variación [MW] / Potencia
Instalada [MW]. Los resultados consideran la generación actual disponible. Para analizar la
variabilidad futura medida en MW, estos el indicador se pueden utilizar de manera
aproximada para estimar dicha variabilidad si se conoce la potencia instalada. Por
ejemplo, más adelante se muestra que el 97% de los datos tienen una variabilidad menor
o igual a un 7,0% con respecto a la potencia instalada.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 56
A continuación se presentan los resultados considerando un intervalo de tiempo de 15
minutos. En el anexo se encuentran los resultados para una resolución menor.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe 1
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 57
Los resultados obtenidos para intervalos de 15 minutos son expuestos en las siguientes figuras.
Figura 36: Resultados variabilidad energía eólica intervalos de 15 minutos, Enero 2015 - Mayo 2016
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1Enero15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
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1Febrero15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
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cuencia
[%
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1Marzo15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
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[%
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1Abril15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
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1Mayo15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
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0.6
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1Junio15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
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[%
]
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1Julio15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
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cuencia
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1Agosto15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
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0.2
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1Septiembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
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0.2
0.4
0.6
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1Octubre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
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0.4
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1Noviembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
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]
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0.2
0.4
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0.8
1Diciembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
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0.6
0.8
1Enero16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
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0.6
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1Febrero16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
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0.2
0.4
0.6
0.8
1Marzo16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Abril16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Mayo16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 58
Los resultados muestran que el 97% de los datos presentan una variabilidad menor o igual
a 7,0% con respecto a la potencia instalada.
3.2.3.2 Energía solar
A lo largo del presente apartado se caracteriza la variabilidad en la generación de las
centrales solares para las que se cuenta con información entregada por CDEC-SIC.
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Variabilidad global energía eólica intervalo de 15 minutos
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 59
Figura 37: Resultados variabilidad energía solar intervalos de 15 minutos, Enero 2015 - Mayo 2016.
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Enero15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Febrero15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]F
recuencia
[%
]-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Marzo15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Abril15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Mayo15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Junio15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Julio15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Agosto15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Septiembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]F
recuencia
[%
]-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Octubre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Noviembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Diciembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Enero16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Febrero16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Marzo16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Abril16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Mayo16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 60
Figura 38: Resultados variabilidad energía solar de todo el parque solar instalado (con datos del SCADA) en intervalos de 15 minutos
Los resultados muestran que el 97% de los datos presentan una variabilidad menor o igual
a 12,9% con respecto a la potencia instalada.
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Variabilidad global energía solar intervalo de 15 minutos
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 61
3.2.3.3 Demanda neta
La siguiente figura muestra la variabilidad intrahoraria de la demanda neta considerando
distintos intervalos de tiempo y un intervalo de confianza de 97%. Los pasos para
construir este indicador son los siguientes:
Identificación de perfiles de generación eólica, solar y demanda con resolución por
minuto (datos provenientes del SCADA y que fueron entregados por la contraparte
técnica).
Proceso de filtrado de datos debido a problemas con la información: Valores fuera
de rango, potencia mayor que potencia máxima, generación solar en horas que no
corresponde, desplazamiento de fecha, etc.
Reconstrucción de perfiles por minutos: Debido a la gran cantidad de valores por
minuto sin registro (valores “NaN”), se aplicó un proceso de reconstrucción
aplicando un modelo de persistencia (si hay una periodo sin registro se rellena con
el valor del minuto anterior).
Se identifican aquellos perfiles con 1 año completo de información.
Se identifican todas las centrales que estarán operativas en el año de evaluación
(ejemplo, 2021).
Asignación de perfiles a centrales sin datos (o incompletos) de generación por
minuto a partir de datos de centrales con perfiles con años completos (paso
anterior).
Cálculo de la demanda neta minuto a minuto a partir del perfil de generación
eólica agregado por minuto, el perfil agregado solar y la demanda total.
Los resultados se presentan para el año 2021. Se observa que la variabilidad de la
demanda neta es de aproximadamente 55,1 MW/min y 24,8 MW/min para el intervalo de
tiempo de 1 y 15 minutos, respectivamente. O equivalentemente a 55 MW o 357 MW de
variación en 1 y 15 minutos, respectivamente.
La variabilidad de la generación eólica es menor al 50% de la variabilidad de la generación
solar. Para un intervalo de confianza de 97%, la generación solar varía entre 46 MW y 316
MW en un intervalo de tiempo de 1 y 15 minutos, respectivamente. Mientras que la
generación eólica varía entre 17 y 126 MW.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 62
Figura 39: Variabilidad de la demanda neta (MW/min).
0
10
20
30
40
50
60
1 5 10 15 30
MW
/min
Intervalo (min)
Demanda Neta
Solar
Demanda
Eólica
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 63
3.2.4 Caracterización de la variabilidad horaria de generación solar
A continuación se analiza la variabilidad horaria de la generación solar. En particular, se
espera analizar la pendiente de las rampas de generación durante la hora de entrada y
salida del sol.
Las siguientes figuras muestran los resultados de la distribución de la variación de
generación considerando solo las horas de salida y puesta del sol (7-10 am y 17-20 pm).
Figura 40: Variabilidad de la generación solar fotovoltaica en intervalos de 1 hora
-1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 10
200
400
600
800
1000
1200
Variacion [MW]/Pinstalada[MW]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 64
Figura 41: Variabilidad de la generación solar fotovoltaica en intervalos de 2 hora
Figura 42: Variabilidad de la generación solar fotovoltaica en intervalos de 3 hora
Para efectos de analizar la coherencia de los resultados obtenidos, se procedió a analizar
los resultados arrojados por el Explorador Solar para una central solar fotovoltaica con
factor de planta de 30% y un eje de seguimiento. Las siguientes figuras muestran el ciclo
diario obtenido por mes para la zona de Cardones y Diego de Almagro. Se observa que los
resultados son consistentes con los resultados de empíricos procesados por el consultor.
En efecto el Explorador Solar muestra una variación horaria máxima de aproximadamente
0,4 y una variación máxima de 0,6 para un intervalo de 3 horas.
-1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 10
200
400
600
800
1000
1200
Variacion [MW]/Pinstalada[MW]
-1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 10
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Variacion [MW]/Pinstalada[MW]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 65
Figura 43: Ciclo diario de generación para central fotovoltaica, factor de planta 0,3, 1 eje de seguimiento, zona Cardones. Fuente: Explorador Solar.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 66
Figura 44: Ciclo diario de generación para central fotovoltaica, factor de planta 0,3, 1 eje de seguimiento, zona Diego de Almagro. Fuente: Explorador Solar.
La siguiente figura muestra la distribución mensual de la variabilidad horaria.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 67
Figura 45: Variabilidad en intervalo de 1 hora desagregado por mes.
-0.5 -0.3 -0.1 0.1 0.3 0.50
20
40
60
80
100Enero
Delta [MW] / Pinst [MW]
Fre
cuencia
-0.5 -0.3 -0.1 0.1 0.3 0.50
20
40
60
80Febrero
Delta [MW] / Pinst [MW]
Fre
cuencia
-0.5 -0.3 -0.1 0.1 0.3 0.50
20
40
60
80
100
120Marzo
Delta [MW] / Pinst [MW]
Fre
cuencia
-0.5 -0.3 -0.1 0.1 0.3 0.50
20
40
60
80
100
120
140Abril
Delta [MW] / Pinst [MW]
Fre
cuencia
-0.5 -0.3 -0.1 0.1 0.3 0.50
20
40
60
80
100
120
140Mayo
Delta [MW] / Pinst [MW]
Fre
cuencia
-0.5 -0.3 -0.1 0.1 0.3 0.50
50
100
150
200Junio
Delta [MW] / Pinst [MW]
Fre
cuencia
-0.5 -0.3 -0.1 0.1 0.3 0.50
50
100
150
200Julio
Delta [MW] / Pinst [MW]
Fre
cuencia
-0.5 -0.3 -0.1 0.1 0.3 0.50
20
40
60
80
100Agosto
Delta [MW] / Pinst [MW]
Fre
cuencia
-0.5 -0.3 -0.1 0.1 0.3 0.50
20
40
60
80
100Septiembre
Delta [MW] / Pinst [MW]
Fre
cuencia
-0.5 -0.3 -0.1 0.1 0.3 0.50
20
40
60
80Octubre
Delta [MW] / Pinst [MW]
Fre
cuencia
-0.5 -0.3 -0.1 0.1 0.3 0.50
10
20
30
40
50
60Novimbre
Delta [MW] / Pinst [MW]
Fre
cuencia
-0.5 -0.3 -0.1 0.1 0.3 0.50
10
20
30
40
50Diciembre
Delta [MW] / Pinst [MW]
Fre
cuencia
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 68
3.2.5 Wind Forecasting
3.2.5.1 Introducción
En este capítulo se realiza una revisión del estado del arte de los modelos de proyección
de generación eólico. El objetivo de esta revisión consistió en identificar antecedentes
internacionales que pudieran ser utilizados para las simulaciones que se realizan en este
estudio.
Altos niveles de penetración de energía eólica traen consigo desafíos en cuanto a la
operación y planificación del sistema eléctrico, principalmente debido a su naturaleza
incierta y variable. En un sistema eléctrico, suministro y demanda de energía deben ser
iguales en todo momento. Sin embargo, la variabilidad en la energía eólica dificulta
permanentemente mantener este balance.
Una de las posibles soluciones para el desafío asociado a balancear suministro y demanda
de energía en un sistema eléctrico corresponde a mejorar los pronósticos de velocidad de
viento y producción de energía eólica. Herramientas de pronósticos más exactas reducen
los costos operacionales y mejoran la confiabilidad asociada a la integración de energía
eólica en los sistemas eléctricos existentes. Por otra parte, no sólo es necesario aumentar
la exactitud de los pronósticos en sí, sino que también, es necesario caracterizar de la
mejor manera posible la incertidumbre asociada al pronóstico mismo, ya que esta
incertidumbre es esencial en la determinación del tamaño de la reserva operativa
necesaria para el balance entre suministro y demanda [2].
Las centrales convencionales de generación, tanto térmicas como hidráulicas, son
denominadas comúnmente como “generación despachable”, ya que, dada su baja
variabilidad y alto nivel de certidumbre, es usual que se cuente con información suficiente
para definir su generación de manera cierta (sin tomar en consideración eventuales fallas
o indisponibilidades forzadas). Por otro lado, existen un conjunto de tecnologías
denominadas “no despachables”, las cuales corresponden a aquellas que, dado su nivel de
incertidumbre y variabilidad, no siempre es posible decidir de manera anticipada su nivel
de generación en la red.
El principal problema de no conocer de manera anticipada la generación de estas
tecnologías, radica en que el sistema eléctrico debe ser capaz de compensar los errores
cometidos entre la operación programada y la operación real. Esta compensación
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 69
depende directamente de la capacidad que tengan las centrales convencionales, en virtud
de sus restricciones técnicas o de su flexibilidad, para enfrentar distintos escenarios de
variabilidad.
No todas las tecnologías “no despachables” presentan el mismo nivel de variabilidad e
incertidumbre. En la siguiente figura se expone una comparación de las distintas
tecnologías “no despachables” en cuanto a su variabilidad e incertidumbre, donde es
posible observar que la tecnología que presenta mayor variabilidad y, a su vez, mayor
incertidumbre corresponde a la energía eólica.
Figura 46: Cuadro comparativo tecnologías renovables en relación a variabilidad e incertidumbre. [3]
Por otra parte, la variabilidad de estos recursos se presenta en distintas escalas de tiempo,
afectando, por tanto, a diferentes procesos de planificación y operación del sistema
eléctrico. En la siguiente figura se muestra el impacto que puede tener la variabilidad del
viento en los procesos de operación y planificación del sistema eléctrico para distintas
escalas de tiempo.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 70
Figura 47: Impacto de la variabilidad del viento en los procesos de operación y planificación del sistema eléctrico para distintas escalas de tiempo. [3]
3.2.5.2 Variables que influyen en la proyección del error de pronóstico
Los factores que influyen sobre la precisión de los pronósticos corresponden a:
Horizonte temporal
La precisión de los pronósticos decae a medida que se aumenta el horizonte temporal del
mismo. Es posible observar este fenómeno en la siguiente figura.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 71
Figura 48: Desviación estándar error de pronóstico en función del horizonte temporal. [4]
Complejidad del lugar
La precisión de los pronósticos aumenta a medida que la complejidad del lugar de
emplazamiento del parque eólico disminuya. Es decir, la exactitud del pronóstico aumenta
a medida que más plano sea el terreno de emplazamiento y la geografía circundante. Es
posible observar este fenómeno en la siguiente figura.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 72
Figura 49: NMAE promedio en función de la rugosidad del terreno. [5]
Con RIX: Índice de Rugosidad (RIX del inglés Ruggedness Index).
Variabilidad estacional
La precisión de los pronósticos se encuentra sujeta a la variabilidad estacional. A modo de
ejemplo: en zonas templadas los vientos de verano suelen ser más débiles que los de
invierno, por ende, la variabilidad de la velocidad del viento suele ser mayor en meses de
invierno que en meses de verano y, por tanto, el error en los modelos de pronóstico
suelen ser mayores en los meses de invierno.
Condiciones climáticas
La precisión de los pronósticos depende directamente de las condiciones climáticas
existentes. A modo de ejemplo: el error en los modelos de pronóstico es mayor en
situaciones de baja presión que en situaciones de alta presión.
Por otra parte, Xcel Energy4 ha cuantificado los ahorros asociados a la disminución del
error de sus pronósticos de producción eólica en un 35 % desde la implementación de los
pronósticos centralizados (finales de 2008) hasta la fecha en 60 millones de dólares
debido a ahorros en costos de combustibles [6]. Estos ahorros se deben principalmente a:
4 https://www.xcelenergy.com/
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 73
Realización de ciclajes más eficiente de las unidades de carbón y gas natural en
orden de acomodar las inyecciones de energía eólica en la matriz. Esto permite
una menor utilización de combustibles fósiles disminuyendo así los costos
asociados a combustibles y las emisiones de 𝐶𝑂2.
El control de consigna y control automático de generación en las unidades tanto
térmicas como eólicas de generación permiten a los parques eólicos operar a
máxima capacidad mientras se mantienen las unidades térmicas operando a
mínima capacidad. Con este tipo de control, el operador del sistema mantiene la
confiabilidad del sistema al mismo tiempo que reduce emisiones de 𝐶𝑂2 y los
costos asociados a combustibles.
Cambio en los márgenes de reserva para rampas en la producción de energía
eólica. Se migra desde una reserva de 1 [MW] por cada [MW] de energía eólica
inyectada hacia una reserva flexible actualizada cada 30 minutos que mantiene los
niveles de confiabilidad del esquema anterior a un menor costo.
Inversiones en generación térmica en base a gas natural más flexible capaz de
realizar rampas de subida y bajada permitiendo una operación más flexible en un
contexto de alta penetración eólica.
3.2.5.3 Clasificación modelos de proyección
En [2] se realiza una exhaustiva revisión del estado del arte a nivel internacional en cuanto
a los métodos actuales de pronóstico de velocidad del viento y producción de energía
eólica, donde se identifican:
3.2.5.3.1 Según horizonte de evaluación
El rol básico de los pronósticos de viento y producción de energía eólica es proveer
información relacionada a la velocidad del viento y a la producción de energía que se
puede esperar en los próximos minutos, horas o días. En base a los requerimientos del
sistema eléctrico, los pronósticos pueden ser clasificados en cuatro horizontes diferentes;
Muy corto plazo: Desde algunos segundos hasta 30 minutos adelante, usados
principalmente para control de las turbinas y seguimientos de carga
Corto plazo: Desde 30 minutos hasta 6 horas adelante, usados principalmente para
pre load sharing.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 74
Mediano plazo: Desde 6 horas hasta 24 horas adelante, usados principalmente
para la gestión y manejo del sistema eléctrico y para la comercialización de
energía.
Largo plazo: Desde 24 horas hasta 7 días adelante, usados principalmente para la
programación de mantenimientos de las turbinas eólicas.
3.2.5.3.2 Según metodología utilizada en la realización de la proyección
3.2.5.3.2.1 Enfoque físico
El enfoque físico de pronóstico utiliza la descripción física detallada para modelar las
condiciones del lugar de emplazamiento del parque eólico. El enfoque físico lleva a cabo
un refinamiento de los datos de la predicción numérica del tiempo (NWP del inglés
Numerical Weather Prediction), para tomar en consideración las condiciones físicas
detalladas del lugar de emplazamiento del parque eólico mediante el método downscaling
el cual está basado en la física de la capa límite inferior atmosférica. El método
downscaling requiere la descripción física detallada del parque eólico y sus alrededores,
incluyendo: descripción del parque (configuración del parque, curva de potencia de las
turbinas eólicas, entre otros) y la descripción del terreno (orografía, rugosidad, obstáculos,
etc.). Una vez obtenidos los datos refinados de velocidad del viento, éstos son
introducidos en la correspondiente curva de potencia de las turbinas para calcular la
producción de energía eólica.
3.2.5.3.2.2 Enfoque estadístico convencional
En el enfoque estadístico convencional modelos de series de tiempo son aplicados para
pronosticar las velocidades de viento y/o la producción de energía eólica futuras. El
enfoque estadístico generalmente utiliza datos históricos pasados en la construcción del
modelo estadístico. Este enfoque utiliza pronósticos NWP para el instante “t + k” y
mediciones online para el instante “t” para realizar pronósticos para las próximas horas. El
enfoque estadístico convencional es sencillo de modelar y posee un bajo costo, sin
embargo, a diferencia del enfoque físico, el enfoque estadístico requiere datos históricos
para preparar el modelo estadístico. Existen varios tipos de modelos de series de tiempo
que pueden ser considerados incluyendo: Auto Regressive Model (AR), Moving Average
Model (MA), Auto Regressive Average Model (ARMA), Auto Regressive Integrated Moving
Average Model (ARIMA), entre otros.
Enfoque de redes neuronales artificiales
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 75
Otro enfoque corresponde al enfoque de redes neuronales artificiales (ANN del inglés
Artificial Neural Networks). Los pronósticos NWP y otras variables meteorológicas son
transformadas en pronósticos de viento y/o producción de energía eólica a través de
redes neuronales artificiales las cuales han sido preparadas mediante extensos conjuntos
de datos históricos con el fin de aprender y representar la dependencia de las variables de
salida con las variables de entrada. ANN es uno de los enfoques estadísticos más utilizados
para pronosticar velocidad del viento y producción de energía eólica.
Enfoque de lógica difusa
El enfoque de lógica difusa corresponde a un mapeo no lineal entre las variables de
entrada y las variables de salida mediante el uso de valores numéricos y lingüísticos
difusos en lugar de valores fijos y exactos. El enfoque de lógica difusa es utilizado cuando
el sistema es difícil de modelar de manera exacta pero se cuenta con la existencia de un
modelo inexacto, esto se debe a que el enfoque permite la utilización de valores
aproximados y datos incompletos o ambiguos. Sin embargo, utilizar el enfoque de lógica
difusa por sí solo no es satisfactorio debido a su débil capacidad de aprendizaje.
Otros enfoques estadísticos
Existen otros enfoques estadísticos utilizados en pronósticos de velocidad del viento y
producción de energía eólica (para distintos horizontes temporales), entre los cuales es
posible encontrar: Enfoque avanzado basado en procesos gaussianos denominado Sparse
Heteroscedastic Gaussian Process (SPHGP) [7]; Enfoque First-order and Second-order
Adaptative Coefficient (FAC and SAC) [8]; Enfoque frequency domain [9]; Enfoques de data
mining [10]; Entre otros.
3.2.5.3.3 Enfoques combinados
La idea principal de los enfoques combinados consiste en acoplar diferentes enfoques,
manteniendo las ventajas de cada enfoque particular. La motivación recae en mejorar la
exactitud de los pronósticos, sin embargo, la combinación de pronósticos no siempre
funciona mejor que los pronósticos individuales. No obstante, en algunos casos es visto
como menos riesgoso combinar pronósticos que seleccionar un pronóstico individual.
Entre los enfoques combinados es posible encontrar: Enfoque Multiple Architecture
System (MAS) [11]; Enfoques basados en Least Squares-Support Vector Machine (LS-SVM)
[12]; Enfoque combinado entre Soft Computing Models (SCMs) y Similar Days (SM) [13];
Entre otros.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 76
3.2.5.3.4 Según el análisis de la incertidumbre asociada
3.2.5.3.4.1 Pronósticos probabilísticos
En general, los modelos de pronósticos utilizados en la actualidad entregan un valor o la
expectativa condicional de obtener un valor de producción eólica para un momento
futuro. Sin embargo, toda predicción involucra una incerteza inherente, es por esto que
durante los últimos años se han reportado numerosos enfoques probabilísticos de
pronóstico de viento y producción eólica en la literatura internacional. En comparación a
los modelos de pronóstico utilizados generalmente en la actualidad, los modelos basados
en enfoques probabilísticos son capaces de proveer información cuantitativa adicional
sobre la incerteza asociada a la producción de energía eólica pronosticada, lo cual es de
vital importancia para operadores de sistemas con alta penetración eólica [14].
Existen reportes en la literatura internacional de la utilización de modelos probabilísticos
de pronóstico de producción eólica en: Determinación de requerimientos de reserva [15];
Estrategias de transacción de energía eólica [16]; Unit commitment con consideración de
la incertidumbre asociada a la producción eólica [17]; Aplicaciones para dimensionar el
tamaño de almacenamientos de energía [18]; Entre otros.
Los modelos de pronóstico probabilísticos representan la producción de energía eólica
como una variable aleatoria, la incertidumbre asociada a esta variable aleatoria puede ser
expresada con mediciones de probabilidad tales como: Funciones de densidad de
probabilidad (PDF del inglés Probability Denseity Function); Funciones de distribución
acumulada (CDF del inglés Cumulative Distribution Function); Cuantiles o intervalos;
Probabilidades discretas; Entre otros.
Según [14] los pronósticos probabilísticos pueden ser clasificados de acuerdo a la
formulación matemática utilizada según:
3.2.5.3.4.1.1 Enfoque paramétrico
El enfoque paramétricos se caracteriza por asumir a priori que la distribución sigue alguna
forma predefinida que puede ser descrita por una expresión matemática analítica
determinada. A modo de ejemplo, la distribución gaussiana queda descrita
completamente por los parámetros de localización µ y de escala 𝜎2 lo cual puede ser
expresado según:
𝑓𝑡+𝑘|𝑡 = 𝑓(𝑥𝑡+𝑘, µ, 𝜎2)
Con 𝑥𝑖: variable aleatoria.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 77
3.2.5.3.4.1.2 Enfoque no paramétrico
El enfoque no paramétrico se caracteriza por no asumir características relacionadas a la
distribución si no que las CDFs o PDFs son traducidas, por ejemplo, a un número de
pronósticos de densidad, lo cual puede ser expresado según:
𝑓𝑡+𝑘|𝑡 = {𝑑𝑡+𝑘|𝑡
(𝑝𝑖): 0 ≤ 𝑝1 <. . . . . . . < 𝑝𝑛 ≤ 1}
Con 𝑝𝑖: parámetro de localización.
Los enfoques no paramétricos requieren, necesariamente, de mediciones históricas y el
tratamiento de los pronósticos obtenidos (e.g. valores de producción eólica o salidas del
NWP).
Tabla 7 Clasificación de pronósticos probabilísticos de viento y producción eólica según formulación matemática. [14]
Clasificación Método Observaciones
Enfoque Paramétrico Series de tiempo Homocedásticas
Series de tiempo Heterocedásticas
Inteligencia artificial
Asume la forma de la distribución
Más competitiva para pronósticos de muy corto plazo
Bajos costos computacionales
Enfoque No Paramétrico Regresión de cuantiles
Kernel density estimation
Pronósticos conjuntos
Inteligencia artificial
No asume la forma de la distribución
Se requieren muchas muestras
Más competitivo para corto y mediano plazo
Altos costos computacionales
3.2.5.4 Indicadores para medir el error de pronóstico
La relación entre la potencia de salida de una turbina eólica y la velocidad del viento está
dada por:
𝑃 = 1
2 𝜌𝑎𝑣3
Con:
P: Potencia de salida;
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 78
ρ: Densidad del aire [𝑘𝑔
𝑚3];
a: Área transversal de la turbina;
v: Velocidad del viento [𝑚
𝑠].
Por lo tanto, es posible desprender que pequeñas desviaciones en la velocidad del viento
producen grandes variaciones en la potencia de salida del aerogenerador, fenómeno
observable en la curva de potencia expuesta en la Figura 50.
Figura 50: Curva de potencia característica aerogenerador. [19]
La incertidumbre asociada a los modelos de pronóstico de velocidad del viento y
producción de energía eólica puede ser evaluada en términos de la precisión del
pronóstico caracterizada por el error de pronóstico, el cual corresponde a la diferencia
entre el valor pronosticado y el valor finalmente observado.
𝑒𝑡+𝑘|𝑡 = 𝑃𝑡+𝑘 − 𝑃𝑡+𝑘|𝑡
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 79
Con:
𝑒𝑡+𝑘|𝑡: Error de pronóstico para instante t + k dado t;
𝑃𝑡+𝑘: Valor observado de potencia de salida en t + k;
𝑃𝑡+𝑘|𝑡: Valor pronosticado de potencia de salida en t + k dado t.
En la literatura internacional es posible encontrar la utilización de diversos criterios en la
caracterización del error de pronóstico [2], entre ellos:
Error de pronóstico normalizado:
ԑ𝑡+𝑘|𝑡 = 𝑒𝑡+𝑘|𝑡
𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡
Con:
ԑ𝑡+𝑘|𝑡: Error de pronóstico normalizado para instante t + k dado t;
𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡: Potencia instalada.
BIAS:
𝐵𝐼𝐴𝑆𝑘 = 𝐴𝑣(𝑒𝑡+𝑘|𝑡) = 𝑒𝑘̅̅ ̅ = 1
𝑁𝑡 ∑ 𝑒𝑡+𝑘|𝑡
𝑁
𝑡=1
Mean Absolute Error (MAE):
𝑀𝐴𝐸𝑘 =1
𝑁∑|𝑒𝑡+𝑘|𝑡|
𝑁
𝑡=1
Normalized Mean Absolute Error (NMAE):
𝑁𝑀𝐴𝐸𝑘 =𝑀𝐴𝐸𝑘
𝑃 𝑖𝑛𝑠𝑡
Mean Absolute Percentage Error (MAPE):
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 80
𝑀𝐴𝑃𝐸𝑘 = 1
𝑁 ∑ |
𝑒𝑡+𝑘|𝑡
𝑃𝑡+𝑘|𝑡|
𝑁
𝑡=1
Mean Square Error (MSE):
𝑀𝑆𝐸𝑘 = 1
𝑁 ∑(𝑒𝑡+𝑘|𝑡)2
𝑁
𝑡=1
Root Mean Square Error (RMSE):
𝑅𝑀𝑆𝐸𝑘 = √𝑀𝑆𝐸𝑘 = √1
𝑁 ∑(𝑒𝑡+𝑘|𝑡)2
𝑁
𝑡=1
Normalized Root Mean Square Error (NRMSE):
𝑁𝑅𝑀𝑆𝐸𝑘 = 𝑅𝑀𝑆𝐸𝑘
𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡
Standard Deviation of Errors (SDE):
𝑆𝐷𝐸𝑘 = 𝑆𝑡𝑑(𝑒𝑡+𝑘|𝑡) = √1
𝑁∑(𝑒𝑡+𝑘|𝑡 − 𝑒𝑘̅̅ ̅)2
𝑁
𝑡=1
Con:
N: Número de muestras;
𝑆𝑡𝑑(): Desviación estándar;
𝐴𝑣(): Promedio.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe 1
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 81
3.2.5.5 Revisión bibliográfica de la estimación del error
La siguiente tabla muestra un resumen de las referencias bibliográficas revisadas las cuales presentan una estimación del error de proyección.
Tabla 8: Referencias bibliográficas revisadas.
Referencia bibliográfica Lugar donde se
aplica Metodología
Horizonte de
proyección
Nivel de
desagregación de la
generación
Periodo de
evaluación
Magnitud del error de
predicción
L. Yang, M. He, J. Zhang and
V. Vittal, "Support-Vector-
Machine-Enhanced Markov
Model for Short-Term Wind
Power Forecast," in IEEE
Transactions on Sustainable
Energy, vol. 6, no. 3, pp. 791-
799, July 2015.
Estados Unidos
SVM con Cadena de
Markov. Se compara
metodología con
modelos de persistencia
y autorregresivo.
De 10 min
hasta 1 hora.
Proyección realizada
para 1 parque de
generación de 305
MW.
1 año NMAE entre 9,1% y 16,16%
(para proyecciones a 1 hora).
M. He, L. Yang, J. Zhang and
V. Vittal, "A Spatio-Temporal
Analysis Approach for Short-
Term Forecast of Wind Farm
Generation," in IEEE
Transactions on Power
Systems, vol. 29, no. 4, pp.
1611-1622, July 2014.
Taiwan
Modelo híbrido que
utiliza un modelo físico
NWP y un modelo de
redes neuronales.
1 hora
Proyección realizada
para 1 parque de
generación de 4,8
MW.
4 meses. NMAE entre 0,6% y 2,1%
NRMSE entre 1 y 3,3%.
Yongning Zhao, Lin Ye, Zhi Li,
Xuri Song, Yansheng Lang,
Jian Su, A novel bidirectional
Estados Unidos
(Delaware
State)
Metodología basada en
Extreme Learning
Machine
De 1 a 6 hora. Proyección realizada
para 1 parque de
generación de 100
4 meses NMAE entre 8,9% y 10,7%
(para proyecciones a 2 hora) y
NMRSE entre 16,4% y 17,1%
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe 1
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 82
Referencia bibliográfica Lugar donde se
aplica Metodología
Horizonte de
proyección
Nivel de
desagregación de la
generación
Periodo de
evaluación
Magnitud del error de
predicción
mechanism based on time
series model for wind power
forecasting, Applied Energy,
Volume 177, 1 September
2016,
MW. (para proyecciones a 2 hora).
Para proyecciones a 2 horas:
NRMSE entre 13,0% y 14,8%.
Para proyecciones entre a 6
horas entre 21,3% y 23,3%
J. P. S. Catalao, H. M. I.
Pousinho and V. M. F.
Mendes, "Hybrid Wavelet-
PSO-ANFIS Approach for
Short-Term Wind Power
Forecasting in Portugal," in
IEEE Transactions on
Sustainable Energy, vol. 2, no.
1, pp. 50-59, Jan. 2011.
Portugal
Modelo hibrido que
combina transformada
de wavelet, particle
swarm optimization, y
adaptive-network-based
fuzzy inference system
3 horas y 8
horas
Proyección realizada
para la totalidad del
parque eólico
instalado en Portugal
en los años 2008 y
2009 (800 MW
aprox.).
4 días
representativos
para el año
2008 y un año
completo para
año 2009.
Para proyecciones a 3 horas:
MAPE entre 4,98% y 19.05%.
NMAE entre 2,37% y 8,91%.
Para proyecciones a 8 horas:
MAPE entre 6,58% y 21,45% y
NMAE entre 1,65% y 5,24%.
Ignacio Marti, Georges
Kariniotakis, Pierre Pinson, I.
Sanchez, T.S. Nielsen, et al..
Evaluation of Advanced Wind
Power Forecasting Models {
Results of the Anemos
Project. European Wind
Energy Conference, EWEC
6 lugares de
Alemania,
España,
Dinamarca,
Irlanda
Distintos modelos
dependiendo del lugar. 12 horas
Se proyecta de
manera individual
para 6 parques
eólicos cuya
capacidad instalada
varía entre 1 y 31.77
MW.
Varía
dependiendo
del lugar de
ubicación: entre
2 meses a más
de 1 años.
NAME varía entre 10 y 22%.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe 1
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 83
Referencia bibliográfica Lugar donde se
aplica Metodología
Horizonte de
proyección
Nivel de
desagregación de la
generación
Periodo de
evaluación
Magnitud del error de
predicción
2006, Feb 2006, Athenes,
Greece. 9 p., 2006.
M. Yang, S. Fan and W. J. Lee,
"Probabilistic Short-Term
Wind Power Forecast Using
Componential Sparse
Bayesian Learning," in IEEE
Transactions on Industry
Applications, vol. 49, no. 6,
pp. 2783-2792, Nov.-Dec.
2013.
Estados Unidos Modelo probabilístico 1 a 48 horas
Proyección realizada
para 1 parque de
generación de 74
MW.
7200
evaluaciones.
Para proyecciones a 1 hora:
NAME igual 2,5%
Para proyecciones a 48 hora:
NAME igual 18% aprox.
D. Lee and R. Baldick, "Short-
Term Wind Power Ensemble
Prediction Based on Gaussian
Processes and Neural
Networks," in IEEE
Transactions on Smart Grid,
vol. 5, no. 1, pp. 501-510, Jan.
2014.
Sin información Redes neuronales y
procesos gausianos. 1 a 48 horas
Proyección realizada
para 7 parques
eólicos
1 año y medio.
Para proyecciones a 1 hora:
NRMSE igual 5%, MAE igual a
5% y MAPE 16%,
Para proyecciones a 48 horas:
NRMSE igual a 20%, MAE igual
a 27%, MAPE 27%.
M. B. Ozkan and P. Karagoz,
"A Novel Wind Power
Forecast Model: Statistical
Hybrid Wind Power Forecast
Technique (SHWIP)," in IEEE
Transactions on Industrial
Turquía
Modelo híbrido. Se
compara con modelos de
redes neuronales y SVM.
48
Se proyecta de
manera individual
para 14 parques
eólicos. Un parque
eólico representativo
tiene 60 MW de
7 meses
NMAE entre 8,9% y 16,9%,
NRMSE entre 13,1% y 23,96%.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe 1
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 84
Referencia bibliográfica Lugar donde se
aplica Metodología
Horizonte de
proyección
Nivel de
desagregación de la
generación
Periodo de
evaluación
Magnitud del error de
predicción
Informatics, vol. 11, no. 2, pp.
375-387, April 2015.
capacidad.
S. Buhan and I. Çadırcı,
"Multistage Wind-Electric
Power Forecast by Using a
Combination of Advanced
Statistical Methods," in IEEE
Transactions on Industrial
Informatics, vol. 11, no. 5, pp.
1231-1242, Oct. 2015.
Turquía
Modelo hibrido que
combina SVM y redes
neuronales.
48
Se proyecta de
manera individual
para 25 parques
eólicos. La capacidad
instalada de los
parques varía entre
12 y 245 MW.
3 a 5 meses. NMAE entre 8,78% y 16,74%.
Zhengtang Liang, Jun Liang,
Chengfu Wang, Xiaoming
Dong, Xiaofeng Miao, Short-
term wind power combined
forecasting based on error
forecast correction, Energy
Conversion and Management,
Volume 119, 1 July 2016,
Pages 215-226
China
Se compararon 8 tipos
de modelos distintos
(Persistencia, Redes
Neuronales,
Autoregresivo [AR], SVM,
Extreme Learning
Machine[ELM])
48
Proyección realizada
para 1 parque de
generación de 75
MW.
4 meses NMAE entre 4,15% y 5,47%,
NRMSE entre 6,17% y 8,04%.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
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3.3 Análisis del Desempeño Operacional del Sistema
3.4 Análisis de la Operación de Corto Plazo
3.4.1 Modelo de predespacho
El análisis de la operación de corto plazo será realizado mediante la simulación de la
operación basada en un modelo de predespacho o Unit Commitment (UC). El modelo
resuelve un problema de optimización que minimiza los costos de operación del sistema y
está sujeto a un conjunto de restricciones técnicas, las cuales modelan principalmente las
restricciones de flexibilidad del parque termoeléctrico.
La siguiente tabla resume aquellas restricciones a considerar en las simulaciones de corto
plazo.
Tabla 9: Características del modelo de predespacho utilizado para realizar las simulaciones
5.
Ítem Características
Función Objetivo
Costos variables de generación.
Costos asociados al arranque y detención de unidades.
Costo de penalización asociado a la linealización en dos variables de la función de pérdidas por las líneas.
Costo de penalización por vertimientos.
Costo de penalización asociado a caudales de déficit (“afluente ficticio”).
Variables asociadas a hiperplanos de soporte de la función de costo futuro (conexión con el modelo PLP).
Restricciones
El balance nodal de demanda por barra.
Balances hidráulicos para centrales de embalse, serie y pasada.
Flujos DC por líneas de transmisión.
Restricción de flujos máximos y mínimos por las líneas de transmisión.
Restricciones de rampas para el volumen de los embalses.
Restricciones de potencia para centrales con estados de operación binarios.
Restricciones lógicas asociadas a variables de arranque y detención de centrales.
Restricciones asociadas a hiperplanos de función de costo futuro (conexión con PLP).
Tiempos mínimos de operación y fuera de servicio.
Rampas de generación en centrales hidráulicas y térmicas.
Restricciones para modelar reservas en giro (subida/bajada) a través de zonas.
Reservas y elección de máquinas que pueden realizar Control Primario de Frecuencia.
5 Actualmente el consultor está trabajando en una actualización del modelo de predespacho PCP (estudio
desarrollado en paralelo a este). Estas restricciones quedarán operativas en la nueva versión del PCP.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
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El modelo entrega como resultado las siguientes salidas:
Energía generada por tipo de central para cada periodo del horizonte de
evaluación
Caudales turbinados y vertidos por central.
Volumen por embalse.
Costos de operación total y por central.
Costos de partida total y por central.
Costos de detención total y por central.
Niveles de reserva para el Control Primario de frecuencia a nivel de sistema y por
central.
Niveles de reserva para el Control Secundario de frecuencia a nivel de sistema y
por central.
Costos marginales por barra.
Etc.
3.4.2 Preparación de bases de datos
En general, las simulaciones requieren que exista consistencia entre los datos de entrada
utilizados para las simulaciones de largo plazo y determinación de plan de obras, con
aquellos datos utilizados para las simulaciones de corto plazo. De esta manera, la gran
mayoría de los datos de entrada son obtenidos directamente desde el caso de estudio PLP
entregado por el CDEC SIC.
De acuerdo a las reuniones de trabajo, en particular se ha decidido lo siguiente:
Años de simulación: 2021 y 2025.
Perfiles ERNC: Los perfiles de generación se construyen a partir de la
caracterización de la generación presentada en las secciones anteriores. Es decir,
los perfiles utilizados fueron obtenidos a partir de los datos de generación real
modulados por la potencia instalada. Para las centrales que comienzan a operar en
cada año, se realiza una clasificación de las zonas a las cuales pertenece (ver
secciones 3.2.1 para parques eólicos y 3.2.2 para fotovoltaicos) y se modula su
generación horaria con lo observado para aquellas zonas.
Afluentes:
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Los datos de afluentes horarios fueron obtenidos a partir de los datos de las
planillas IPLP entregados por la contraparte técnica. De acuerdo con los alcances
de este estudio, se analizarán tres escenarios hidrológicos:
Escenario hidrología seca: de enero a marzo año hidrológico 2012-2013 y de abril a
diciembre año hidrológico 2013-2014.
Escenario hidrología media: de enero a marzo año hidrológico 1973-1974 y de abril
a diciembre año hidrológico 1974-1975.
Escenario hidrología húmeda: de enero a marzo año hidrológico 2005-2006 y de
abril a diciembre año hidrológico 2006-2007
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En la Tabla 10 siguiente se resume la fuente de la información utilizada para las
simulaciones de corto plazo.
Tabla 10: Fuentes de información para alimentar datos del modelo de predespacho
Información Modelo/Fuente
Nuevas centrales
Nuevas líneas de transmisión
Nuevas barras.
Resultado del Plan de expansión entregado por la contraparte técnica. Datos de entrada en base de datos del modelo PLP.
Centrales existentes y nuevas centrales6
Líneas existentes y nuevas líneas de transmisión7.
Barras existentes y nuevas barras
Embalses existentes y nuevos embalse8
Parámetros líneas de transmisión (flujos máximos, flujos mínimos, mantenimiento, etc.).
Caudales afluentes para distintas condiciones hidrológicas (Ejemplo: hidrología húmeda, media y seca).
Configuración de la red de transmisión.
Configuración de la red hidráulica.
Costos variables y proyección a futuro
Demanda por barra a nivel horario y proyección a futuro
Base de datos PLP (planillas IPLP) utilizado para realizar las simulaciones de largo plazo.
Perfiles de generación semanal de energía solar y eólica
Definición de niveles de reserva para el Control Primario de Frecuencia, Control Secundario.
Se realizarán simulaciones con resolución de 1 hora. Para algunas semanas críticas, se analizarán casos específicos con una resolución temporal menor.
Caracterización de generación eólica, solar descrita en la sección anterior.
6 Se obtienen de las bases de datos del modelo PLP entregado por el CDEC-SIC
7 Las simulaciones de predespacho se realizan con la misma red de transmisión que se encuentra
representada por el modelo PLP. 8 Si fuera el caso, depende del plan de expansión
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Perfiles de demanda semanal
Definición de niveles de reserva para el Control Primario de Frecuencia y Control Secundario
9.
Definición de duración de cada periodo (1 hora, 15 minutos, u otra menor).
La demanda horaria se estimada a partir de los datos de demanda de las planillas IPLP entregadas por la contraparte técnica.
Parámetro técnico para operación de corto plazo de centrales.
Parámetros centrales (potencia máxima, potencia mínima
10, mantenimiento, etc.).
Informes de Servicios Complementarios de ambos CDEC, información de bases de datos de planificación diaria o semanal. Información proporcionada por el CDEC-SIC y parámetros de referencia internacional.
3.4.3 Metodología de simulación de la operación
La siguiente figura resume el proceso de conexión entre las salidas del modelo PLP y los
modelos de pre-despacho que serán utilizados por el consultor. Los datos de entrada del
modelo PLP se utilizan para desarrollar las bases de datos del modelo de pre-despacho.
Las salidas del modelo PLP se utilizan para estimar los retiros por riego, trayectoria de los
embalses y función de costo futuro.
En general, existen 2 alternativas para el tratamiento del volumen de los embalses en el
modelo de pre-despacho. La primera opción es utilizar la función de costo futuro que se
obtiene el modelo PLP y valorizar el agua embalsada al final de cada etapa de simulación
con esta función (tal como lo hace actualmente el CDEC-SIC para realizar el despacho
semanal). La otra alternativa es imponer una restricción de volumen final en cada etapa
de tal forma que el nivel del embalse al final de la semana sea mayor o igual al volumen
estimado por el modelo PLP.
Las simulaciones fueron realizadas considerando la restricción de volumen final, ya que
ésta garantiza que el volumen de los embalses de las centrales hidroeléctricas estimado
por el modelo de pre-despacho al final de la semana de evaluación sea mayor o igual al
estimado por el modelo PLP, de modo que no se utiliza más agua que la que ese modelo
obtiene, obteniendo una trayectoria de cota coherente con los resultados del modelo de
largo plazo.
9 Análisis complementario al punto anterior.
10 Las potencias mínimas que utiliza el modelo PLP no necesariamente representan el mínimo técnico de
operación de la central. Por otro lado, las potencias máximas incluyen tasas de descuento asociadas a indisponibilidad forzada, que en el caso de simulaciones de corto plazo no serán consideradas por no ser una simulación de suficiencia de energía sino que un modelo de operación horario y en potencia.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 90
Las simulaciones de pre-despacho son ejecutadas en forma secuencial donde los
resultados de la simulación de la semana “n” fijan las condiciones iniciales para las
simulaciones de la semana “n+1”.
Figura 51: Esquema de integración de modelo PLP con modelo de pre-despacho. Además, se muestra el esquema secuencial con que se harán las simulaciones del modelo de predespacho.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 91
3.4.4 Parámetros técnicos unidades termoeléctricas para simulaciones de UC
Para la etapa de simulaciones de predespacho económico (etapa 3 según esquema
metodológico de la Figura 51), adicionalmente a la información que proviene desde la
base de datos del caso PLP proporcionado por el CDEC SIC, se requiere información
adicional, principalmente relacionada con los parámetros técnicos de las unidades
generadoras termoeléctricas, y que son relevantes para la modelación de sus restricciones
técnicas. Estos parámetros se listan a continuación:
Potencia máxima y mínima neta
Tasa máxima de toma de carga y bajada de carga
Tiempo mínimo fuera de servicio y en operación
Reserva máxima para control secundario de frecuencia
Reserva máxima para control primario de frecuencia
Costo de partida y parada
Respecto de las unidades generadoras termoeléctricas contenidas en el caso de estudio
PLP (155 en total) es importante considerar que el modelo de predespacho formula
variables binarias y restricciones adicionales al problema de despacho, lo que aumenta la
complejidad y tiempos de cómputo. Es por esta razón que se ha decidido simplificar la
modelación reduciendo el número de unidades generadoras que consideran este
modelamiento adicional. Estas serán principalmente unidades diesel o biomasa, con una
potencia máxima inferior a 50 [MW]. Por ejemplo, en consideración de este supuesto, un
total de 120 unidades termoeléctricas serían modeladas sin restricciones técnicas,
aliviando considerablemente la carga computacional.
Para obtener los parámetros técnicos mencionados anteriormente, se utilizarán distintas
fuentes de información:
En primer lugar, la información pública que facilita cada CDEC en sus Informes de
definición de servicios complementarios. En particular la información del Informe
DO Nº 03/2016 emitido por el CDEC-SIC en el marco de la definición y
programación de Servicios Complementarios. En el caso del CDEC-SING, se revisará
la información contenida en el Informe CDEC-SING C008/2016, así como los datos
públicos en su página web.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 92
En segundo lugar, la información proporcionada por el CDEC-SIC en el contexto de
este estudio.
Finalmente, para las unidades generadoras del plan de obras, se utilizan
referencias sobre parámetros observados a nivel internacional. Estos se resumen
en la tabla siguiente (el detalle se encuentra en el 8.2)
Tabla 11: Criterios utilizados para estimación de parámetros técnicos.
Vapor-carbón GNL CC
Tasa de toma de carga [%Pmax/min] 4% 8%
Pmin [% Pmax] 50% 40%
Costos partida [USD/Pmax] 147 55
Reserva primara máxima [% Pmax] 7% 7%
Tiempo mínimo operación-detención [hrs] 48 3-5 horas
A continuación se presenta un resumen de parámetros levantados para las unidades
termoeléctricas de ambos sistemas que serán representadas en los modelos de simulación
(Tabla 12 y Tabla 13 para el SING y el SIC respectivamente) donde se indica además en un
código de colores la fuente de información considerada en cada uno.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe 1
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 93
Tabla 12: Parámetros técnicos de unidades termoeléctricas del SING.
Nombre Combustible
Potencia Potencia Máxima
Neta [MW]
Potencia Mínima
Neta [MW]
Reserva Primaria Máxima
[MW]
Reserva Secundaria
Máxima [MW]
Rampa subida
[MW/min]
Rampa bajada
[MW/min]
Costo Partida [USD]
Costo Parada [USD]
Tiempo mínimo fuera de servicio
[Hrs]
Tiempo mínimo
operación [Hrs]
Maxima
PLP [MW]
CTM1 Carbón 134.6 138.0 79.0 5 59 3 3 20,286 - 120 48
CTM2 Carbón 142.6 143.0 79.0 12 64 3 3 21,021 - 120 48
U12 Carbón 68.4 71.3 44.3 0 27 4 4 10,478 - 48 24
U13 Carbón 68.6 74.3 44.3 0 30 4 4 10,919 - 48 24
U14 Carbón 109.8 113.3 66.3 10 47 5 5 16,651 - 48 24
U15 Carbón 106.7 107.7 66.7 10 41 2 2 15,826 - 48 24
NTO1 Carbón 110.8 126.4 56.1 5 70 2 2 18,587 - 48 48
NTO2 Carbón 114.6 122.7 55.8 5 67 2 2 18,041 - 48 48
CTTAR Carbón 142.4 130.5 90.5 0 40 1 3 19,186 - 48 48
CTA Carbón 132.6 148.8 83.8 5 65 1 1 21,874 - 48 72
CTH Carbón 133.8 141.8 83.8 5 58 1 1 20,845 - 48 48
ANG_I Carbón 212.1 239.7 121.7 7 118 2 3 35,232 - 48 48
ANG_II Carbón 212.3 243.7 121.7 7 122 2 2 35,820 - 48 48
COCHRANE_1 Carbón 224.2 226.9 75.9 7 151 3 3 33,360 - 48 48
COCHRANE_2 Carbón 236 226.9 75.9 7 151 3 3 33,360 - 48 48
IEM Carbón 340 340.0 187.5 26 188 15 15 55,125 - 48 48
KELAR Gas Natural 501.5 501.5 200.6 35 301 40 40 27,582 - 3 5
U16 GNL 332.7 343.0 117.0 14 226 12 12 18,865 - 0 0
CC1_GNL GNL 318.1 325.5 213.5 22 112 8 8 17,903 - 2 2
CC2_GNL GNL 318.1 325.5 213.5 22 112 8 8 17,903 - 2 2
CTM3_GNL GNL 217.4 218.5 152.5 11 66 6 6 12,018 - 0 0
U10 PetroleoIFO-180 33.8 31.5 13.5 5 18 6 6 1,733 - 24 8
U11 PetroleoIFO-180 33.8 31.5 13.5 5 18 6 6 1,733 - 24 8
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe 1
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 94
Tabla 13: Parámetros técnicos de unidades termoeléctricas del SIC.
Nombre Combustible
Potencia Potencia Máxima
Neta [MW]
Potencia Mínima
Neta [MW]
Reserva Primaria Máxima
[MW]
Reserva Secundaria
Máxima [MW]
Rampa subida
[MW/min]
Rampa bajada
[MW/min]
Costo Partida [USD]
Costo Parada [USD]
Tiempo mínimo fuera de servicio
[Hrs]
Tiempo mínimo
operación [Hrs]
Maxima
PLP [MW]
GUACOLDA_1 Carbón 139.9 141.0 56.411
0 0 2 2 29,180 - 4 8
GUACOLDA_2 Carbón 139.9 141.0 56.4 0 0 2 2 29,177 - 4 8
GUACOLDA_3 Carbón 136 137.1 56.4 43 30 2 2 24,995 - 4 4
GUACOLDA_4 Carbón 138 139.1 56.4 43 30 2 2 25,875 - 4 4
GUACOLDA_5 Carbón 132.2 133.2 56.4 0 0 2 2 25,896 - 4 4
CAMPICHE Carbón 243.8 244.0 98.7 0 0 5 5 28,255 - 168 24
NUEVA_VENTANAS Carbón 243.8 241.8 97.8 0 0 5 5 25,294 - 168 24
VENTANAS_1 Carbón 105 112.4 56.2 0 0 3 3 21,922 - 168 24
VENTANAS_2 Carbón 203.5 205.0 111.8 0 0 3 3 23,608 - 168 24
SANTA_MARIA Carbón 334.8 321.0 221.8 0 0 2 2 257,646 - 48 120
BOCAMINA_2 Carbón 315.7 322.5 211.9 0 0 2 2 145,747 - 0 320
BOCAMINA Carbón 106.9 122.2 65.8 0 0 2 2 19,533 - 0 320
NEHUENCO_1_GNL GNL 326 365.9 252.1 0 0 10 10 18,000 - 8 2
NEHUENCO_2_GNL GNL 376.1 390.2 245.0 0 0 10 10 18,000 - 8 2
SANISIDRO_GNL GNL 342.7 370.9 259.4 0 0 10 10 39,327 - 1.5 0
SANISIDRO_2_GNL GNL 383.8 390.2 218.2 0 0 13 13 36,673 - 1.5 0
NRENCA_GNL GNL 304.5 369.9 234.2 0 0 10 10 12,539 - 2 40
CAMPESINO GNL 600 600 240.0 42.0 360 48 48 33,000 - 3 5
CICLO_COMB_VR_1 GNL 360 360 144.0 25.2 216 29 29 19,800 - 3 5
CICLO_COMB_VR_2 GNL 360 360 144.0 25.2 216 29 29 19,800 - 3 5
CICLO_COMB_IIIR GNL 360 360 144.0 25.2 216 29 29 19,800 - 3 5
11
Estimación de potencia neta. Valor real es 60 MW brutos, para todas las unidades.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe 1
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 95
PETROPOW_1 Petcoke 60.9 63.0 47.0 0 0 3 3 3,465 - 0 0
TALTAL_1_DIE Diesel 104.5 123.2 74.9 35 48 10 10 16,770 - 0 0
TALTAL_2_DIE Diesel 104.5 121.3 74.9 34 47 10 10 16,770 - 0 0
CARDONES Diesel 144.7 152.2 69.7 0 0 11 11 15,346 - 8 0
LOSVIENTOS_TG Diesel 128.6 131.3 59.7 0 0 10 10 11,329 - 1 2
COLMITO Diesel 55.1 57.7 24.9 0 0 8 8 1,500 - 0 0
NEHUENCO_1_DIE Diesel 294.5 365.9 252.1 0 0 10 10 26,300 - 8 0
NEHUENCO_2_DIE Diesel 383 390.2 245.0 0 0 10 10 26,300 - 8 2
SANISIDRO_DIE Diesel 285.8 370.9 259.4 0 0 10 10 61,170 - 1.5 0
QUINTERO_CA1_DIE Diesel 125.3 128.0 65.0 44 63 10 10 19,593 - 0 0
QUINTERO_CA2_DIE Diesel 126.3 129.0 65.0 44 64 10 10 19,593 - 0 0
SANISIDRO_2_DIE Diesel 342.7 390.2 218.2 0 0 13 13 57,852 - 1.5 0
NRENCA_DIE Diesel 304.5 369.9 234.2 0 0 10 10 20,095 - 1.5 40
CANDELARIA_B1_DIE Diesel 122.1 122.9 59.7 40 64 10 10 5,000 - 0.33 0
CANDELARIA_B2_DIE Diesel 125.3 123.2 59.7 40 64 10 10 5,000 - 0.33 0
LOSPINOS Diesel 85.2 102.6 29.6 0 0 25 25 1,000 - 1.25 0
SANTA_LIDIA_TG Diesel 134.7 138.3 59.7 0 0 10 10 10,698 - 1 2
LOS_GUINDOS Diesel 132 138.3 64.7 0 0 10 10 3,635 - 0.5 4
Parámetros entregados por CDEC SIC
Parámetros determinados en función de referencias internacionales
Parámetros determinados en función de centrales similares
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 96
3.4.5 Criterios para definir la reserva en giro
A continuación se describe el criterio utilizado para definir los requerimientos de reservas
sistémicos para el Control Primario de Frecuencia (CPF) y Control Secundario de
Frecuencia (CSF) con el cual se realizaron las simulaciones de largo plazo.
La reserva en giro corresponde a la suma de la reserva asignada para CPF y CSF.
El requerimiento de reserva para el CSF está compuesto por 3 términos:
Requerimiento por error de previsión de demanda en un horizonte de 1 hora.
Actualmente este requerimiento lo utiliza tanto en el CDEC SIC y CDEC-SING.
Requerimiento por error de previsión de la generación con ERNC variable (solar y
eólica) en un horizonte de 1 hora. Actualmente no existe una metodología para
incorporar este error en la programación diaria.
Requerimiento por variabilidad intra-horaria de la demanda neta en un intervalo
máximo de tiempo de 15 minutos.
Para el error de previsión de la demanda, se supuso que el error porcentual que se
observa actualmente se mantendrá constante para los años de evaluación de este estudio
(2021, 2025 y 2030). De acuerdo a los informes de determinación de reserva para el SIC
actualmente estos montos en corresponden a (se define para 2 bloques horarios):
109 MW de las 01:00 a las 18:00
203 MW de las 18:01 a las 00:59
Mientras que actualmente en el SING estos valores corresponden a:
97 MW de las 01:00 a las 18:00
112 MW de las 18:01 a las 00:59
Estos montos son incrementados de acuerdo a la tasa de crecimiento de la demanda.
Para los requerimientos de reserva por error de predicción del recurso ERNC variable, en
estricto rigor se debería considerar el error de predicción de los modelos que estarán
disponibles para el año 2021, 2025 y 2030. En efecto, actualmente los CDEC están
trabajando en un estudio que busca mejor la proyección de los recursos eólicos y solar. Se
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 97
espera que dichos modelos tengan un error de predicción menor al error de predicción
actual.
Un criterio general para definir el nivel de reserva es aquel que cubre k veces la desviación
estándar del error de predicción a 1 hora, lo que en términos generales se puede expresar
como:
𝜎𝑡 = 𝑘√𝜎𝐷2 + 𝜎𝐸,𝑡
2 + 𝜎𝑆,𝑡2
Donde σD2 corresponde a la desviación estándar del error de proyección de la demanda,
σE,t2 corresponde al error de proyección de la generación eólica y σS,t
2 corresponde al error
de proyección de la generación solar en el horizonte de evaluación t. El valor de k va
depender del nivel de seguridad con que se quiere operar el sistema y típicamente varía
entre 2 y 3.
Debido a que dentro de los alcances de este estudio no se encuentra el desarrollo de
modelos de predicción del recurso eólico y solar, se utilizó un monto para el error de
predicción que fuera conservador. Para el caso eólico, se asignó un monto de reserva por
error de predicción igual a un 30% de la generación de la hora anterior12. Mientras que
para la generación solar se asignó un nivel de reserva de 10% de la generación esperada.
Es decir, para aquellas horas donde no hay generación solar (noche) no se asignó un
monto de reserva. Debido a la incertidumbre de estos parámetros y a su influencia en los
resultados de las simulaciones para el año 2021 se espera realizar un análisis de
sensibilidad.
El requerimiento de reserva por variabilidad intrahoraria en un intervalo de tiempo menor
o igual a 15 minutos no fue considerado debido a que los resultados preliminares arrojan
que los montos asignados por error de predicción de la demanda y la generación ERNC
son mayores a las variaciones observadas a nivel intrahoraria. Por tanto, la reserva por
error de predicción (demanda y generación ERNC) se podría utilizar para responder ante
variaciones intrahorarias rápidas de la demanda neta.
Para el CPF los montos asignados fueron los mismos montos utilizados actualmente para
la programación diaria del SIC y SING. Lo cuales corresponden a 92 MW y 282 MW para el
SING y SIC, respectivamente.
12
Un modelo de persistencia aplicado a los datos de generación real arroja que con un intervalo de confianza del 97% el error de predicción es menor o igual un 37% de la generación de la hora anterior.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 98
Finalmente, los montos de reservas fueron asignados considerando 2 áreas de control. Los
porcentajes de generación ERNC se aplican a la generación ERNC total contenida en cada
zona de control. Las zonas de control para el balance de reservas a utilizar son las
siguientes (acordadas con la contraparte técnica):
Zona Norte: SING + SIC Norte hasta barra Maitencillo (incluido).
Zona Centro Sur: SIC desde barra Maitencillo (no incluido) hasta Chiloé.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 99
3.5 Resultados simulaciones: Escenario Base
3.5.1 Resultados para el año 2021
3.5.1.1 Energía generada por tecnología de generación
La siguiente figura muestra la energía generada por tipo de tecnología y para las 3
hidrologías evaluadas. Los resultados para la hidrología húmeda y media muestran un
comportamiento similar en términos de energía generada, siendo la generación a carbón
la que predomina como tecnología termoeléctrica y una casi nula participación de la
generación con GNL. En este sentido, la flexibilidad que pueda entregar la oferta de
generación estará determinada por la generación hidroeléctrica y las centrales
termoeléctricas a carbón. Para la hidrología seca se observa generación con GNL y un
aumento de la generación a carbón que compensa la disminución de la generación
hidroeléctrica.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 100
Figura 52: Energía generada por tecnología de generación, tres hidrologías, año 202113
.
Las siguientes figuras muestran la generación por tipo de tecnología y por mes. La máxima
generación con energía termoeléctrica se observa en el mes de abril para la hidrología
húmeda y media, y en el mes de julio para la hidrología seca. También es posible observar
la estacionalidad de la generación con tecnología solar.
13
Un porcentaje importante de la generación con petróleo se debe a congestiones de líneas en los sistemas de 66 kV.
0
10000
20000
30000
40000
50000[G
Wh
]
Humeda
Media
Seca
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 101
Figura 53: Participación en la energía generada mensual por tecnología de generación, hidrología húmeda.
Figura 54: Participación en la energía generada mensual por tecnología de generación, hidrología media.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100% Otro
Petróleo
GNL
Carbon
Minihidro
Pasada
Serie
Embalse
Minihidro ERNC
Geotermia
Biomasa
Solar
Eolica
ERNC
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100% Otro
Petróleo
GNL
Carbon
Minihidro
Pasada
Serie
Embalse
Minihidro ERNC
Geotermia
Biomasa
Solar
Eolica
ERNC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 102
Figura 55: Participación en la energía generada mensual por tecnología de generación, hidrología seca.
3.5.1.2 Transferencia de energía por líneas de transmisión
En la siguiente figura se muestran las transferencias de energía por las principales líneas
en 500 kV. Los resultados se presentan para las 3 hidrologías analizadas.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100% Otro
Petróleo
GNL
Carbon
Minihidro
Pasada
Serie
Embalse
Minihidro ERNC
Geotermia
Biomasa
Solar
Eolica
ERNC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Figura 56: Transferencias por líneas de transmisión en 500 kV.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 104
Figura 57: Transferencias por líneas de transmisión en 500 kV.
.
3.5.1.3 Costos marginales
En la siguiente figura se muestran las proyecciones de los costos marginales para algunas
de las principales barras del SIN.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 105
Figura 58: Proyección de costos marginales para barras de referencia del SIN.
3.5.1.4 Márgenes de reserva
En la siguiente tabla se muestran los márgenes de reserva sistémicos exigidos tanto para
las zonas de reserva (denominadas: SIC, SING), como para el sistema completo (SIN). Es
necesario destacar que las zonas de reservas no coinciden exactamente con cada uno de
los sistemas (SIC, SING). Mientras que la zona de reserva SING considera el SIN desde la
barra Maitencillo al norte (incluyendo Maitencillo), la zona de reserva SIC considera desde
la barra Maitencillo al sur (excluyendo Maitencillo)14.
La reserva considerada para el control primario de frecuencia (CPF) permanece constante
durante todo el período bajo análisis. De igual manera, la reserva considerada para el
control secundario de frecuencia asociada a corregir las variaciones de la demanda
(CSF_dem) se subdivide en dos bloques y permanece constante en cada bloque durante
todo el período bajo análisis (bloque 1: 01:00 - 17:59 hrs; bloque 2: 18:00 - 00:59 hrs). Por
14
Esta definición fue acordada con la contraparte técnica.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 106
otra parte, los márgenes de reserva secundaria destinados a corregir los errores en la
predicción de la producción de fuentes variables de energía varían hora a hora y, por
tanto, se caracterizan los márgenes de reserva en 4 bloques (Bloque 1: 01:00 – 06:59 hrs;
Bloque 2: 07:00 – 17:59 hrs; Bloque 3: 18:00 – 20:59 hrs; Bloque 4: 21:00 – 00:59) con el
fin de captar de manera adecuada las variaciones asociadas a la energía solar FV. En la
Tabla 14 se expone el promedio, la desviación estándar, el valor máximo y el valor mínimo
para dichas componentes estimadas. El nivel de reserva en giro promedio para el SIN es
de 775 MW, 921 MW, 998 MW y 933 para el bloque 1, bloque 2, bloque 3 y bloque 4
respectivamente.
Tabla 14: Detalle márgenes de reserva requerido para el SIC, SING y SIN para el año 2021
SIC SING SIN
Tipo de reserva Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
CPF 282 282 282 282 92 92 92 92 374 374 374 374
CSF dem. 131 131 243 243 130 130 150 150 261 261 393 393
CSF_eólica_prom 86 85 126 111 42 41 49 44 129 126 175 155
CSF_eólica_std 43 49 54 48 24 21 21 23 67 69 75 72
CSF_eólica_max 241 241 279 272 113 132 116 112 354 373 395 384
CSF_eólica_min 2 3 11 5 0 2 1 0 3 5 12 5
CSF_solar_prom 0 35 10 0 11 125 47 11 11 160 56 11
CSF_solar_std 0 19 12 0 0 51 43 0 0 70 55 0
CSF_solar_max 0 70 45 0 11 189 153 11 11 258 198 12
CSF_solar_min 0 0 0 0 11 11 11 11 11 11 11 11
CSF_ERNC_prom 86 120 136 111 53 165 95 55 140 286 231 166
CSF_ERNC_std 43 54 57 48 24 51 51 23 67 105 107 72
CSF_ERNC_max 241 283 287 272 124 270 242 123 365 553 529 395
CSF_ERNC_min 2 9 13 5 11 15 12 11 14 24 25 16
Total mínima 415 422 538 530 233 237 254 253 649 659 792 783
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Total promedio 499 533 661 636 275 387 337 297 775 921 998 933
Total máxima 654 696 812 797 346 492 484 365 1000 1188 1296 1162
3.5.1.5 Vertimientos ERNC
En la siguiente tabla de muestran los vertimientos de energía solar y eólica expresados
como relación porcentual en relación al total generado por éstas tecnologías. Dado que
este valor varía hora a hora, se expresa el promedio, desviación estándar, máximo y
mínimo.
Tabla 15: Detalle vertimientos ERNC.
Vertimientos ERNC [%] Húmeda Media Seca
Recortes_eólicos_prom 0.5 0.5 2.4
Recortes_eólicos_std 0.8 0.7 2.7
Recortes_eólicos_max 3.6 3.3 11.2
Recortes_eólicos_min 0.0 0.0 0.0
Recortes_solares_prom 0.1 0.1 2.1
Recortes_solares_std 0.6 0.7 1.7
Recortes_solares_max 4.3 5.1 9.7
Recortes_solares_min 0.0 0.0 0.0
3.5.1.6 Análisis de los ciclajes de las centrales termoeléctricas
3.5.1.6.1 Horas de operación
En la siguiente figura se muestra el número de horas de operación para las centrales
termoeléctricas, para las 3 hidrologías simuladas, expresado como relación porcentual con
respecto al total de horas posibles de operación. Es posible observar que todas las
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 108
tecnologías térmicas expuestas aumentan sus horas de operación a medida en que
disminuye la componente hidráulica presente en la matriz. Por una parte, las unidades a
carbón presentan un pequeño aumento (debido a que éstas funcionan durante gran parte
del escenario húmedo dada su posición en la lista de despacho por orden de mérito). Por
otra parte, las unidades de GNL y petróleo presentan aumentos considerables en sus
horas de operación en el escenario de hidrología seca.
Figura 59: N° de horas de operación expresado como relación porcentual15
.
3.5.1.6.2 Número de partidas anuales
En la siguiente figura se muestra el número de partidas obtenido por para las centrales
termoeléctricas y para cada una de las 3 hidrologías simuladas. En cuanto a las unidades
de carbón es posible observar que éstas realizan un menor número de partidas a medida
en que disminuye la componente hidráulica en el sistema, pasando desde 67 partidas
anuales para la simulación de hidrología húmeda a 0 partidas anuales para la simulación
de hidrología seca. Por otra parte, en cuanto a las unidades de GNL, es posible observar
15
Un porcentaje importante de la generación con petróleo se debe a congestiones de líneas en los sistemas de 66 kV.
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
Carbon GNL Petróleo
Ho
ras
de
op
erac
ión
[%
]
Humeda
Media
Seca
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 109
que éstas realizan un mayor número de partidas en el escenario de hidrología seca, por
sobre los escenarios de hidrología húmeda y media Los resultados de las simulaciones
muestran que para una hidrología media el 70% de las partidas de las centrales a carbón
se concentran en las unidades U12, U13, U14 y Angamos I del SING. En el SIC la única
unidad que presenta un número de partidas significativas es Bocamina.
Figura 60: N° de partidas unidades de carbón y GNL.
Las siguientes figuras muestran el detalle del número de partidas para las unidades de
carbón y ciclos combinados.
0
20
40
60
80
100
120
Carbón GNL
N°
Par
tid
as
Humeda
Media
Seca
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 110
Figura 61: Detalle N° Partidas unidades de carbón.
0 5 10 15 20
ANG_I_SINGU13_SING
BOCAMINAU12_SINGU14_SINGCTA_SING
ANG_II_SINGU15_SING
NUEVA_VENTANASBOCAMINA_2
CTH_SINGVENTANAS_1
CTM1_SINGGUACOLDA_1GUACOLDA_2GUACOLDA_3GUACOLDA_4GUACOLDA_5
CAMPICHEVENTANAS_2
SANTA_MARIACTM2_SINGNTO1_SINGNTO2_SING
CTTAR_SINGCOCHRANE_1_SINGCOCHRANE_2_SING
INFRA_ENERGETICA_1_SING
Número de partidas anuales
Seca
Media
Humeda
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Figura 62: Detalle N° Partidas unidades de ciclo combinado.
La siguiente tabla muestra el detalle de las partidas de las centrales a GNL. La mayor
cantidad de encendidos se observan en el nuevo Ciclo Combinado de la V región, en la
central Kelar, Nueva Renca y la unidad U16. Como se ha adelantado anteriormente, la
generación con GNL es poco significativa en los escenarios húmedos y medios. En efecto,
los factores de planta son menores a 2% a excepción de las centrales Nueva Renca y U16
para hidrología media. Si bien en el escenario seco se observa un aumento en la
generación con GNL, los factores de planta siguen siendo bajos.
0 10 20 30 40 50
U16_GNL_SING
CICLO_COMB_VR_1
KELAR_SING
NEHUENCO_1_GNL
NRENCA_GNL
CORDILLERA
CC2_GNL_SING
CAMPESINO
NEHUENCO_2_GNL
SANISIDRO_GNL
QUINTERO_CA1_GNL
QUINTERO_CA2_GNL
QUINTERO_CC_GNL
SANISIDRO_2_GNL
CICLO_COMB_VR_2
CICLO_COMB_IIIR
CTM3_GNL_SIC
CC1_GNL_SING
CTM3_GNL_SING
Número de partidas anuales
Seca
Media
Humeda
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 112
Tabla 16: Número de Partidas y factor de planta, unidades termoeléctricas de gas natural.
Número Partidas Factor de planta
Central Pmax Pmin Húmeda Media Seca Húmeda Media Seca
NEHUENCO_1_GNL 365.9 252.1 0 0 22 0.00 0.02 48.09
NEHUENCO_2_GNL 390.2 245.0 0 0 0 0.00 0.00 0.00
SANISIDRO_GNL 370.9 259.4 0 0 0 0.00 0.00 0.00
QUINTERO_CA1_GNL 128.0 65.0 0 0 0 0.00 0.00 0.00
QUINTERO_CA2_GNL 129.0 65.0 0 0 0 0.00 0.00 0.00
QUINTERO_CC_FA_GNL 35.0 0.0 0 0 0 0.00 0.00 0.00
QUINTERO_CC_GNL 350.0 140.0 0 0 0 0.00 0.00 0.00
SANISIDRO_2_GNL 390.2 218.2 0 0 0 0.00 0.00 2.13
NRENCA_GNL 369.9 234.2 3 7 11 1.05 2.90 80.86
CORDILLERA 50.0 0.0 1 4 1 0.01 0.07 0.02
CAMPESINO 600.0 240.0 0 0 1 0.02 0.02 10.62
CICLO_COMB_VR_1 360.0 144.0 26 22 1 1.50 0.92 69.55
CICLO_COMB_VR_2 360.0 144.0 0 0 0 0.00 0.00 0.00
CICLO_COMB_IIIR 360.0 144.0 0 0 0 0.00 0.00 0.00
U16_GNL_SING 343.0 117.0 27 33 40 0.74 2.44 14.81
CC2_GNL_SING 325.5 213.5 0 0 4 0.00 0.01 0.65
CTM3_GNL_SIC 218.5 152.5 0 0 0 0.03 0.02 1.31
CC1_GNL_SING 325.5 213.5 0 0 0 0.00 0.00 0.00
CTM3_GNL_SING 218.50 152.5 0 0 0 0.00 0.00 0.00
KELAR_SING 501.5 200.6 5 8 16 0.15 0.19 21.37
3.5.1.6.3 Horas de operación a mínimo técnico
En la siguiente figura se muestra el número de horas de operación a mínimo técnico para
las centrales termoeléctricas, para las 3 hidrologías simuladas, expresado como relación
porcentual con respecto a las horas de operación. En cuanto a las unidades de carbón es
posible observar que el porcentaje de horas de operación a mínimo técnico disminuye a
medida que disminuye la componente hidráulica en el sistema, pasando desde un 40 % en
el escenario húmedo a un 6% en el escenario seco. En cuanto a las unidades de GNL, se
observa que éstas operan cerca de la mitad de sus horas de operación a mínimo técnico
en los escenarios de hidrología húmeda y media, mientras que para las simulaciones de
hidrología seca éstas disminuyen al 26%. Finalmente, para las unidades a petróleo es
posible observar que éstas aumentan su porcentaje de operación a mínimo técnico a
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 113
medida en que disminuye la componente hidráulica presente en el sistema hasta alcanzar
casi el 15% en la simulación de hidrología seca.
Figura 63: N° de horas de operación a mínimo técnico expresado como relación porcentual.
3.5.1.7 Análisis de demanda neta
Las siguientes figuras muestran la distribución anual de la variación de la demanda neta
para el año 2025 para variaciones de 1 y 3 horas. Como se ha explicado anteriormente, la
demanda neta corresponde la demanda menos la generación esperada de energía solar y
eólica. Los resultados muestran que para un intervalo de 1 hora el 97% de las variaciones
es menor o igual a 1015.7 MW o equivalentemente a 16.9 MW/min. Mientras que para un
intervalo de tiempo de 3 horas, el 97% las variaciones de demanda neta son menores o
iguales a 2219.3 MW o equivalentemente a 12.3 MW/min. De igual modo, el 100% de las
variaciones, para intervalos de 1 hora, son menores o iguales a 1733.1 MW o
equivalentemente a 28.9 MW/min. Por otra parte, el 100% de las variaciones, para
intervalos de 3 horas, son menores o iguales a 3645.7 MW o equivalentemente a 20.3
MW/min.
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
Carbon GNL Petróleo
Ho
ras
MT
[%]
Humeda
Media
Seca
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 114
Figura 64: Distribución de la variación de la demanda neta para un intervalo de 1 hora.
Figura 65: Distribución de la variación de la demanda neta para un intervalo de 3 horas.
A continuación se analiza con mayor nivel los seguimientos de carga para los periodos en
que ocurren las máximas variaciones de demanda neta.
3.5.1.7.1 Intervalos de 1 hora
Para un intervalo de tiempo de 1 hora la máxima variación es de 1728 [MW] y esta ocurre
a las 19:00 hrs del 2 de mayo (día domingo). La siguiente figura muestra la demanda total
del SIN, la generación eólica, la generación solar y la demanda neta.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 115
Figura 66: Curva de demanda neta, período 30/04/2021 - 06/05/2021.
Con el fin de realizar un análisis exhaustivo asociado a este gradiente máximo de demanda
neta se examina la generación de energía por tecnología para el período comprendido
entre el 30/04/2021 - 06/05/2021, para las 3 hidrologías simuladas.
3.5.1.7.1.1 Hidrología húmeda
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología para la hidrología
húmeda.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 8
15
22
29
36
43
50
57
64
71
78
85
92
99
10
6
11
3
12
0
12
7
13
4
14
1
14
8
15
5
16
2
[MW
h]
Hora
SIN
Eolica
Solar
Dx Neta
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 116
Figura 67: Energía generada por tecnología, período 30/04/2021 - 06/05/2021. Hidrología húmeda.
El detalle de lo ocurrido durante los períodos críticos correspondientes a las 18:00 y 19:00
hrs del 02/05/2021 (horas 68 y 69 del período analizado) se expone en las siguientes
tablas. Se observa que las centrales de embalse aumentan su generación en 1335.4 MW,
las centrales serie en 222.8, las centrales termoeléctricas a carbón en 165.9 y las centrales
a petróleo en 33.6 en un intervalo de 1 hora para hacer frente la fluctuación en la
demanda neta.
Tabla 17: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas de embalses, período 02/05/2021 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología húmeda.
Central Embalse Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANGOSTURA 0.0 191.3 191.3
ANTUCO 53.1 192.0 138.9
CIPRESES 0.0 45.3 45.3
ELTORO 0.0 360.9 360.9
MACHICURA 4.7 48.5 43.8
PANGUE 0.0 251.2 251.2
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 91
72
53
34
14
95
76
57
38
18
99
71
05
11
31
21
12
91
37
14
51
53
16
1
[MW
h]
GNL
PetroleoN6
PetroleoIFO-180
PetroleoDiesel
Petcoke
FuelOil
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Desechos Forestales
Biomasa-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro
Biomasa
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 117
PEHUENCHE 0.0 304.1 304.1
Total - - 1335.4
Tabla 18: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas serie, período 02/05/2021 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología húmeda
Central Serie Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
CURILLINQUE 39.4 55.9 16.5
ISLA 31.6 44.8 13.2
LOMAALTA 17.6 24.9 7.4
QUILLECO 20.5 68.2 47.8
RUCUE 47.6 158.7 111.1
SANIGNACIO 0.2 27.1 26.9
Total - - 222.8
Tabla 19: Comportamiento de las centrales termoeléctricas a carbón, período 02/05/2021 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología húmeda
Central de Carbón Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANG_I_SING 197.0 210.2 13.2
COCHRANE_2_SING 75.9 180.0 104.1
CTA_SING 128.8 143.8 15.0
INFRA_ENERGETICA_1_SING 238.8 272.4 33.6
Total - - 165.9
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 118
3.5.1.7.1.2 Hidrología media
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología para la hidrología media.
Figura 68: Energía generada por tecnología, período 30/04/2021 - 06/05/2021. Hidrología media.
El detalle de lo ocurrido en la hora de máxima variación se muestra en las siguientes
tablas. Los resultados de las simulaciones muestran que las centrales de embalse
aumentan su generación en 1289.5 MW, las centrales en serie en 190.5 MW y las
centrales a carbón en 229.9 MW.
Tabla 20: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas de embalse, período 02/05/2021 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología media.
Central Embalse
Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANGOSTURA 216.9 321.1 104.2
ANTUCO 113.1 210.3 97.2
CANUTILLAR 102.2 107.0 4.8
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 91
72
53
34
14
95
76
57
38
18
99
71
05
11
31
21
12
91
37
14
51
53
16
1
[MW
h]
GNL
PetroleoN6
PetroleoIFO-180
PetroleoDiesel
Petcoke
FuelOil
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Desechos Forestales
Biomasa-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro
Biomasa
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fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 119
CIPRESES 24.8 45.3 20.5
COLBUN 336.8 472.8 136.0
ELTORO 0.0 66.7 66.7
MACHICURA 7.0 66.7 59.8
PANGUE 269.0 413.2 144.2
PEHUENCHE 120.0 548.6 428.6
RAPEL 0.0 227.8 227.8
RUCATAYO 23.4 32.2 8.7
Total - - 1298.5
Tabla 21: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas serie, período 02/05/2021 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología media.
Central Serie Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
CURILLINQUE 68.7 76.2 7.5
ISLA 55.1 61.1 6.0
LOMAALTA 30.6 33.9 3.3
LOS_CONDORES 79.9 105.8 25.8
QUILLECO 36.6 70.0 33.4
RUCUE 85.1 162.9 77.8
SANIGNACIO 0.4 37.0 36.6
Total - - 190.5
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 120
Tabla 22: Comportamiento de las centrales termoeléctricas a carbón, período 02/05/2021 18:00 – 19:00 hrs.
Hidrología media.
Central de carbón Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANG_I_SING 121.7 210.2 88.5
BOCAMINA 70.2 106.9 36.8
COCHRANE_1_SING 75.9 180.0 104.1
COCHRANE_2_SING 75.9 180.0 104.1
CTA_SING 142.5 143.8 1.3
GUACOLDA_4 139.1 133.9 -5.2
INFRA_ENERGETICA_1_SING 170.0 264.6 94.6
NTO1_SING 121.4 126.4 5.0
NTO2_SING 122.5 122.7 0.2
U15_SING 67.7 97.7 30.0
Total - - 229.9
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 121
3.5.1.7.1.3 Hidrología seca
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología para la hidrología seca.
Figura 69: Energía generada por tecnología, período 30/04/2021 - 06/05/2021. Hidrología seca.
El detalle de lo ocurrido en la hora de máxima variación se muestra en las siguientes
tablas. Los resultados de las simulaciones muestran que las centrales de embalse
aumentan su generación en 770.6 MW, las centrales en serie en 260.7 MW, las centrales a
carbón en 22 MW, las centrales a GNL en 687.7 y las centrales de petróleo 79.5 MW.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 91
72
53
34
14
95
76
57
38
18
99
71
05
11
31
21
12
91
37
14
51
53
16
1
[MW
h]
GNL
PetroleoN6
PetroleoIFO-180
PetroleoDiesel
Petcoke
FuelOil
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Desechos Forestales
Biomasa-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro
Biomasa
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fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 122
Tabla 23: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas de embalse, período 02/05/2021 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología seca.
Central Embalse Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANTUCO 22.7 65.5 42.8
CIPRESES 0.0 5.6 5.6
PANGUE 0.0 139.8 139.8
PEHUENCHE 0.0 176.4 176.4
RALCO 0.0 260.6 260.6
RAPEL 0.0 135.6 135.6
RUCATAYO 45.3 55.0 9.7
Total - - 770.6
Tabla 24: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas serie, período 02/05/2021 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología seca.
Central serie Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
CURILLINQUE 24.2 50.3 26.1
EL_DIUTO 0.2 3.2 3.0
ISLA 19.4 40.3 20.9
LOMAALTA 10.8 22.4 11.6
LOS_CONDORES 0.0 150.0 150.0
QUILLECO 2.3 17.0 14.7
RUCUE 5.3 39.6 34.3
Total - - 260.7
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 123
Tabla 25: Comportamiento de las centrales termoeléctricas de carbón, período 02/05/2021 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología seca.
Central de carbón Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00
[MW]
Gradiente [MW]
ANG_I_SING 235.8 239.7 3.9
COCHRANE_1_SING 219.9 226.9 7.0
COCHRANE_2_SING 219.9 226.9 7.0
U15_SING 97.7 101.8 4.1
Total - - 22.0
Tabla 26: Comportamiento de las centrales termoeléctricas de gas natural, período 02/05/2021 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología seca.
Central de GNL Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
CC2_GNL_SING 0.0 217.1 217.1
KELAR_SING 200.6 466.4 265.8
SANISIDRO_GNL 262.6 370.9 108.3
TG3_GNL_SING 0.0 36.1 36.1
U16_GNL_SING 117.0 156.5 39.5
Total - - 687.7
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 124
3.5.1.7.2 Intervalo de 3 horas
Un análisis similar al anterior se realiza para un intervalo de tiempo de 3 horas. La
variación máxima observa es de 3647 [MW] a las 20:00 hrs del 26 de septiembre (día
domingo). La siguiente figura muestra la demanda total del SIN, la generación eólica, la
generación solar y la demanda neta.
Figura 70: Curva de demanda neta, período 24/09/2021 – 30/09/2021.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 8
15
22
29
36
43
50
57
64
71
78
85
92
99
10
6
11
3
12
0
12
7
13
4
14
1
14
8
15
5
16
2
[MW
h]
Hora
SIN
Eolica
Solar
Dx Neta
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 125
Con el fin de realizar un análisis exhaustivo asociado a este gradiente máximo de demanda
neta se examina la generación de energía por tecnología para el período comprendido
entre el 24/09/2021 – 30/09/2021, para las 3 hidrologías simuladas.
3.5.1.7.2.1 Hidrología húmeda
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología para la hidrología
húmeda.
Figura 71: Energía generada por tecnología, período 24/09/2021 – 30/09/2021. Hidrología húmeda.
El detalle de lo ocurrido en la hora de máxima variación se muestra en las siguientes
tablas. Los resultados de las simulaciones muestran que las centrales de embalse
aumentan su generación en 1436 MW, las centrales en serie en 164 MW y las centrales a
carbón en 1792 MW.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 91
72
53
34
14
95
76
57
38
18
99
71
05
11
31
21
12
91
37
14
51
53
16
1
[MW
h]
GNL
PetroleoN6
PetroleoIFO-180
PetroleoDiesel
Petcoke
FuelOil
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Desechos Forestales
Biomasa-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro
Biomasa
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 126
Tabla 27: Comportamiento de centrales hidroeléctricas de embalse, período 26/09/2021 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología húmeda.
Central Embalse Generación hora 17:00[MW]
Generación hora 20:00[MW]
Gradiente [MW]
ANGOSTURA 121.3 321.1 199.8
ANTUCO 97.5 203.7 106.2
CANUTILLAR 117.9 148.6 30.7
CIPRESES 0.0 50.0 50.0
MACHICURA 7.0 66.7 59.8
PANGUE 142.0 467.0 325.0
PEHUENCHE 0.0 569.9 569.9
RAPEL 0.0 331.3 331.3
Total - - 1672.6
Tabla 28: Comportamiento de centrales hidroeléctricas serie, período 26/09/2021 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología húmeda.
Central Serie Generación hora 17:00[MW]
Generación hora 20:00[MW]
Gradiente [MW]
CURILLINQUE 67.8 86.0 18.2
ISLA 54.4 69.0 14.6
LOMAALTA 30.2 38.3 8.1
QUILLECO 33.5 70.0 36.5
RUCUE 77.9 162.9 85.0
SANIGNACIO 0.4 37.0 36.6
Total - - 199.1
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Tabla 29: Comportamiento de centrales termoeléctricas de carbón, período 26/09/2021 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología húmeda.
Central de Carbón Generación hora 17:00[MW]
Generación hora 20:00[MW]
Gradiente [MW]
ANG_I_SING 121.7 159.8 38.2
ANG_II_SING 121.7 212.7 91.0
CAMPICHE 98.7 244.0 145.3
COCHRANE_1_SING 75.9 180.0 104.1
COCHRANE_2_SING 75.9 180.0 104.1
CTA_SING 83.8 143.8 60.0
CTH_SING 83.8 136.8 53.0
CTM1_SING 79.0 133.0 54.0
CTTAR_SING 119.4 130.5 11.1
GUACOLDA_2 56.4 141.0 84.6
GUACOLDA_3 67.7 137.1 69.4
GUACOLDA_4 68.6 138.9 70.3
GUACOLDA_5 51.9 133.2 81.3
INFRA_ENERGETICA_1_SING 170.0 277.6 107.6
NTO1_SING 56.1 121.4 65.3
NTO2_SING 55.8 122.7 66.9
NUEVA_VENTANAS 97.8 241.8 144.0
SANTA_MARIA 221.8 321.0 99.2
U15_SING 66.7 97.7 31.0
VENTANAS_1 56.2 112.4 56.2
VENTANAS_2 111.8 205.0 93.2
Total - - 490.5
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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3.5.1.7.2.2 Hidrología media
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología para la hidrología media.
Figura 72: Energía generada por tecnología, período 24/09/2021 – 30/09/2021. Hidrología media.
El detalle de lo ocurrido en la hora de máxima variación se muestra en las siguientes
tablas. Los resultados de las simulaciones muestran que las centrales de embalse
aumentan su generación en 1823.1 MW, las centrales en serie en 98.1 MW, las centrales
a carbón en 1770.7 MW y las centrales de petróleo en 53.9 MW.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 91
72
53
34
14
95
76
57
38
18
99
71
05
11
31
21
12
91
37
14
51
53
16
1
[MW
h]
GNL
PetroleoN6
PetroleoIFO-180
PetroleoDiesel
Petcoke
FuelOil
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Desechos Forestales
Biomasa-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro
Biomasa
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Tabla 30: Comportamiento de centrales hidroeléctricas de embalse, período 26/09/2021 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología media.
Central Embalse Generación hora 17:00 [MW]
Generación hora 20:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANGOSTURA 0.0 321.1 321.1
ANTUCO 210.3 214.7 4.4
CANUTILLAR 73.1 124.9 51.8
CIPRESES 0.0 70.7 70.7
ELTORO 102.3 335.7 233.4
MACHICURA 7.0 66.7 59.8
PANGUE 0.0 399.6 399.6
PEHUENCHE 0.0 550.2 550.2
PILMAIQUEN 0.0 39.0 39.0
RAPEL 0.0 74.6 74.6
RUCATAYO 36.5 55.0 18.5
Total - - 1823.1
Tabla 31: Comportamiento de centrales hidroeléctricas de serie, período 26/09/2021 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología media.
Central Serie Generación hora 17:00[MW]
Generación hora 20:00[MW]
Gradiente [MW]
CURILLINQUE 46.9 72.6 25.8
ISLA 37.6 58.3 20.7
LOMAALTA 20.9 32.4 11.5
RUCUE 162.9 166.4 3.5
SANIGNACIO 0.4 37.0 36.6
Total - - 98.1
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fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 130
Tabla 32: Comportamiento de unidades de carbón, período 26/09/2021 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología media.
Central de Carbón Generación 17:00 [MW]
Generación 20:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANG_I_SING 121.7 203.8 82.1
ANG_II_SING 121.7 212.7 91.0
BOCAMINA_2 211.9 319.1 107.2
CAMPICHE 98.7 244.0 145.3
COCHRANE_1_SING 75.9 180.0 104.1
COCHRANE_2_SING 75.9 180.0 104.1
CTA_SING 83.8 143.8 60.0
CTH_SING 83.8 136.8 53.0
CTM1_SING 79.0 133.0 54.0
CTTAR_SING 124.6 130.5 5.9
GUACOLDA_2 56.4 141.0 84.6
GUACOLDA_3 67.7 137.1 69.4
GUACOLDA_4 68.6 138.9 70.3
GUACOLDA_5 51.9 133.2 81.3
INFRA_ENERGETICA_1_SING 170.0 277.6 107.6
NTO1_SING 56.1 121.4 65.3
NTO2_SING 55.8 122.7 66.9
NUEVA_VENTANAS 97.8 241.8 144.0
SANTA_MARIA 226.7 321.0 94.3
U15_SING 66.7 97.7 31.0
VENTANAS_1 56.2 112.4 56.2
VENTANAS_2 111.8 205.0 93.2
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Total - - 1770.7
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3.5.1.7.2.3 Hidrología seca
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología para la hidrología seca.
Figura 73: Energía generada por tecnología, período 24/09/2021 – 30/09/2021. Hidrología seca.
El detalle de lo ocurrido en la hora de máxima variación se muestra en las siguientes
tablas. Los resultados de las simulaciones muestran que las centrales de embalse
aumentan su generación en 1347.9 MW, las centrales en serie en 279.7 MW, las centrales
a carbón en 628.7 MW, las centrales a GNL en 1107.4 MW y las centrales a petróleo 296
MW.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 91
72
53
34
14
95
76
57
38
18
99
71
05
11
31
21
12
91
37
14
51
53
16
1
[MW
h]
GNL
PetroleoN6
PetroleoIFO-180
PetroleoDiesel
Petcoke
FuelOil
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Desechos Forestales
Biomasa-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro
Biomasa
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Tabla 33: Comportamiento de centrales hidroeléctricas de embalse, período 26/09/2021 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología seca.
Central Embalse Generación 17:00 [MW]
Generación 20:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANGOSTURA 0.0 216.6 216.6
ANTUCO 22.7 65.6 42.9
CANUTILLAR 164.9 171.6 6.7
CIPRESES 0.0 28.7 28.7
ELTORO 0.0 34.4 34.4
PANGUE 0.0 161.0 161.0
PEHUENCHE 0.0 350.9 350.9
PILMAIQUEN 0.0 18.3 18.3
RALCO 0.0 260.6 260.6
RAPEL 0.0 221.5 221.5
RUCATAYO 48.9 55.0 6.1
Total - - 1347.9
Tabla 34: Comportamiento de centrales hidroeléctricas serie, período 26/09/2021 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología seca.
Central Serie Generación 17:00 [MW]
Generación 20:00 [MW]
Gradiente [MW]
CURILLINQUE 24.2 58.7 34.5
EL_DIUTO 0.2 3.2 3.0
ISLA 19.4 47.1 27.7
LOMAALTA 10.8 26.2 15.4
LOS_CONDORES 0.0 150.0 150.0
QUILLECO 2.3 17.0 14.7
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fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 134
RUCUE 5.3 39.6 34.3
Total - - 279.7
Tabla 35: Comportamiento de centrales termoeléctricas de carbón, período 26/09/2021 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología seca.
Central de Carbón Generación 17:00 [MW]
Generación 20:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANG_I_SING 142.7 235.8 93.1
ANG_II_SING 147.7 243.7 96.0
COCHRANE_1_SING 75.9 219.9 144.0
COCHRANE_2_SING 75.9 219.9 144.0
CTA_SING 147.6 148.8 1.2
INFRA_ENERGETICA_1_SING 314.6 340.0 25.4
U12_SING 44.3 71.3 27.0
U13_SING 44.3 74.3 30.0
U14_SING 66.3 103.3 37.0
U15_SING 66.7 97.7 31.0
Total - - 628.7
Tabla 36: Comportamiento de centrales termoeléctricas de gas natural, período 26/09/2021 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología seca.
Central de GNL Generación 17:00 [MW]
Generación 20:00 [MW]
Gradiente [MW]
CICLO_COMB_VR_1 144.0 360.0 216.0
KELAR_SING 0.0 436.9 436.9
NEHUENCO_1_GNL 0.0 365.9 365.9
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 135
NRENCA_GNL_FA 0.0 13.0 13.0
TG3_GNL_SING 0.0 36.1 36.1
U16_GNL_SING 117.0 156.5 39.5
Total - - 1107.4
Por tanto, la flexibilidad en la operación para seguir la carga dependerá las centrales hidráulicas y de carbón para hidrologías húmedas y medidas, y las centrales hidráulicas y GNL para la hidrología seca.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 136
3.5.2 Resultados para el año 2025
3.5.2.1 Energía generada por tecnología de generación
La siguiente figura muestra la energía generada por tipo de tecnología y para las 3
hidrologías evaluadas.
Los resultados para la hidrología húmeda y media muestran un comportamiento similar en
términos de energía generada, siendo la generación a carbón la que predomina como
tecnología termoeléctrica y una casi nula participación de la generación con GNL. En este
sentido, la flexibilidad que pueda entregar la oferta de generación estará determinada por
la generación hidroeléctrica y las centrales termoeléctricas a carbón. Para la hidrología
seca se observa generación con GNL y un aumento de la generación a carbón que
compensa la disminución de la generación hidroeléctrica.
Figura 74: Energía generada por tecnología de generación, tres hidrologías, año 2025.
Las siguientes figuras muestran la generación por tipo de tecnología y por mes. La máxima
generación con energía termoeléctrica se observa en los meses de abril y mayo para la
hidrología húmeda y media respectivamente, y en el mes de julio para la hidrología seca.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 137
Por otra parte, también es posible observar la estacionalidad de la generación con
tecnología solar.
Figura 75: Participación en la energía generada mensual por tecnología de generación, hidrología húmeda.
Figura 76: Participación en la energía generada mensual por tecnología de generación, hidrología media.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100% Otro
Petróleo
GNL
Carbon
Minihidro
Pasada
Serie
Embalse
Minihidro ERNC
Geotermia
Biomasa
Solar
Eolica
ERNC
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100% Otro
Petróleo
GNL
Carbon
Minihidro
Pasada
Serie
Embalse
Minihidro ERNC
Geotermia
Biomasa
Solar
Eolica
ERNC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 138
Figura 77: Participación en la energía generada mensual por tecnología de generación, hidrología seca.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100% Otro
Petróleo
GNL
Carbon
Minihidro
Pasada
Serie
Embalse
Minihidro ERNC
Geotermia
Biomasa
Solar
Eolica
ERNC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 139
3.5.2.2 Transferencia de energía por interconexión
En la siguiente figura se muestran las transferencias de energía por las principales líneas
en 500 kV. Los resultados se presentan para las 3 hidrologías analizadas.
Figura 78: Transferencias por líneas de transmisión en 500 kV.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 140
Figura 79: Transferencias por líneas de transmisión en 500 kV.
Se observan cambios en el sentido de los flujos de potencia por el sistema de transmisión de 500 kV debido a la variabilidad intradiaria de la generación solar. La siguiente figura muestra los resultados del despacho en 2 horas consecutivas (7-8 y 8-9 de la mañana) por el circuito en 500 kV en la zona norte del actual SIC.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 141
Figura 80: Cambio en el sentido de los flujos por el enlace en 500 kV de la zona norte del SIC. Fuente: Elaboración propia utilizando la herramienta de visualización de resultados de predespacho del software DeepEdit
16.
3.5.2.3 Costos marginales
En la siguiente figura se muestran las proyecciones de los costos marginales para algunas
de las principales barras del SIN.
16
http://centroenergia.cl/proyectos/proyectos-destacados/deepedit/
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 142
Figura 81: Proyección de costos marginales para barras de referencia del SIN.
3.5.2.4 Márgenes de reserva
En la siguiente tabla se muestran los márgenes de reserva sistémicos exigidos tanto para
las zonas de reserva (denominadas: SIC, SING), como para el sistema completo (SIN). Es
necesario destacar que las zonas de reservas no coinciden exactamente con cada uno de
los sistemas (SIC, SING). Mientras que la zona de reserva SING considera el SIN desde la
barra Maitencillo al norte (incluyendo Maitencillo), la zona de reserva SIC considera desde
la barra Maitencillo al sur (excluyendo Maitencillo).
La reserva considerada para el control primario de frecuencia (CPF) permanece constante
durante todo el período bajo análisis. De igual manera, la reserva considerada para el
control secundario de frecuencia asociada a corregir las variaciones de la demanda
(CSF_dem) se subdivide en dos bloques y permanece constante en cada bloque durante
todo el período bajo análisis bloque 1: 01:00 - 17:59 hrs; bloque 2: 18:00 - 00:59 hrs). Por
otra parte, los márgenes de reserva secundaria destinados a corregir los errores en la
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 143
predicción de la producción de fuentes variables de energía varían hora a hora y, por
tanto, se caracterizan los márgenes de reserva en 4 bloques (Bloque 1: 01:00 – 06:59 hrs;
Bloque 2: 07:00 – 17:59 hrs; Bloque 3: 18:00 – 20:59 hrs; Bloque 4: 21:00 – 00:59) con el
fin de captar de manera adecuada las variaciones asociadas a la energía solar FV. En la
Tabla 37 se expone el promedio, la desviación estándar, el valor máximo y el valor mínimo
para dichas componentes estimadas. El nivel de reserva en giro promedio para el SIN es
de 807 MW, 1014 MW, 1081 MW y 983 para el bloque 1, bloque 2, bloque 3 y bloque 4
respectivamente.
Tabla 37: Detalle márgenes de reserva requerido para el SIC, SING y SIN para el año 2025
SIC SING SIN
Tipo de reserva Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
CPF 282 282 282 282 92 92 92 92 374 374 374 374
CSF dem. 148 148 275 275 142 142 164 164 290 290 439 439
CSF_eólica_prom 86 77 125 111 46 51 67 48 132 128 192 159
CSF_eólica_std 43 42 55 48 25 25 26 25 68 67 81 74
CSF_eólica_max 241 234 279 272 134 161 146 139 375 395 425 411
CSF_eólica_min 2 2 11 5 0 0 1 0 3 3 12 5
CSF_solar_prom 0 37 10 0 11 184 66 11 11 221 75 11
CSF_solar_std 0 20 12 0 0 77 67 0 0 98 79 0
CSF_solar_max 0 69 45 0 11 307 252 12 11 376 296 12
CSF_solar_min 0 0 0 0 11 11 11 11 11 11 11 11
CSF_ERNC_prom 86 115 135 111 57 235 133 59 143 350 268 170
CSF_ERNC_std 43 46 57 48 25 80 78 25 68 126 135 74
CSF_ERNC_max 241 269 290 272 145 388 344 150 386 658 634 422
CSF_ERNC_min 2 9 13 5 11 15 12 11 14 24 25 16
Total mínima 432 439 570 562 245 249 268 267 678 688 838 829
Total promedio 516 545 692 668 291 469 389 315 807 1014 1081 983
Total máxima 671 699 847 829 379 622 600 406 1050 1322 1447 1235
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 144
3.5.2.5 Vertimientos ERNC
En la siguiente tabla de muestran los vertimientos de energía solar y eólica expresados
como relación porcentual en relación al total generado por éstas tecnologías. Dado que,
este valor varía hora a hora se expresa el promedio, desviación estándar, máximo y
mínimo.
Tabla 38: Detalle vertimientos ERNC
Vertimientos ERNC [%] Húmeda Media Seca
Recortes_eólicos_prom 4.8 2.7 0.1
Recortes_eólicos_std 4.9 4.2 0.2
Recortes_eólicos_max 17.7 14.6 1.1
Recortes_eólicos_min 0.0 0.0 0.0
Recortes_solares_prom 0.9 0.7 2.9
Recortes_solares_std 1.5 1.5 2.3
Recortes_solares_max 9.9 10.4 17.6
Recortes_solares_min 0.0 0.0 0.0
Los vertimientos que se están observando se estarían explicando principalmente por
restricciones en el sistema de transmisión y no por limitaciones de las centrales para
seguir la carga. Se observan vertimientos en las centrales MONTEREDONDO,
TALINAY_ORIENTE, EL_ARRAYAN, EOL_TALINAY_PONIENTE ubicadas en la barra
ElArrayan220. En la central LOS_CURUROS ubicada en la barra LCururos220, en la central
EOL_TOTORAL ubicada en la barra LasPalmas220, en las centrales LOS_LOROS y SARCO
ubicadas en la barra PAzucar220 y en las centrales EOL_P_COLORADA, EOL_SAN_JUAN.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 145
Los vertimientos de ERNC se explicarían por la congestión en el enlace LPalmas220 ->
LPalmas220Aux.
La siguiente figura muestra los flujos de potencia para la zona donde se ubican las
centrales anteriores.
Figura 82: Congestión (representado por círculo rojo) en enlace LPalmas220 -> LPalmas220Aux. Fuente: Elaboración propia utilizando la herramienta de visualización de resultados de predespacho del software DeepEdit.
También se observan vertimientos en las centrales SOLAR_ROMERO, PELICANO ubicadas
en la barra Pelicano220 debido a congestiones en el enlace PColorada220->Pelicano220. El
enlace PAzucar220AuxN->PColorada220 también congestiones. La siguiente figura
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 146
Figura 83: Congestión (representado por círculo rojo) en enlace Pelicano220->PColorada220 y PAzucar220AuxN->PColorada220. . Fuente: Elaboración propia utilizando la herramienta de visualización de resultados de predespacho del software DeepEdit.
3.5.2.6 Análisis de los ciclajes de las centrales termoeléctricas
3.5.2.6.1 Horas de operación
En la siguiente figura se muestra el número de horas de operación para las centrales
termoeléctricas, para las 3 hidrologías simuladas, expresado como relación porcentual con
respecto al total de horas posibles de operación durante el período analizado. Es posible
observar que todas las tecnologías térmicas expuestas aumentan sus horas de operación a
medida en que disminuye la componente hidráulica presente en la matriz. Por una parte,
las unidades a carbón presentan un pequeño aumento (debido a que éstas funcionan
durante gran parte del escenario húmedo dada su posición en la lista de despacho por
orden de mérito). Por otra parte, las unidades de GNL y petróleo presentan aumentos
considerables en sus horas de operación en el escenario de hidrología seca.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 147
Figura 84: N° de horas de operación expresado como relación porcentual.
3.5.2.6.2 Número de partidas anuales
En la siguiente figura se muestra el número de partidas obtenido por para las centrales
termoeléctricas en cada una de las 3 hidrologías simuladas. En cuanto a las unidades de
carbón es posible observar que éstas realizan un menor número de partidas a medida en
que disminuye la componente hidráulica en el sistema, pasando desde 39 partidas anuales
para la simulación de hidrología húmeda a 2 partidas anuales para la simulación de
hidrología seca. Por otra parte, en cuanto a las unidades de GNL, es posible observar que
éstas realizan un mayor número de partidas en el escenario de hidrología media, por
sobre los escenarios de hidrología húmeda y seca, respectivamente. Los resultados de las
simulaciones muestran que para una hidrología media el 93% de las partidas de las
centrales a carbón se concentran en las unidades U12, U13, U14 y Angamos I del SING. En
el SIC la única unidad que presenta un número de partidas significativas corresponde a
Bocamina.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Figura 85: N° de partidas unidades de carbón y gnl.
Las siguientes figuras muestran el detalle del número de partidas para las unidades de
carbón y ciclos combinados.
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Figura 86: Detalle N° Partidas unidades de carbón.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Figura 87: Detalle N° Partidas unidades de ciclo combinado.
La siguiente tabla muestra el detalle de las partidas de las centrales a GNL. La mayor
cantidad de encendidos se observan en el nuevo Ciclo Combinado de la V región, en la
central Kelar, Cordillera y la unidad U16. Como se ha adelantado anteriormente, la
generación con GNL es poco significativa en los escenarios húmedos y medios. En efecto,
los factores de planta son inferiores al 21% a excepción de la central de Nehuenco 2. Si
bien en el escenario seco se observa un aumento en la generación con GNL, los factores
de planta –en general- siguen siendo bajos.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Tabla 39: Número de Partidas y factor de planta, unidades termoeléctricas de gas natural.
Número Partidas Factor de planta
Central Pmax Pmin Húmeda Media Seca Húmeda Media Seca
CAMPESINO 600.0 240.0 18 23 6 0.31 0.52 22.52
CC1_GNL_SING 325.5 213.5 0 0 0 0.00 0.00 0.00
CC2_GNL_SING 325.5 213.5 9 13 19 0.27 0.44 2.28
CICLO_COMB_IIIR 360.0 144.0 0 0 0 0.00 0.00 0.00
CICLO_COMB_VR_1 360.0 144.0 105 88 3 11.79 20.91 81.96
CICLO_COMB_VR_2 360.0 144.0 0 0 0 0.00 0.00 0.00
CORDILLERA 50.0 0.0 80 93 34 0.97 1.18 0.68
CTM3_GNL_SIC 218.5 152.5 6 7 0 0.20 0.20 0.02
CTM3_GNL_SING 218.5 152.5 0 0 0 0.00 0.00 0.00
KELAR_SING 501.5 200.6 57 52 68 1.51 1.75 31.90
NEHUENCO_1_GNL 365.9 252.1 10 21 16 1.02 2.23 69.36
NEHUENCO_2_GNL 390.2 245.0 41 31 1 23.30 44.79 67.63
NRENCA_GNL 369.9 234.2 39 39 42 12.07 12.84 67.57
QUINTERO_CA1_GNL 128.0 65.0 0 0 0 0.00 0.00 0.00
QUINTERO_CA2_GNL 129.0 65.0 0 0 0 0.00 0.00 0.00
QUINTERO_CC_GNL 350.0 140.0 0 0 0 0.00 0.00 0.00
SANISIDRO_2_GNL 390.2 218.2 0 0 3 0.00 0.00 51.08
SANISIDRO_GNL 370.9 259.4 0 0 1 0.00 0.00 2.06
U16_GNL_SING 343.0 117.0 157 156 43 5.31 9.64 10.70
3.5.2.6.3 Horas de operación a mínimo técnico
En la siguiente figura se muestra el número de horas de operación a mínimo técnico para
las centrales termoeléctricas, para las 3 hidrologías simuladas, expresado como relación
porcentual con respecto a las horas de operación. En cuanto a las unidades de carbón es
posible observar que el porcentaje de horas de operación a mínimo técnico disminuye a
medida que disminuye la componente hidráulica en el sistema, pasando desde un 37 % en
el escenario húmedo a un 7% en el escenario seco. En cuanto a las unidades de GNL, se
observa que éstas operan cerca de la mitad de sus horas de operación a mínimo técnico
en los escenarios de hidrología húmeda y media, mientras que para las simulaciones de
hidrología seca éstas disminuyen hasta casi el 31%. Finalmente, para las unidades a
petróleo es posible observar que éstas aumentan su porcentaje de operación a mínimo
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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técnico a medida en que disminuye la componente hidráulica presente en el sistema hasta
alcanzar el 16% en la simulación de hidrología seca.
Figura 88: N° de horas de operación a mínimo técnico expresado como relación porcentual.
3.5.2.7 Análisis de demanda neta
Las siguientes figuras muestran la distribución anual de la variación de la demanda neta
para el año 2025 para variaciones de 1 y 3 horas. Como se ha explicado anteriormente, la
demanda neta corresponde la demanda menos la generación esperada de energía solar y
eólica. Los resultados muestran que para un intervalo de 1 hora el 97% de las variaciones
es menor o igual a 1371.4 MW o equivalentemente a 22.9 MW/min. Mientras que para un
intervalo de tiempo de 3 horas, el 97% las variaciones de demanda neta son menores o
iguales a 2908.1 MW o equivalentemente a 16.2 MW/min. De igual modo, el 100% de las
variaciones, para intervalos de 1 hora, son menores o iguales a 2154.1 MW o
equivalentemente a 35.9 MW/min. Por otra parte, el 100% de las variaciones, para
intervalos de 3 horas, son menores o iguales a 4273.6 MW o equivalentemente a 23.7
MW/min.
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Figura 89: Distribución de la variación de la demanda neta para un intervalo de 1 hora.
Figura 90: Distribución de la variación de la demanda neta para un intervalo de 3 horas.
A continuación se analiza con mayor nivel los seguimientos de carga para los periodos en
que ocurren las máximas variaciones de demanda neta.
3.5.2.7.1 Intervalos de 1 hora
Para un intervalo de tiempo de 1 hora la máxima variación es de 2154 [MW] y esta ocurre
a las 19:00 hrs del 28 de septiembre (día domingo). La siguiente figura muestra la
demanda total del SIN, la generación eólica, la generación solar y la demanda neta.
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Figura 91: Curva de demanda neta, período 24/09/2025 – 30/09/2025.
Con el fin de realizar un análisis exhaustivo asociado a este gradiente máximo de demanda
neta se examina la generación de energía por tecnología para el período comprendido
entre el 24/09/2025 y el 30/09/2025, para las 3 hidrologías simuladas.
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3.5.2.7.1.1 Hidrología húmeda
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología para la hidrología
húmeda.
Figura 92: Energía generada por tecnología, período 24/09/2025 – 30/09/2025. Hidrología húmeda.
El detalle de lo ocurrido durante los períodos críticos correspondientes a las 18:00 y 19:00
hrs del 28/09/2025 (horas 115 y 116 del período analizado) se expone en las siguientes
tablas. La mayor parte de la variación es respondida por las centrales termoeléctricas de
carbón, entre ellas Campiche es la que realiza el mayor seguimiento de carga. Por otra
parte, las unidades hidroeléctricas de embalse realizan un seguimiento de carga conjunto
de casi 694 [MW] siendo Rapel la que realiza el mayor seguimiento.
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Tabla 40: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas de embalses, período 28/09/2025 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología húmeda.
Central Embalse
Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANTUCO 187.0 203.7 16.7
CIPRESES 14.4 50.0 35.6
MACHICURA 7.0 66.7 59.8
PANGUE 423.9 467.0 43.1
PEHUENCHE 409.2 569.9 160.7
RAPEL 0.0 378.0 378.0
Total - - 693.9
Tabla 41: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas serie, período 28/09/2025 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología húmeda.
Central Serie Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
CURILLINQUE 73.1 86 13
ISLA 58.6 69 10.4
LOMAALTA 32.5 38.3 5.8
QUILLECO 64.3 70 5.7
RUCUE 149.6 162.9 13.3
SANIGNACIO 0.4 37 36.6
Total - - 84.8
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Tabla 42: Comportamiento de las centrales termoeléctricas de carbón, período 28/09/2025 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología húmeda.
Central de Carbón Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANG_II_SING 121.7 212.7 91.0
CAMPICHE 98.7 224.8 126.1
COCHRANE_1_SING 75.9 154.0 78.1
COCHRANE_2_SING 75.9 180.0 104.1
CTA_SING 83.8 143.8 60.0
CTH_SING 83.8 136.8 53.0
CTM1_SING 79.0 133.0 54.0
GUACOLDA_2 56.4 141.0 84.6
GUACOLDA_3 74.6 137.1 62.5
GUACOLDA_4 68.6 133.9 65.3
GUACOLDA_5 56.4 133.2 76.8
INFRA_ENERGETICA_1_SING 170.0 207.6 37.6
NTO1_SING 67.0 126.4 59.4
U15_SING 66.7 97.7 31.0
VENTANAS_1 56.2 112.4 56.2
VENTANAS_2 153.7 205.0 51.3
Total - - 1095.4
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3.5.2.7.1.2 Hidrología media
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología para la hidrología media.
Figura 93: Energía generada por tecnología, período 24/09/2025 – 30/09/2025. Hidrología media.
El detalle de lo ocurrido en la hora de máxima variación se muestra en las siguientes
tablas. Los resultados de las simulaciones muestran que las centrales de embalse
aumentan su generación en 1298.5 MW, las centrales en serie en 190.4 MW y las
centrales a carbón en 464.6 MW.
0
2000
4000
6000
8000
10000
120001 9
17
25
33
41
49
57
65
73
81
89
97
10
51
13
12
11
29
13
71
45
15
31
61
[MW
h]
GNL
PetroleoN6
PetroleoIFO-180
PetroleoDiesel
Petcoke
FuelOil
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Desechos Forestales
Biomasa-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro
Biomasa
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Tabla 43: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas de embalses, período 28/09/2025 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología media.
Central Embalse
Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANGOSTURA 216.9 321.1 104.2
ANTUCO 113.1 210.3 97.2
CANUTILLAR 102.2 107.0 4.8
CIPRESES 24.8 45.3 20.5
COLBUN 336.8 472.8 136.0
ELTORO 0.0 66.7 66.7
MACHICURA 7.0 66.7 59.8
PANGUE 269.0 413.2 144.2
PEHUENCHE 120.0 548.6 428.6
RAPEL 0.0 227.8 227.8
RUCATAYO 23.4 32.2 8.7
Total - - 1298.5
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Tabla 44: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas serie, período 28/09/2025 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología media.
Central Serie Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
CURILLINQUE 68.7 76.2 7.5
ISLA 55.1 61.1 6.0
LOMAALTA 30.6 33.9 3.3
LOS_CONDORES 79.9 105.8 25.8
QUILLECO 36.6 70.0 33.4
RUCUE 85.1 162.9 77.8
SANIGNACIO 0.4 37.0 36.6
Total - - 190.4
Tabla 45: Comportamiento de las centrales termoeléctricas de carbón, período 28/09/2025 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología media.
Central de carbón Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANG_I_SING 121.7 210.2 88.5
BOCAMINA 70.2 106.9 36.8
COCHRANE_1_SING 75.9 180.0 104.1
COCHRANE_2_SING 75.9 180.0 104.1
CTA_SING 142.5 143.8 1.3
GUACOLDA_4 139.1 133.9 -5.2
INFRA_ENERGETICA_1_SING 170.0 264.6 94.6
NTO1_SING 121.4 126.4 5.0
NTO2_SING 122.5 122.7 0.2
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 161
U15_SING 67.7 97.7 30.0
Total - - 464.6
3.5.2.7.1.3 Hidrología seca
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología para la hidrología seca.
Figura 94: Energía generada por tecnología, período 24/09/2025 – 30/09/2025. Hidrología seca.
El detalle de lo ocurrido en la hora de máxima variación se muestra en las siguientes
tablas. Los resultados de las simulaciones muestran que las centrales de embalse
aumentan su generación en 770.5 MW, las centrales en serie en 260.6 MW, las centrales a
carbón en 22 MW y las centrales a GNL en 687.7 MW y las unidades termoeléctricas en
base a petróleo en 79.5 MW.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 91
72
53
34
14
95
76
57
38
18
99
71
05
11
31
21
12
91
37
14
51
53
16
1
[MW
h]
GNL
PetroleoN6
PetroleoIFO-180
PetroleoDiesel
Petcoke
FuelOil
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Desechos Forestales
Biomasa-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro
Biomasa
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Tabla 46: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas de embalses, período 28/09/2025 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología seca.
Central Embalse Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANTUCO 22.7 65.5 42.8
CIPRESES 0 5.6 5.6
PANGUE 0 139.8 139.8
PEHUENCHE 0 176.4 176.4
RALCO 0 260.6 260.6
RAPEL 0 135.6 135.6
RUCATAYO 45.3 55 9.7
Total - - 770.5
Tabla 47: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas serie, período 28/09/2025 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología seca.
Central Serie Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
CURILLINQUE 24.2 50.3 26.1
EL_DIUTO 0.2 3.2 3
ISLA 19.4 40.3 20.9
LOMAALTA 10.8 22.4 11.6
LOS_CONDORES 0 150 150
QUILLECO 2.3 17 14.7
RUCUE 5.3 39.6 34.3
Total - - 260.6
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Tabla 48: Comportamiento de las centrales termoeléctricas de carbón, período 28/09/2025 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología seca.
Central de Carbón
Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANG_I_SING 235.8 239.7 3.9
COCHRANE_1_SING 219.9 226.9 7.0
COCHRANE_2_SING 219.9 226.9 7.0
U15_SING 97.7 101.8 4.1
Total - - 22
Tabla 49: Comportamiento de las centrales termoeléctricas de gas natural, período 28/09/2025 18:00 – 19:00 hrs. Hidrología seca.
Central de GNL Generación hora 18:00 [MW]
Generación hora 19:00 [MW]
Gradiente [MW]
CC2_GNL_SING 0.0 217.1 217.1
KELAR_SING 200.6 466.4 265.8
SANISIDRO_GNL 262.6 370.9 108.3
TG3_GNL_SING 0.0 36.1 36.1
U16_GNL_SING 117.0 156.5 39.5
Total - - 666.8
3.5.2.7.2 Intervalo de 3 horas
Un análisis similar al anterior se realiza para un intervalo de tiempo de 3 horas. La
variación máxima observa es de 4275 [MW] a las 20:00 hrs del 26 de octubre (día
domingo). La siguiente figura muestra la demanda total del SIN, la generación eólica, la
generación solar y la demanda neta.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 164
Figura 95: Curva de demanda neta, período 22/10/2025 – 28/10/2025.
Con el fin de realizar un análisis exhaustivo asociado a este gradiente máximo de demanda neta se examina la generación de energía por tecnología para el período comprendido entre el 22/10/2021 y el 28/10/2021, para las 3 hidrologías simuladas.
3.5.2.7.2.1 Hidrología húmeda
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología para la hidrología
húmeda.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
1 8
15
22
29
36
43
50
57
64
71
78
85
92
99
10
6
11
3
12
0
12
7
13
4
14
1
14
8
15
5
16
2
[MW
h]
Hora
SIN
Eolica
Solar
Dx Neta
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Figura 96: Energía generada por tecnología, período 22/10/2025 – 28/10/2025. Hidrología húmeda.
El detalle de lo ocurrido en la hora de máxima variación se muestra en las siguientes
tablas. Los resultados de las simulaciones muestran que las centrales de embalse
aumentan su generación en 827.7 MW, las centrales en serie en 202.7 MW, las centrales a
carbón en 1389.7 MW, las centrales a GNL en 711.6 MW y las centrales termoeléctricas en
base a petróleo en 241.5 MW
Tabla 50: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas de embalses, período 26/10/2025 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología húmeda.
Central Embalse Generación hora 17:00[MW]
Generación hora 20:00[MW]
Gradiente [MW]
ANGOSTURA 238.3 321.1 82.8
ANTUCO 79.9 226.8 147
CIPRESES 97.8 97.7 -0.1
ELTORO 0 97 97
MACHICURA 16.3 94 77.7
PANGUE 421.8 467 45.2
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
1 91
72
53
34
14
95
76
57
38
18
99
71
05
11
31
21
12
91
37
14
51
53
16
1
[MW
h]
GNL
PetroleoN6
PetroleoIFO-180
PetroleoDiesel
Petcoke
FuelOil
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Desechos Forestales
Biomasa-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro
Biomasa
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 166
RAPEL 0 378 378
Total - - 827.7
Tabla 51: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas serie, período 26/10/2025 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología
húmeda.
Central Serie Generación hora 17:00[MW]
Generación hora 20:00[MW]
Gradiente [MW]
QUILLECO 21.0 70.0 49.0
RUCUE 48.8 166.4 117.6
SANIGNACIO 0.9 37.0 36.1
Total - - 202.7
Tabla 52: Comportamiento de las centrales termoeléctricas de carbón, período 26/10/2025 17:00 – 20:00 hrs.
Hidrología húmeda.
Central de Carbón Generación hora 17:00[MW]
Generación hora 20:00[MW]
Gradiente [MW]
ANG_I_SING 121.7 232.7 111.0
ANG_II_SING 121.7 236.7 115.0
BOCAMINA 65.8 122.2 56.4
BOCAMINA_2 211.9 322.5 110.6
COCHRANE_1_SING 75.9 219.9 144.0
COCHRANE_2_SING 75.9 219.9 144.0
CTA_SING 83.8 143.8 60.0
CTM1_SING 79.0 133.0 54.0
CTM2_SING 79.0 143.0 64.0
GUACOLDA_1 56.4 141.0 84.6
GUACOLDA_3 67.7 137.1 69.4
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 167
GUACOLDA_4 68.6 132.9 64.3
GUACOLDA_5 56.4 133.2 76.8
INFRA_ENERGETICA_1_SING 170.0 316.2 146.2
NTO2_SING 55.8 122.7 66.9
U12_SING 44.3 44.3 0.0
U13_SING 44.3 62.3 18.0
Total - - 1389.7
Tabla 53: Comportamiento de las centrales termoeléctricas de gas natural, período 26/10/2025 17:00 – 20:00 hrs.
Hidrología húmeda.
Central de GNL Generación hora 17:00[MW]
Generación hora 20:00[MW]
Gradiente [MW]
CICLO_COMB_VR_1 0.0 144.0 144.0
NEHUENCO_2_GNL 0.0 390.2 390.2
U16_GNL_SING 0.0 156.5 156.5
Total - - 690.7
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 168
3.5.2.7.2.2 Hidrología media
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología para la hidrología media.
Figura 97: Energía generada por tecnología, período 22/10/2025 – 28/10/2025. Hidrología media.
El detalle de lo ocurrido en la hora de máxima variación se muestra en las siguientes
tablas. Los resultados de las simulaciones muestran que las centrales de embalse
aumentan su generación en 907.7 MW, las centrales en serie en 36.1 MW, las centrales a
carbón en 1440.7 MW, las centrales a GNL en 908.4 MW y las centrales a petróleo en
155.6 MW.
Tabla 54: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas de embalses, período 26/10/2025 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología media.
Central Embalse Generación hora 17:00 [MW]
Generación hora 20:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANTUCO 214.7 320.0 105.3
CANUTILLAR 0.0 77.9 77.9
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
1 91
72
53
34
14
95
76
57
38
18
99
71
05
11
31
21
12
91
37
14
51
53
16
1
[MW
h]
GNL
PetroleoN6
PetroleoIFO-180
PetroleoDiesel
Petcoke
FuelOil
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Desechos Forestales
Biomasa-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro
Biomasa
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 169
CIPRESES 100.3 72.3 -28.1
ELTORO 0.0 425.5 425.5
MACHICURA 16.3 94.0 77.7
PANGUE 376.0 383.4 7.4
RAPEL 0.0 158.9 158.9
RUCATAYO 0.0 55.0 55.0
Total - - 907.7
Tabla 55: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas serie, período 26/10/2025 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología media.
Central Serie Generación hora 17:00[MW]
Generación hora 20:00[MW]
Gradiente [MW]
SANIGNACIO 0.9 37.0 36.1
Total - - 36.1
Tabla 56: Comportamiento de las centrales termoeléctricas de carbón, período 26/10/2025 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología media.
Central de Carbón Generación hora 17:00[MW]
Generación hora 20:00[MW]
Gradiente [MW]
ANG_I_SING 121.7 232.7 111.0
ANG_II_SING 121.7 236.7 115.0
BOCAMINA 65.8 122.2 56.4
BOCAMINA_2 211.9 322.5 110.6
COCHRANE_1_SING 75.9 219.9 144.0
COCHRANE_2_SING 75.9 219.9 144.0
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 170
CTA_SING 83.8 144.6 60.8
CTM1_SING 79.0 138.0 59.0
CTM2_SING 79.0 143.0 64.0
GUACOLDA_1 56.4 141.0 84.6
GUACOLDA_3 67.7 137.1 69.4
GUACOLDA_4 68.6 139.1 70.5
GUACOLDA_5 56.4 133.2 76.8
INFRA_ENERGETICA_1_SING 170.0 316.2 146.2
NTO2_SING 55.8 122.7 66.9
U12_SING 44.3 71.3 27.0
U13_SING 44.3 74.3 30.0
Total - - 1440.7
Tabla 57: Comportamiento de las centrales termoeléctricas de gas natural, período 26/10/2025 17:00 – 20:00 hrs.
Hidrología media.
Central de GNL Generación hora 17:00[MW]
Generación hora 20:00[MW]
Gradiente [MW]
CC2_GNL_SING 0.0 213.5 213.5
CICLO_COMB_VR_1 0.0 144.0 144.0
NEHUENCO_2_GNL 0.0 390.2 390.2
U16_GNL_SING 0.0 147.7 147.7
Total - - 895.4
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 171
3.5.2.7.2.3 Hidrología seca
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología para la hidrología seca.
Figura 98: Energía generada por tecnología, período 22/10/2025 – 28/10/2025. Hidrología seca.
El detalle de lo ocurrido en la hora de máxima variación se muestra en las siguientes
tablas. Los resultados de las simulaciones muestran que las centrales de embalse
aumentan su generación en 2515.3 MW, las centrales en serie en 55 MW, las centrales a
carbón en 188.2 MW, las centrales a GNL en 499.2 MW y las centrales a petróleo en 205.9
MW.
Tabla 58: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas de embalses, período 26/10/2025 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología seca.
Central Embalse Generación 17:00 [MW]
Generación 20:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANGOSTURA 0.0 321.1 321.1
ANTUCO 22.9 68.2 45.3
COLBUN 0.0 457 457.0
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
1 91
72
53
34
14
95
76
57
38
18
99
71
05
11
31
21
12
91
37
14
51
53
16
1
[MW
h]
GNL
PetroleoN6
PetroleoIFO-180
PetroleoDiesel
Petcoke
FuelOil
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Desechos Forestales
Biomasa-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro-PetroleoN6
Biomasa-LicorNegro
Biomasa
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 172
PANGUE 0.0 418.7 418.7
PEHUENCHE 0.0 569.9 569.9
RALCO 0.0 549.4 549.4
RAPEL 0.0 153.9 153.9
Total - - 2515.3
Tabla 59: Comportamiento de las centrales hidroeléctricas serie, período 26/10/2025 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología
seca.
Central Serie Generación 17:00 [MW]
Generación 20:00 [MW]
Gradiente [MW]
EL_DIUTO 0.0 3.2 3.2
QUILLECO 1.5 17.1 15.6
RUCUE 3.5 39.7 36.2
Total - - 55.0
Tabla 60: Comportamiento de las centrales termoeléctricas de carbón, período 26/10/2025 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología seca.
Central de Carbón Generación 17:00 [MW]
Generación 20:00 [MW]
Gradiente [MW]
ANG_I_SING 210.2 232.7 22.5
ANG_II_SING 243.7 236.7 -7.0
COCHRANE_1_SING 181.9 224.8 42.9
COCHRANE_2_SING 180.0 219.9 39.9
GUACOLDA_4 113.2 139.1 25.9
INFRA_ENERGETICA_1_SING
340.0 316.2 -23.8
U12_SING 44.3 71.3 27.0
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 173
U13_SING 44.3 74.3 30.0
Total - - 188.2
Tabla 61: Comportamiento de las centrales termoeléctricas de gas natural, período 26/10/2025 17:00 – 20:00 hrs. Hidrología seca.
Central de GNL Generación 17:00 [MW]
Generación 20:00 [MW]
Gradiente [MW]
CAMPESINO 302.8 600.0 297.2
KELAR_SING 200.6 254.9 54.3
NEHUENCO_1_GNL 252.1 365.9 113.8
NEHUENCO_1_GNL_FA 0.0 20.9 20.9
NRENCA_GNL_FA 0.0 13.0 13.0
Total - - 466.3
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 174
3.6 Resultados simulaciones: Escenario Licitaciones
3.6.1 Resultados para el año 2021
3.6.1.1 Energía generada por tecnología de generación
La siguiente figura muestra la energía generada por tipo de tecnología y para las 3
hidrologías evaluadas.
Figura 99: Energía generada por tecnología de generación, tres hidrologías, año 202117
.
Las siguientes figuras muestran la generación por tipo de tecnología y por mes.
17
Un porcentaje importante de la generación con petróleo se debe a congestiones de líneas en los sistemas de 66 kV.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 175
Figura 100: Participación en la energía generada mensual por tecnología de generación, hidrología húmeda.
Figura 101: Participación en la energía generada mensual por tecnología de generación, hidrología media.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100% Otro
Petróleo
GNL
Carbon
Minihidro
Pasada
Serie
Embalse
Minihidro ERNC
Geotermia
Biomasa
Solar
Eolica
ERNC
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100% Otro
Petróleo
GNL
Carbon
Minihidro
Pasada
Serie
Embalse
Minihidro ERNC
Geotermia
Biomasa
Solar
Eolica
ERNC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 176
Figura 102: Participación en la energía generada mensual por tecnología de generación, hidrología seca.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100% Otro
Petróleo
GNL
Carbon
Minihidro
Pasada
Serie
Embalse
Minihidro ERNC
Geotermia
Biomasa
Solar
Eolica
ERNC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 177
3.6.1.2 Transferencia de energía por líneas de transmisión
En la siguiente figura se muestran las transferencias de energía por las principales líneas
en 500 kV. Los resultados se presentan para las 3 hidrologías analizadas.
Figura 103: Transferencias por líneas de transmisión en 500 kV.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 178
Figura 104: Transferencias por líneas de transmisión en 500 kV.
3.6.1.3 Costos marginales
En la siguiente figura se muestran las proyecciones de los costos marginales para algunas
de las principales barras del SIN.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 179
Figura 105: Proyección de costos marginales para barras de referencia del SIN.
Respecto de los bajos costos marginales en la barra Puerto Montt, estos se explican por
fuertes desacoples producidos por limitaciones en el sistema de transmisión al norte de la
S.E. Puerto Montt. En ese sentido, este estudio considera en servicio las instalaciones de
transmisión en construcción y existentes y, a la fecha de emisión del presente informe, la
Dirección de Planificación y Desarrollo del CDEC-SIC ha recomendado la construcción más
pronta posible de una nueva línea entre las barras Cautín y Ciruelos en estructuras de 500
kV. Lo anterior, en conjunto con la entrada en servicio de la nueva línea Puerto Montt –
Pichirropulli 2x500 kV, acoplarán los costos marginales entre Puerto Montt y el resto del
sistema centro Norte. De esta forma, si la recomendación realizada por el CDEC SIC
indicada se concreta, el sistema dejaría de presentar importantes desacoples en precios,
lo cual ocurriría en los años siguientes posteriores a la materialización de dichas obras de
infraestructura de transmisión.
3.6.1.4 Márgenes de reserva
En la siguiente tabla se muestran los márgenes de reserva sistémicos exigidos tanto para
las zonas de reserva (denominadas: SIC, SING), como para el sistema completo (SIN). Es
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 180
necesario destacar que las zonas de reservas no coinciden exactamente con cada uno de
los sistemas (SIC, SING). Mientras que la zona de reserva SING considera el SIN desde la
barra Maitencillo al norte (incluyendo Maitencillo), la zona de reserva SIC considera desde
la barra Maitencillo al sur (excluyendo Maitencillo).
La reserva considerada para el control primario de frecuencia (CPF) permanece constante
durante todo el período bajo análisis. De igual manera, la reserva considerada para el
control secundario de frecuencia asociada a corregir las variaciones de la demanda
(CSF_dem) se subdivide en dos bloques y permanece constante en cada bloque durante
todo el período bajo análisis (bloque 1: 01:00 - 17:59 hrs; bloque 2: 18:00 - 00:59 hrs). Por
otra parte, los márgenes de reserva secundaria destinados a corregir los errores en la
predicción de la producción de fuentes variables de energía varían hora a hora y, por
tanto, se caracterizan los márgenes de reserva en 4 bloques (Bloque 1: 01:00 – 06:59 hrs;
Bloque 2: 07:00 – 17:59 hrs; Bloque 3: 18:00 – 20:59 hrs; Bloque 4: 21:00 – 00:59) con el
fin de captar de manera adecuada las variaciones asociadas a la energía solar FV. En la
Tabla 62 se expone el promedio, la desviación estándar, el valor máximo y el valor mínimo
para dichas componentes estimadas. El nivel de reserva en giro promedio para el SIN es
de 976 MW, 1113 MW, 1227 MW y 1181 para el bloque 1, bloque 2, bloque 3 y bloque 4
respectivamente.
Tabla 62: Detalle márgenes de reserva requerido para el SIC, SING y SIN para el año 2021
SIC SING SIN
Tipo de reserva Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
CPF 282 282 282 282 92 92 92 92 374 374 374 374
CSF dem. 131 131 243 243 130 130 150 150 261 261 393 393
CSF_eólica_prom 231 207 272 294 99 98 125 109 330 305 397 403
CSF_eólica_std 121 125 127 141 58 49 50 52 178 174 177 194
CSF_eólica_max 535 597 671 656 269 287 261 239 804 884 932 895
CSF_eólica_min 13 4 22 25 1 4 12 1 14 8 34 25
CSF_solar_prom 0 39 10 0 11 134 53 11 11 173 62 11
CSF_solar_std 0 21 12 0 0 55 50 0 0 76 62 0
CSF_solar_max 0 71 45 0 11 199 173 11 11 270 219 11
CSF_solar_min 0 0 0 0 11 11 11 11 11 11 11 11
CSF_ERNC_prom 231 246 282 294 110 232 178 120 341 478 460 414
CSF_ERNC_std 121 125 128 141 58 64 70 52 178 190 198 194
CSF_ERNC_max 535 636 686 656 280 407 399 250 815 1043 1084 906
CSF_ERNC_min 13 16 29 25 12 16 25 12 25 32 54 36
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 181
Total mínima 426 429 554 550 234 238 267 254 660 667 821 803
Total promedio 644 659 807 819 332 454 420 362 976 1113 1227 1181
Total máxima 948 1049 1211 1181 502 629 641 492 1450 1678 1851 1673
3.6.1.5 Vertimientos ERNC
En la siguiente tabla de muestran los vertimientos de energía solar y eólica expresados
como relación porcentual en relación al total generado por éstas tecnologías. Dado que,
este valor varía hora a hora se expresa el promedio, desviación estándar, máximo y
mínimo.
Tabla 63: Detalle vertimientos ERNC.
Vertimientos ERNC [%]
Húmeda Media Seca
Recortes_eólicos_prom 9.1 7.4 4.9
Recortes_eólicos_std 5.5 4.7 2.3
Recortes_eólicos_max 25.7 20.4 10.3
Recortes_eólicos_min 0.9 1.0 0.7
Recortes_solares_prom 2.2 2.4 2.2
Recortes_solares_std 2.3 2.3 1.8
Recortes_solares_max 12.1 12.3 11.9
Recortes_solares_min 0.0 0.0 0.1
Los vertimientos de ERNC detectados se producen principalmente por congestiones en las
líneas. Las centrales EOL_COIHUE y EOL_DUQUECO presentan vertimientos debido a la
congestión en las líneas Duqueco220-TapLaja220, TapLaja220-Charrua220 que impiden
inyectar su potencial de generación. La central EOL_SAN_PEDRO_II presenta vertimiento
debido a la congestión de la línea NuevaPuertoMontt220-Rahue220. Los vertimientos en
las centrales de las centrales SOLAR ROMERO, PELICANO, PUNTA COLARADA se producen
por congestión de PAzucar220AuxN-PAzucar220 que impide inyectar más recurso
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 182
renovable. En las siguientes figuras se muestran las zonas en que detectan congestiones
de las líneas que impiden que inyecten a la red el potencial generado con ERNC. De igual
forma a lo indicado previamente, las congestiones del sistema de transmisión implican
estos vertimientos, los cuales se reducirán, a partir de la fecha en que estén en servicio las
soluciones de transmisión recomendadas por la DPD del CDEC SIC.
Figura 106: Congestión en las líneas Duqueco220-TapLaja220, TapLaja220-Charrua220. Fuente: Elaboración propia utilizando la herramienta de visualización de salidas de predespacho del software DeepEdit
18.
18
http://centroenergia.cl/proyectos/proyectos-destacados/deepedit/
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 183
Figura 107: Congestión en la línea NuevaPuertoMontt220-Rahue220. Fuente: Elaboración propia utilizando el software DeepEdit.
Figura 108: Congestión en la línea PAzucar220AuxN-PAzucar220.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 184
3.6.1.6 Análisis de los ciclajes de las centrales termoeléctricas
3.6.1.6.1 Horas de operación
En la siguiente figura se muestra el número de horas de operación para las centrales
termoeléctricas, para las 3 hidrologías simuladas, expresado como relación porcentual con
respecto al total de horas posibles de operación durante el período analizado.
Figura 109: N° de horas de operación expresado como relación porcentual.
3.6.1.6.2 Número de partidas anuales
En la siguiente figura se muestra el número de partidas obtenido por para las centrales
termoeléctricas en cada una de las 3 hidrologías simuladas.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 185
Figura 110: N° de partidas unidades de carbón y gnl.
Las siguientes figuras muestran el detalle del número de partidas para las unidades de
carbón y ciclos combinados.
0
50
100
150
200
250
Carbón GNL
N°
Par
tid
as
Humeda
Media
Seca
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 186
Figura 111: Detalle N° Partidas unidades de carbón.
0 5 10 15 20 25
CTTAR_SINGNUEVA_VENTANAS
U14_SINGANG_I_SING
CTA_SINGU13_SING
VENTANAS_2U12_SING
CAMPICHEU15_SING
BOCAMINACTH_SING
VENTANAS_1ANG_II_SING
SANTA_MARIABOCAMINA_2
COCHRANE_1_SINGGUACOLDA_1GUACOLDA_2GUACOLDA_3GUACOLDA_4GUACOLDA_5
CTM1_SINGCTM2_SINGNTO1_SINGNTO2_SING
COCHRANE_2_SINGINFRA_ENERGETICA_1_SING
Número de partidas anuales
Seca
Media
Humeda
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Figura 112: Detalle N° Partidas unidades de ciclo combinado.
La siguiente tabla muestra el detalle de las partidas de las centrales a GNL.
Tabla 64: Número de Partidas y factor de planta, unidades termoeléctricas de gas natural.
Número Partidas Factor de planta
Central Pmax Pmin Húmeda Media Seca Húmeda Media Seca
CAMPESINO 600.00 240.00 13 10 5 0.24 0.21 0.08
CC1_GNL_SING 325.50 213.50 0 0 0 0.00 0.00 0.00
CC2_GNL_SING 325.50 213.50 1 0 0 0.05 0.03 0.02
CICLO_COMB_IIIR 360.00 144.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
CICLO_COMB_VR_1 360.00 144.00 106 52 20 9.79 12.30 30.40
CICLO_COMB_VR_2 360.00 144.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
CORDILLERA 50.00 0.00 4 26 9 0.05 0.47 0.11
0 20 40 60 80 100 120
CICLO_COMB_VR_1
U16_GNL_SING
KELAR_SING
NRENCA_GNL
CORDILLERA
CAMPESINO
NEHUENCO_1_GNL
CTM3_GNL_SIC
SANISIDRO_2_GNL
CC2_GNL_SING
NEHUENCO_2_GNL
SANISIDRO_GNL
QUINTERO_CA1_GNL
QUINTERO_CA2_GNL
QUINTERO_CC_GNL
CICLO_COMB_VR_2
CICLO_COMB_IIIR
CC1_GNL_SING
CTM3_GNL_SING
TIERRA_NOBLE
LOS_RULOS
Número de partidas anuales
Seca
Media
Humeda
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 188
CTM3_GNL_SIC 218.50 152.50 0 3 1 0.00 0.10 0.05
CTM3_GNL_SING 218.50 152.50 0 0 0 0.00 0.00 0.00
KELAR_SING 501.50 200.60 30 25 50 0.78 0.96 9.30
LOS_RULOS 617.50 247.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
NEHUENCO_1_GNL 365.90 252.10 3 1 16 1.69 1.85 8.96
NEHUENCO_2_GNL 390.20 245.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
NRENCA_GNL 369.90 234.20 6 16 19 8.53 20.99 50.69
QUINTERO_CA1_GNL 128.00 65.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
QUINTERO_CA2_GNL 129.00 65.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
QUINTERO_CC_GNL 350.00 140.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
SANISIDRO_2_GNL 390.20 218.20 0 0 3 0.00 0.00 2.23
SANISIDRO_GNL 370.90 259.40 0 0 0 0.00 0.00 0.00
TIERRA_NOBLE 570.00 228.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
U16_GNL_SING 343.00 117.00 50 59 60 2.13 5.46 8.68
3.6.1.6.3 Horas de operación a mínimo técnico
En la siguiente figura se muestra el número de horas de operación a mínimo técnico para
las centrales termoeléctricas, para las 3 hidrologías simuladas, expresado como relación
porcentual con respecto a las horas de operación.
Figura 113: N° de horas de operación a mínimo técnico expresado como relación porcentual.
0
10
20
30
40
50
60
Carbon GNL Petróleo
Ho
ras
MT
[%]
Humeda
Media
Seca
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 189
3.6.1.7 Análisis de demanda neta
Las siguientes figuras muestran la distribución anual de la variación de la demanda neta
para el año 2025 para variaciones de 1 y 3 horas. Como se ha explicado anteriormente, la
demanda neta corresponde la demanda menos la generación esperada de energía solar y
eólica. Los resultados muestran que para un intervalo de 1 hora el 97% de las variaciones
es menor o igual a 1065.7 MW o equivalentemente a 17.8 MW/min. Mientras que para un
intervalo de tiempo de 3 horas, el 97% las variaciones de demanda neta son menores o
iguales a 2190.8 MW o equivalentemente a 12.2 MW/min. De igual modo, el 100% de las
variaciones, para intervalos de 1 hora, son menores o iguales a 1955.8 MW o
equivalentemente a 32.6 MW/min. Por otra parte, el 100% de las variaciones, para
intervalos de 3 horas, son menores o iguales a 3584.6 MW o equivalentemente a 19.9
MW/min.
Figura 114: Distribución de la variación de la demanda neta para un intervalo de 1 hora.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 190
Figura 115: Distribución de la variación de la demanda neta para un intervalo de 3 horas.
3.6.1.7.1 Intervalos de 1 hora
Para un intervalo de tiempo de 1 hora la máxima variación es de 2071 [MW] y esta ocurre
a las 19:00 hrs del 6 de junio (día domingo). La siguiente figura muestra la demanda total
del SIN, la generación eólica, la generación solar y la demanda neta.
Figura 116: Curva de demanda neta, período 4/06/2021 – 10/06/2021.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 8
15
22
29
36
43
50
57
64
71
78
85
92
99
10
6
11
3
12
0
12
7
13
4
14
1
14
8
15
5
16
2
[MW
h]
Hora
SIN
Eolica
Solar
Dx Neta
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 191
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología que satisface la demanda
neta en la semana donde ocurre la mayor variación.
Figura 117: Generación por tipo de tecnología para satisfacer la demanda neta, hidrología húmeda.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 7
13
19
25
31
37
43
49
55
61
67
73
79
85
91
97
10
3
10
9
11
5
12
1
12
7
13
3
13
9
14
5
15
1
15
7
16
3
[MW
h]
GNL
Petróleo
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Biomasa
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 192
Figura 118: Generación por tipo de tecnología para satisfacer la demanda neta, hidrología media.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1
10
19
28
37
46
55
64
73
82
91
10
0
10
9
11
8
12
7
13
6
14
5
15
4
16
3
[MW
h]
GNL
Petróleo
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Biomasa
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1
10
19
28
37
46
55
64
73
82
91
10
0
10
9
11
8
12
7
13
6
14
5
15
4
16
3
[MW
h]
GNL
Petróleo
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Biomasa
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 193
Figura 119: Generación por tipo de tecnología para satisfacer la demanda neta, hidrología seca.
3.6.1.7.2 Intervalo de 3 horas
La variación máxima observada para intervalos de 3 horas es de 3940 [MW] a las 20:00 hrs
del 26 de septiembre (día domingo). La siguiente figura muestra la demanda total del SIN,
la generación eólica, la generación solar y la demanda neta.
Figura 120: Curva de demanda neta, período 24/09/2021 – 30/09/2021.
A continuación se muestra la generación por tipo de tecnología que satisface la demanda
neta en la semana donde ocurre la mayor variación.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 8
15
22
29
36
43
50
57
64
71
78
85
92
99
10
6
11
3
12
0
12
7
13
4
14
1
14
8
15
5
16
2
[MW
h]
Hora
SIN
Eolica
Solar
Dx Neta
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 194
Figura 121: Generación por tipo de tecnología para satisfacer la demanda neta, hidrología húmeda.
Figura 122: Generación por tipo de tecnología para satisfacer la demanda neta, hidrología media.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
1
10
19
28
37
46
55
64
73
82
91
10
0
10
9
11
8
12
7
13
6
14
5
15
4
16
3
[MW
h]
GNL
Petróleo
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Biomasa
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
1
10
19
28
37
46
55
64
73
82
91
10
0
10
9
11
8
12
7
13
6
14
5
15
4
16
3
[MW
h]
GNL
Petróleo
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Biomasa
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 195
Figura 123: Generación por tipo de tecnología para satisfacer la demanda neta, hidrología seca.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
100001
10
19
28
37
46
55
64
73
82
91
10
0
10
9
11
8
12
7
13
6
14
5
15
4
16
3
[MW
h]
GNL
Petróleo
Otro
Geotermia
Minihidro
hidroERNC
Pasada
Serie
Embalse
Carbon
Biomasa
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 196
3.6.2 Resultados para el año 2025
3.6.2.1 Energía generada por tecnología de generación
La siguiente figura muestra la energía generada por tipo de tecnología y para las 3
hidrologías evaluadas.
Figura 124: Energía generada por tecnología de generación, tres hidrologías, año 2025.
Las siguientes figuras muestran la generación por tipo de tecnología y por mes.
0
10000
20000
30000
40000
[GW
h]
Humeda
Media
Seca
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 197
Figura 125: Participación en la energía generada mensual por tecnología de generación, hidrología húmeda.
Figura 126: Participación en la energía generada mensual por tecnología de generación, hidrología media.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100% Otro
Petróleo
GNL
Carbon
Minihidro
Pasada
Serie
Embalse
Minihidro ERNC
Geotermia
Biomasa
Solar
Eolica
ERNC
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100% Otro
Petróleo
GNL
Carbon
Minihidro
Pasada
Serie
Embalse
Minihidro ERNC
Geotermia
Biomasa
Solar
Eolica
ERNC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 198
Figura 127: Participación en la energía generada mensual por tecnología de generación, hidrología seca.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100% Otro
Petróleo
GNL
Carbon
Minihidro
Pasada
Serie
Embalse
Minihidro ERNC
Geotermia
Biomasa
Solar
Eolica
ERNC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 199
3.6.2.2 Transferencia de energía por interconexión
En la siguiente figura se muestran las transferencias de energía por las principales líneas
en 500 kV. Los resultados se presentan para las 3 hidrologías analizadas.
Figura 128: Transferencias por líneas de transmisión en 500 kV.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 200
Figura 129: Transferencias por líneas de transmisión en 500 kV.
3.6.2.3 Costos marginales
En la siguiente figura se muestran las proyecciones de los costos marginales para algunas
de las principales barras del SIN.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 201
Figura 130: Proyección de costos marginales para barras de referencia del SIN.
Respecto de los bajos costos marginales en la barra Puerto Montt, estos se explican por
fuertes desacoples producidos por limitaciones en el sistema de transmisión al norte de la
S.E. Puerto Montt. En ese sentido, este estudio considera en servicio las instalaciones de
transmisión en construcción y existentes y, a la fecha de emisión del presente informe, la
Dirección de Planificación y Desarrollo del CDEC-SIC ha recomendado la construcción más
pronta posible de una nueva línea entre las barras Cautín y Ciruelos en estructuras de 500
kV. Lo anterior, en conjunto con la entrada en servicio de la nueva línea Puerto Montt –
Pichirropulli 2x500 kV, acoplarán los costos marginales entre Puerto Montt y el resto del
sistema centro Norte. De esta forma, si la recomendación realizada por el CDEC SIC
indicada se concreta, el sistema dejaría de presentar los desacoples en precios observados
en los gráficos anteriores para la zona de Puerto Montt
3.6.2.4 Márgenes de reserva
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 202
En la siguiente tabla se muestran los márgenes de reserva sistémicos exigidos tanto para
las zonas de reserva (denominadas: SIC, SING), como para el sistema completo (SIN). Es
necesario destacar que las zonas de reservas no coinciden exactamente con cada uno de
los sistemas (SIC, SING). Mientras que la zona de reserva SING considera el SIN desde la
barra Maitencillo al norte (incluyendo Maitencillo), la zona de reserva SIC considera desde
la barra Maitencillo al sur (excluyendo Maitencillo).
La reserva considerada para el control primario de frecuencia (CPF) permanece constante
durante todo el período bajo análisis. De igual manera, la reserva considerada para el
control secundario de frecuencia asociada a corregir las variaciones de la demanda
(CSF_dem) se subdivide en dos bloques y permanece constante en cada bloque durante
todo el período bajo análisis (Bloque 1: 01:00 - 17:59 hrs; bloque 2: 18:00 - 00:59 hrs). Por
otra parte, los márgenes de reserva secundaria destinados a corregir los errores en la
predicción de la producción de fuentes variables de energía varían hora a hora y, por
tanto, se caracterizan los márgenes de reserva en 4 bloques (Bloque 1: 01:00 – 06:59 hrs;
Bloque 2: 07:00 – 17:59 hrs; Bloque 3: 18:00 – 20:59 hrs; Bloque 4: 21:00 – 00:59) con el
fin de captar de manera adecuada las variaciones asociadas a la energía solar FV. En la
Tabla 62 se expone el promedio, la desviación estándar, el valor máximo y el valor mínimo
para dichas componentes estimadas. El nivel de reserva en giro promedio para el SIN es
de 1024 MW, 1178 MW, 1289 MW y 1237 para el bloque 1, bloque 2, bloque 3 y bloque 4
respectivamente.
Tabla 65: Detalle márgenes de reserva requerido para el SIC, SING y SIN para el año 2025.
SIC SING SIN
Tipo de reserva Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
CPF 282 282 282 282 92 92 92 92 374 374 374 374
CSF dem. 148 148 275 275 142 142 164 164 290 290 439 439
CSF_eólica_prom 250 215 279 304 99 99 126 109 349 315 405 413
CSF_eólica_std 133 136 134 150 58 49 50 52 191 184 184 202
CSF_eólica_max 559 626 655 657 269 288 262 239 828 914 918 896
CSF_eólica_min 13 4 29 25 1 4 12 1 14 8 41 25
CSF_solar_prom 0 39 10 0 11 161 61 11 11 200 71 11
CSF_solar_std 0 21 12 0 0 69 60 0 0 90 72 0
CSF_solar_max 0 71 45 0 11 251 206 12 11 322 251 12
CSF_solar_min 0 0 0 0 11 11 11 11 11 11 11 11
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 203
CSF_ERNC_prom 250 254 289 304 110 260 187 120 360 514 476 424
CSF_ERNC_std 133 136 135 150 58 74 78 52 191 210 212 202
CSF_ERNC_max 559 696 668 657 280 445 432 250 839 1141 1100 907
CSF_ERNC_min 13 16 29 25 12 16 25 12 25 32 54 36
Total mínima 443 446 586 582 246 250 281 268 689 696 867 849
Total promedio 680 684 846 861 344 494 443 376 1024 1178 1289 1237
Total máxima 989 1126 1225 1214 514 679 688 506 1503 1805 1913 1720
3.6.2.5 Vertimientos ERNC
En la siguiente tabla de muestran los vertimientos de energía solar y eólica expresados
como relación porcentual en relación al total generado por éstas tecnologías. Dado que,
este valor varía hora a hora se expresa el promedio, desviación estándar, máximo y
mínimo.
Tabla 66: Detalle vertimientos ERNC.
Vertimientos ERNC [%] Húmeda Media Seca
Recortes_eólicos_prom 8.6 7.8 6.7
Recortes_eólicos_std 4.2 4.2 3.4
Recortes_eólicos_max 19.9 18.8 15.4
Recortes_eólicos_min 0.8 0.9 1.0
Recortes_solares_prom 1.0 1.0 1.4
Recortes_solares_std 2.2 2.2 2.0
Recortes_solares_max 15.1 15.7 14.3
Recortes_solares_min 0.0 0.0 0.0
3.6.2.6 Análisis de los ciclajes de las centrales termoeléctricas
3.6.2.6.1 Horas de operación
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 204
En la siguiente figura se muestra el número de horas de operación para las centrales
termoeléctricas, para las 3 hidrologías simuladas, expresado como relación porcentual con
respecto al total de horas posibles de operación durante el período analizado.
Figura 131: N° de horas de operación expresado como relación porcentual.
3.6.2.6.2 Número de partidas anuales
En la siguiente figura se muestra el número de partidas obtenido por para las centrales
termoeléctricas en cada una de las 3 hidrologías simuladas.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Carbon GNL Petróleo
Ho
ras
de
op
erac
ión
[%
]
Humeda
Media
Seca
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 205
Figura 132: N° de partidas unidades de carbón y gnl.
Las siguientes figuras muestran el detalle del número de partidas para las unidades de
carbón y ciclos combinados.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Carbón GNL
N°
Par
tid
as
Humeda
Media
Seca
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 206
Figura 133: Detalle N° Partidas unidades de carbón.
0 2 4 6 8 10 12 14
U13_SINGU12_SING
BOCAMINAANG_I_SING
U14_SINGCTTAR_SING
BOCAMINA_2U15_SING
NUEVA_VENTANASVENTANAS_2
SANTA_MARIACTA_SING
ANG_II_SINGCOCHRANE_1_SING
GUACOLDA_1GUACOLDA_2GUACOLDA_3GUACOLDA_4GUACOLDA_5
CAMPICHEVENTANAS_1
CTM1_SINGCTM2_SINGNTO1_SINGNTO2_SING
CTH_SINGCOCHRANE_2_SING
INFRA_ENERGETICA_1_SING
Número de partidas anuales
Seca
Media
Humeda
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Figura 134: Detalle N° Partidas unidades de ciclo combinado.
La siguiente tabla muestra el detalle de las partidas de las centrales a GNL.
0 20 40 60 80 100 120 140
KELAR_SING
CICLO_COMB_VR_1
U16_GNL_SING
NRENCA_GNL
CORDILLERA
CAMPESINO
NEHUENCO_1_GNL
NEHUENCO_2_GNL
CC2_GNL_SING
SANISIDRO_2_GNL
CTM3_GNL_SIC
SANISIDRO_GNL
QUINTERO_CA1_GNL
QUINTERO_CA2_GNL
QUINTERO_CC_GNL
CICLO_COMB_VR_2
CICLO_COMB_IIIR
CC1_GNL_SING
CTM3_GNL_SING
TIERRA_NOBLE
LOS_RULOS
Número de partidas anuales
Seca
Media
Humeda
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Tabla 67: Número de Partidas y factor de planta, unidades termoeléctricas de gas natural.
Número Partidas Factor de Planta
Central Pmax Pmin Húmeda Media Seca Húmeda Media Seca
CAMPESINO 600.00 240.00 41 39 5 2.68 0.74 2.08
CC1_GNL_SING 325.50 213.50 0 0 0 0.00 0.00 0.00
CC2_GNL_SING 325.50 213.50 9 1 0 0.37 0.04 0.49
CICLO_COMB_IIIR 360.00 144.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
CICLO_COMB_VR_1 360.00 144.00 128 77 20 20.38 25.42 48.25
CICLO_COMB_VR_2 360.00 144.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
CORDILLERA 50.00 0.00 55 31 9 0.63 0.25 0.92
CTM3_GNL_SIC 218.50 152.50 3 1 1 0.21 0.02 0.06
CTM3_GNL_SING 218.50 152.50 0 0 0 0.00 0.00 0.00
KELAR_SING 501.50 200.60 95 83 50 5.47 8.74 18.92
LOS_RULOS 617.50 247.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
NEHUENCO_1_GNL 365.90 252.10 7 9 16 6.58 12.96 23.07
NEHUENCO_1_GNL_FA 20.90 0.00 285 193 123 5.26 3.84 5.08
NEHUENCO_2_GNL 390.20 245.00 9 13 0 13.35 29.09 57.39
NRENCA_GNL 369.90 234.20 53 52 19 21.91 24.30 46.07
NRENCA_GNL_FA 13.00 0.00 409 342 234 14.32 12.39 9.32
QUINTERO_CA1_GNL 128.00 65.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
QUINTERO_CA2_GNL 129.00 65.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
QUINTERO_CC_FA_GNL 35.00 0.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
QUINTERO_CC_GNL 350.00 140.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
SANISIDRO_2_GNL 390.20 218.20 2 1 3 6.54 5.10 20.37
SANISIDRO_GNL 370.90 259.40 0 0 0 0.00 0.00 0.00
SANISIDRO_GNL_FA 19.60 0.00 35 36 2 0.34 0.48 0.55
TG3_GNL_SING 36.10 0.00 324 249 183 8.23 6.07 9.85
TIERRA_NOBLE 570.00 228.00 0 0 0 0.00 0.00 0.00
U16_GNL_SING 343.00 117.00 74 71 60 4.43 5.92 10.91
3.6.2.6.3 Horas de operación a mínimo técnico
En la siguiente figura se muestra el número de horas de operación a mínimo técnico para
las centrales termoeléctricas, para las 3 hidrologías simuladas, expresado como relación
porcentual con respecto a las horas de operación.
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Figura 135: N° de horas de operación a mínimo técnico expresado como relación porcentual.
3.6.2.7 Análisis de demanda neta
Las siguientes figuras muestran la distribución anual de la variación de la demanda neta
para el año 2025 para variaciones de 1 y 3 horas. Como se ha explicado anteriormente, la
demanda neta corresponde la demanda menos la generación esperada de energía solar y
eólica. Los resultados muestran que para un intervalo de 1 hora el 97% de las variaciones
es menor o igual a 1258.8 MW o equivalentemente a 20.9 MW/min. Mientras que para un
intervalo de tiempo de 3 horas, el 97% las variaciones de demanda neta son menores o
iguales a 2602.2 MW o equivalentemente a 14.5 MW/min. De igual modo, el 100% de las
variaciones, para intervalos de 1 hora, son menores o iguales a 2119.3 MW o
equivalentemente a 35.3 MW/min. Por otra parte, el 100% de las variaciones, para
intervalos de 3 horas, son menores o iguales a 4653.1 MW o equivalentemente a 25.9
MW/min.
0
10
20
30
40
50
60
Carbon GNL Petróleo
Ho
ras
MT
[%]
Humeda
Media
Seca
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Figura 136: Distribución de la variación de la demanda neta para un intervalo de 1 hora.
Figura 137: Distribución de la variación de la demanda neta para un intervalo de 3 horas.
3.6.2.7.1 Intervalos de 1 hora
Para un intervalo de tiempo de 1 hora la máxima variación es de 2169 [MW] y esta ocurre
a las 19:00 hrs del 29 de septiembre. La siguiente figura muestra la demanda total del SIN,
la generación eólica, la generación solar y la demanda neta.
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Figura 138: Curva de demanda neta, período 24/09/2025 – 30/09/2025.
3.6.2.7.2 Intervalo de 3 horas
La variación máxima observada para intervalos de 3 horas es de 4634 [MW] a las 21:00 hrs
del 23 de noviembre (día domingo). La siguiente figura muestra la demanda total del SIN,
la generación eólica, la generación solar y la demanda neta.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
1 8
15
22
29
36
43
50
57
64
71
78
85
92
99
10
6
11
3
12
0
12
7
13
4
14
1
14
8
15
5
16
2
[MW
h]
Hora
SIN
Eolica
Solar
Dx Neta
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Figura 139: Curva de demanda neta, período 19/11/2025 – 25/11/2025.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
1 8
15
22
29
36
43
50
57
64
71
78
85
92
99
10
6
11
3
12
0
12
7
13
4
14
1
14
8
15
5
16
2
[MW
h]
Hora
SIN
Eolica
Solar
Dx Neta
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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3.7 Análisis de sensibilidad
Con el objeto de analizar el impacto económico que podría tener sobre el sistema operar
con mayor flexibilidad, se realiza un análisis de sensibilidad con respecto a los siguientes
parámetros:
Disminución de la potencia mínima de las centrales termoeléctricas
Disminución de los requerimientos de reserva secundaria por una mejor predicción
de los recursos eólico y solar.
Disminución de los tiempos mínimos fuera de servicio y en operación de las
centrales a carbón y de ciclo combinado.
A continuación se analiza cada una de estas sensibilidades realizadas.
3.7.1 Potencia mínima
En esta sección se realizan algunas sensibilidades con respecto a la potencia mínima de las
centrales a carbón y a GNL. En (IEA, 2014)19 se analizan rangos de reducción de potencia
mínima de centrales a carbón de hasta un 50%. Dichos reducción de potencia se podrían
alcanzar mediante reacondicionamiento de las máquinas térmicas. En (J.Hentschel et
al.,201620) se presentan rangos de potencias mínimas para centrales a carbón entre 20% y
40% y se mencionan que las nuevas centrales a carbón en Alemania se están
construyendo con potencia mínima igual a 20% de la potencia nominal.
El análisis de sensibilidad consiste en reducir la potencia mínima de las centrales hasta un
valor equivalentemente a un 40% de la potencia máxima, tanto para las centrales a carbón
como las centrales a GNL. La siguiente tabla muestra el rango entre la potencia máxima y
potencia mínima para el caso base21 y para el caso con flexibilidad, considerando solo las
centrales a carbón. Producto de la disminución se podrían entregar al sistema 543 MW
adicionales de generación a base de carbón.
19
The Power of Transformation - Wind, Sun and the Economics of Flexible Power Systems. International Energy Agency. 2014 20
Julia Hentschel, Ugljes˘a Babić, Hartmut Spliethoff, A parametric approach for the valuation of power plant flexibility options, Energy Reports, Volume 2, November 2016, Pages 40-47. 21
Por caso base se entiende aquel que mantiene los parámetros originales con los cuales se hicieron las simulaciones.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Tabla 68: Potencia instalada en centrales a carbón y potencia mínima total suponiendo que todas las centrales se encuentran en operación
Caso base (MW) Caso flexibilidad
(MW)
Diferencia máxima
(MW)
Potencia
instalada (MW)
4855 4855 2406
Potencia mínima
(MW)
2450 1906 2949
En las siguientes figuras se muestran la potencia total generada para las centrales a
carbón y la potencia mínima total. Para la hidrología húmeda se puede observar que la
potencia generada pasa más horas en valores cercanos a la potencia mínima, en
comparación con el escenario con hidrología seca. Por tanto, el impacto sobre el sistema
va estar condicionado por la hidrología considerada y por los niveles de penetración de
generación con fuentes variables.
Figura 140: Potencia generada versus potencia mínima, hidrología húmeda, escenario Licitaciones, año 2021.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
11
60
31
94
78
63
77
96
95
51
11
41
27
31
43
21
59
11
75
01
90
92
06
82
22
72
38
62
54
52
70
42
86
33
02
23
18
13
34
03
49
93
65
83
81
73
97
64
13
54
29
44
45
34
61
24
77
14
93
05
08
95
24
85
40
75
56
65
72
55
88
46
04
36
20
26
36
16
52
06
67
96
83
86
99
77
15
67
31
57
47
47
63
37
79
27
95
18
11
08
26
98
42
88
58
78
74
6
MW
hora
Potencia generada
Potencia mínima
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Figura 141: Potencia generada versus potencia mínima, hidrología media, escenario Licitaciones , año 2021.
Figura 142: Potencia generada versus potencia mínima, hidrología secaescenario Licitaciones , año 2021.
3.7.2 Disminución de la reserva secundaria
Como se ha explicado anteriormente, se espera que los modelos de proyección de recurso eólico y solar mejoren con el tiempo. Mejores proyecciones tendrán como consecuencia que menores sean los niveles de reserva secundaria con que operará el sistema eléctrico. La sensibilidad evaluada consiste en disminuir a un 5% de la generación esperada el requerimiento de reserva secundaria por error de predicción del recurso eólico y solar.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
11
63
32
54
87
64
98
11
97
31
13
51
29
71
45
91
62
11
78
31
94
52
10
72
26
92
43
12
59
32
75
52
91
73
07
93
24
13
40
33
56
53
72
73
88
94
05
14
21
34
37
54
53
74
69
94
86
15
02
35
18
55
34
75
50
95
67
15
83
35
99
56
15
76
31
96
48
16
64
36
80
56
96
77
12
97
29
17
45
37
61
57
77
77
93
98
10
18
26
38
42
58
58
78
74
9
MW
hora
Potencia generada
Potencia mínima
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
12
09
41
76
25
83
31
04
11
24
91
45
71
66
51
87
32
08
12
28
92
49
72
70
52
91
33
12
13
32
93
53
73
74
53
95
34
16
14
36
94
57
74
78
54
99
35
20
15
40
95
61
75
82
56
03
36
24
16
44
96
65
76
86
57
07
37
28
17
48
97
69
77
90
58
11
38
32
18
52
98
73
7
MW
hora
Potencia generada
Potencia mínima
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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3.7.3 Disminución de los tiempos mínimos de operación y fuera de servicio
Con la disminución de los tiempos mínimos de operación y fuera de servicio se espera que aumente la flexibilidad del sistema ya que las centrales pueden ser apagadas en menor tiempo y además las centrales están disponibles más rápido para entrar en operación al sistema. La flexibilidad consiste en disminuir los tiempos mínimos de fuera de servicio a un valor igual a 9 horas y disminuir los tiempos mínimos operación a un valor igual a 15 horas.
3.7.4 Resultados
La siguiente tabla muestra los resultados de la sensibilidad en los niveles de potencia
mínima. Los resultados obtenidos muestran una diferencia menor a 1,1%.
Tabla 69: Resultados preliminares del impacto de tener una mayor flexibilidad y para las 3 hidrologías evaluadas (Escenario Licitaciones, año 2021)
Caso Húmeda Media Seca
Costo operación Caso Base (US$ millones) 983 1297 1790
Costo operación Caso Flexibilidad Pmin (US$ millones) 973 1289 1786
Diferencia anual (%) 1,1% 0,6% 0,2%
Diferencia anual (US$ millones) 11 8 4
Máxima diferencia semanal (US$ millones) 0,7 1,3 1,2
Máxima diferencia semanal (%) 5,9% 4,3% 2,7%
La siguiente tabla muestra los resultados de la sensibilidad en los niveles de potencia
mínima22, reserva en giro y tiempos mínimos de operación. Los resultados obtenidos
muestran una diferencia menor a 2,5%.
22
Solo hasta un 50%. Pendiente ajustar a un 40%.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Tabla 70: Resultados preliminares del impacto de tener una mayor flexibilidad
Caso Húmeda media Seca
Costo operación Caso Base (US$ millones) 983 1297 1790
Costo operación Caso Flexibilidad Pmin, Reserva, tmin (US$ millones)
959 1280 1782
Diferencia anual (US$ millones) 24 16 7,7
Diferencia anual (%) 2,5% 1,2% 0,4%
Máxima diferencia semanal (%) 7,2% 7,3% 3,2%
Los resultados anteriores se podrían explicar porque la disponibilidad de reserva en
algunas horas es mayor que la reserva requerida. Lo anterior se da principalmente en el
SIC.
La siguiente figura muestra la disponibilidad de la reserva en giro del sistema para el caso
base y para el caso con mayor flexibilidad. Para el caso con flexibilidad, se observa que el
49% del tiempo la reserva disponible es mayor que el máximo de los promedio de los 4
bloques analizados (1227 MW) anteriormente. Es decir, a pesar de exigir menos reserva al
sistema, el sistema sigue manteniendo niveles de reserva superiores a los requeridos en el
51% del año. Esto explicaría porque no disminuyen de manera significativa los costos al
exigirle mayor flexibilidad al sistema. Para la hidrología húmeda, en el caso de mayor
flexibilidad el 21% del tiempo se tiene una reserva disponible mayor a al máximo de los
promedios de los 4 bloques analizados.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Figura 143: Curva de duración para la reserva en giro disponible para el caso base versus el caso con flexibilidad.
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3.8 Análisis de estabilidad
3.8.1 Preparación de las bases de datos
3.8.1.1 Consolidación de base de datos de DigSilent y PLP
Para realizar los estudios de estabilidad involucrados en el presente estudio, fue necesario
consolidar las bases de datos de DigSilent y PLP en cada uno de los escenarios de
planificación considerados. La consolidación comprendió tanto las centrales de generación
como las demandas.
3.8.1.1.1 Consolidación de las centrales de generación
En cuanto a las centrales de generación, se realizó un mapeo entre las centrales de
generación existentes en la base de datos de DigSilent y aquéllas existentes en las bases
de datos de PLP, ambas entregadas por la contraparte. Este mapeo es necesario ya que
muchas centrales modeladas en PLP no se encuentran en la base de datos de DigSilent.
Estas centrales faltantes en la base de datos de DigSilent fueron categorizadas en tres
tipos:
1. Centrales pequeñas existentes (𝑃𝑚𝑎𝑥 < 10 𝑀𝑊)
2. Centrales medianas y grandes existentes (𝑃𝑚𝑎𝑥 > 10 𝑀𝑊)
3. Centrales proyectadas (principalmente ERNC)
Para poder realizar los estudios dinámicos, es necesario modelar las centrales faltantes en
DigSilent. Sin embargo, no todas las centrales tienen el mismo impacto en la seguridad del
sistema desde el punto de vista dinámico. Es por esto que, previo acuerdo con la
contraparte, se determinó que aquellas centrales pequeñas existentes en la base de datos
PLP y no en DigSilent, se agruparan en generadores equivalentes según la ubicación
geográfica. Las centrales medianas y grandes existentes, así como las proyectadas a
futuro, deben ser modeladas en forma individual.
3.8.1.1.2 Consolidación de los consumos
En el caso de los consumos, dado que el predespacho se realiza en base a un modelo
simplificado de la red (con menos nodos que el modelo en Digsilent), es necesario
redistribuir la demanda de PLP (distribuida en 𝑁𝑃𝐿𝑃 barras de consumos) en una cierta
cantidad 𝑁𝐷𝑖𝑔𝑠 de barras de consumo en DigSilent (donde se cumple que 𝑁𝑃𝐿𝑃 < 𝑁𝐷𝑖𝑔𝑠).
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 220
Esta redistribución de demanda entre barras de consumo de PLP y Digsilent se hizo de
acuerdo a23:
Para el SIC, la Contraparte entregó la asociación entre las barras de consumo de
DigSilent y PLP (cada barra de consumo de DigSilent está asociada a una única
barra de consumo de PLP), junto con un factor de distribución fijo (en porcentaje).
Para las barras de consumos pertenecientes a las regiones Metropolitana,
Concepción y de Valparaíso (zonas de distribución mayor) se indicó, además, a cuál
de estas tres zonas pertenece la barra. En el caso de las barras de consumo que no
están asociados a ninguna zona de distribución mayor, la distribución de la
demanda se hace por barra de consumo de PLP, es decir, la demanda de cada
barra de consumo de PLP se distribuye en las barras de consumo de DigSilent de
acuerdo al factor de distribución correspondiente. En el caso de las barras de
consumo asociadas a alguna zona de distribución mayor, la distribución de la
demanda se hace por zona, es decir, primero se calcula la demanda total de cada
zona, la que se distribuye en las barras de consumos de DigSilent de acuerdo al
factor de distribución correspondiente.
Para el SING, la demanda total se distribuye en las barras de consumos en DigSilent
de acuerdo a un factor de distribución fijo, independiente de la barra de consumo
de PLP. Este factor de distribución se calculó, por cada barra de consumo en
DigSilent, como el cociente entre el consumo que venía en el modelo de DigSilent
entregado por la Contraparte y la demanda total del SING para dicho punto de
operación.
El detalle de los factores de asociación para los consumos del SIC y SING se muestra en el
Anexo 8.5.
3.8.1.2 Modelamiento de centrales faltantes en DigSilent para el escenario ERNC al
año 2021
Una vez determinadas las centrales faltantes a modelar en DigSilent, se procedió a su
modelación para el escenario ERNC al año 2021, caso de análisis para el estudio dinámico
acordado con la contraparte.
La siguiente tabla muestra el detalle de las centrales pequeñas modeladas (𝑃𝑚𝑎𝑥 <
10 𝑀𝑊), incluyendo las centrales PLP agrupadas. Las centrales equivalentes fueron
modeladas como generadores síncronos.
23
Esta forma de redistribución de demanda se acordó con la contraparte.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 221
Tabla 71: Centrales equivalente modeladas en DigSilent junto con las centrales PLP agregadas
Central equivalente
Centrales de PLP asociadas Pmax [MW]
Pmax agregado
[MW]
Punto de inyección
Eq_1
CARBOMET 9
30,897 Buin 110 kV
EL_LLANO 2
EOLICA_UCUQUER 6,965
EYZAGUIRRE 2,1
LAS_VERTIENTES 1,66
LOSMORROS 2,6
SOLAR_LAS_TERRAZAS 3
SOLAR_LOMA_LOS_COLORADOS 1,074
TIL-TIL_1 2,498
Eq_2
LA_PALOMA 4,6
19,01 Pan de Azúcar 110 kV
PUCLARO 5,6
SOLAR_AVENIR_1 3,0
SOLAR_ESPERANZA 2,88
TAMBO_REAL 2,93
Eq_3
ALLIPEN 2,67
32,3 Temuco 220 kV
DON_WALTERIO 2,95
EL_CANELO 6,08
HIDRO_BONITO_MC1 9,0
HIDRO_BONITO_MC2 3,2
MUCHI 1,0
RECA 1,6
RIO_TRUENO 5,8
Eq_4 EL_DIUTO 3,25 3,35 Charrúa 154 kV
Eq_5
DONGO 6,0
15,6 Puerto Montt 220 kV ENSENADA 6,6
LA_ARENA 3,0
Eq_6
PEHUI 1.1
5,52 Linares 154 kV PURISIMA 0.42
ROBLERIA 4,0
Eq_7 PAMPA_CAMARONES_SING 6,0 6,0 Pozo Almonte 110 kV
La siguiente tabla muestra el detalle de las centrales grandes (existentes y proyectadas)
que fueron modeladas en DigSilent. Para estas centrales se incluyeron modelos dinámicos.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 222
Tabla 72: Centrales grandes existentes y proyectadas para el escenario ERNC para el año 2021 que fueron modeladas
Nombre Central Tipo Pmax [MW]
Unidades paralelas
Punto de inyección
TAMAYA_SING Generador Síncrono
94,98 4 Crucero 220 kV
JAMA_2_SING Static
Generator 24,0 1 Jama 220 kV
ATACAMA_I Static
Generator 100,0 70 Chacaya 220 kV
ATACAMA_CSP_1_SING Generador Síncrono
110,0 1 Chacaya 220 kV
INFRA_ENERGETICA_1_SING Generador Síncrono
340,0 1 Los Changos 220 kV
La siguiente figura muestra la ubicación geográfica de las nuevas centrales modeladas en
la base de datos de DigSilent para el estudio dinámico del sistema.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Figura 144: Nuevas centrales modeladas en DigSilent
Central hidroeléctrica
Central térmica
Nueva central modelada
Eq_1
Eq_2
Eq_3
Eq_4
Eq_5
Eq_6
Eq_7
TAMAYA_SING
JAMA_2_SING
ATACAMA_1
ATACAMA_CSP_1_SING
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 224
3.8.2 Propuesta para determinación de puntos de operación para estudios
dinámicos para un escenario y año determinados
La gran complejidad involucrada en el desarrollo de modelos dinámicos para sistemas
eléctricos de potencia así como los tiempos de ejecución asociados a la simulación
dinámica de los mismos, lleva a que el análisis de la operación de las 8760 horas del año y
de todas las fallas que podrían surgir en el sistema sea un problema inabordable debido al
tiempo que se requeriría para su desarrollo y ejecución. Lo anterior resulta aún más
evidente cuando se consideran varios escenarios de expansión a futuro, en cuyo caso el
problema de un estudio dinámico detallado incluyendo todos los puntos de operación
posibles es definitivamente imposible. Por este motivo, todo estudio dinámico requiere
limitar la cantidad de simulaciones dinámicas a realizar, tanto acotando los puntos a
operación como las contingencias a simular en cada uno de ellos.
A nivel general, el criterio para seleccionar tanto los puntos de operación como las
contingencias es en base al criterio del “peor escenario”, es decir, se seleccionan aquellos
escenarios que representen las peores circunstancias, desde el punto de vista de
estabilidad, que podría experimentar el sistema de potencia. El peor escenario depende
fuertemente del tipo de estudio que se quiera realizar, del tipo de red y del tipo de
tecnologías de generación que dominen el sistema.
En el presente proyecto se propone que la selección de los puntos de operación para el
año de interés (2021)24 se haga en base a 2 aspectos clave del sistema:
Operación de la línea de interconexión
Demanda neta del sistema
Operación de la línea de interconexión: La línea de interconexión se selecciona por ser el
nuevo elemento central que caracterizará el sistema interconectado nacional a partir del
año 2018. Más aún, se sabe que el amortiguamiento y la estabilidad de los modos
interárea que surjan de la interconexión de ambos sistemas estarán fuertemente
definidos por el nivel de carga de la línea de interconexión, afectando por ende la
estabilidad de pequeña señal del sistema. A mayor flujo por líneas AC de interconexión
mayor es la probabilidad de modos interárea mal amortiguados o inestable. Por lo
anterior resulta clave seleccionar algunos puntos de operación que reflejen las
24
El año 2021 como año de análisis de para el estudio dinámico se acordó con la contraparte en la reunión sostenida el miércoles 27 de Julio en el CDEC-SIC.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 225
condiciones extremas que se puedan experimentar en el enlace, es decir, los flujos
máximos de potencia tanto en dirección SICSING como SINGSIC. A continuación se
presenta a modo ilustrativo la distribución acumulada del flujo por el enlace considerando
8760 horas (un año). De la figura se observa que los flujos máximos en ambas direcciones
(SIC->SING y SING->SIC) son cercanos a los flujos máximos de enlace dependiendo de la
hidrología evaluada. En este caso particular, desde la perspectiva de oscilaciones interárea
y estabilidad de pequeña señal, habría que seleccionar a lo menos ambos puntos de
operación para su estudio dinámico.
Figura 145: Distribución de flujo acumulado. Este gráfico ya se había presentado en secciones anteriores.
Para el caso del presente proyecto, una vez obtenidos los despachos de todos los
escenarios para el año 2021 (8760 × 3 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑙𝑜𝑔𝑖𝑎𝑠 × 1 𝑝𝑙𝑎𝑛 𝑑𝑒 𝑒𝑥𝑝𝑎𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝐸𝑅𝑁𝐶25), se
generarán las curvas de distribución acumulada del flujo por el enlace para luego
seleccionar los puntos de operación críticos. Si por cada hidrología se seleccionaran 2
puntos críticos (flujos máximos por el enlace en ambas direcciones), entonces ya se
tendrían los 6 puntos de operación para todo el estudio dinámico. Dado lo anterior, y
considerando que existen otros puntos críticos no relacionados con el flujo por el enlace,
25
El plan de expansión ERNC se seleccionó con la contraparte como escenario de planificación para el estudio dinámico en la reunión sostenida el miércoles 27 de Julio en el CDEC-SIC.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 226
se recomienda elegir sólo 1 hidrología, de forma de seleccionar en total 2 puntos con este
criterio.
Demanda neta del sistema: El escenario de planificación seleccionado para el estudio
dinámico (Escenario ERNC), se caracteriza por altos niveles de ERNC a futuro. Las ERNC
con conversor, como son la generación eólica de velocidad variable y las centrales
fotovoltaicas se caracterizan por la naturaleza estocástica del recurso (variabilidad minuto
a minuto) y la incertidumbre de la inyecciones (error de pronóstico). Lo anterior implica
que altos niveles de estas tecnologías llevan un aumento de la variabilidad e
incertidumbre del sistema de potencia. Lo anterior tiene un efecto directo en la capacidad
de regulación de frecuencia del sistema. De esta forma, frente a altas inyecciones ERNC, el
sistema deberá estar preparado no sólo para compensar el incremento máximo probable
de la demanda o la pérdida del mayor generador, sino también las variaciones
intempestivas en la potencia generada por las ERNC. Desde la perspectiva de la estabilidad
de frecuencia, a diferencia de las centrales convencionales, las turbinas eólicas de
velocidad variable y los paneles fotovoltaicos no aportan con inercia al sistema. La inercia
de un sistema limita la tasa de cambio de la frecuencia (𝑑𝑓/𝑑𝑡) durante los primeros
segundos después de ocurrido un desbalance entre carga y generación. Mientras menor
inercia tenga el sistema, más rápida es la caída inicial de la frecuencia. La constante de
inercia da una indicación del tiempo (en segundos) que un generador puede proveer
potencia nominal utilizando únicamente la energía almacenada en sus partes giratorias.
En el caso de la generación fotovoltaica no existe inercia (los paneles no tienen partes
giratorias), mientras que en el caso de las turbinas eólicas con velocidad variable, el
conversor desacopla el aerogenerador de la red por lo que su respuesta inercial “natural”
frente a cambios en la frecuencia desaparece. De esta forma, un alto nivel de penetración
de ERNC con conversor puede llevar a un aumento de la caída inicial de la frecuencia
después de un desbalance de potencia lo que podría repercutir en una mayor frecuencia
de activación de los esquemas de desconexión automática de carga (EDAC) y en un
empeoramiento del desempeño del control primario de frecuencia. Como consecuencia
de lo anterior, otros puntos de operación críticos que deberían ser analizados desde la
perspectiva dinámica, son aquellas horas en el año caracterizadas por un bajo nivel de
inercia sistémica, es decir, horas con pocos generadores sincrónicos en operación y por
ende con baja demanda neta. En este contexto, se propone seleccionar 3 puntos:
Hora caracterizada por una baja inercia en el SING (mínima demanda neta en el
SING)
Hora caracterizada por una baja inercia en el SIC (mínima demanda neta en el SIC)
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 227
Hora caracterizada por una baja inercia en el sistema como un todo (mínima
demanda neta en el SIC+SING)
Considerando los criterios expuestos, se tendrían 5 puntos de operación seleccionados
para el estudio de estabilidad: 2 desde la perspectiva flujo por el enlace y 3 desde la
perspectiva demanda neta. En cuanto al último punto de operación, se recomienda
seleccionarlo una vez obtenidos los resultados del despacho para el año 2021, de forma
tal que, de surgir alguna condición de operación relevante desde la perspectiva de
seguridad, se lo incluya en el análisis dinámico.
3.8.3 Selección de puntos de operación para estudios dinámicos
En esta sección se presenta la selección de los puntos de operación en base a los
resultados obtenidos en el predespacho. Se incluye en el análisis un total de 𝑛𝑑 = 8760 ×
3 = 26280 despachos (un año con ventana horaria y tres hidrologías). En las secciones
anteriores se presenta los supuestos usados en el predespacho para esta etapa.
Puntos de operación en base a los flujos por el enlace de interconexión
Tal como se indicó en la Sección 3.8.2, los primeros dos puntos de operación se
seleccionan en base a los flujos máximos por el enlace. A continuación se presentan los
resultados de esta selección, partiendo por el punto de operación correspondiente al flujo
máximo por el enlace desde el SIC hacia el SING, seguido por el punto de operación
correspondiente al flujo máximo por el enlace desde el SING hacia el SIC.
La siguiente figura presenta el 10% de los máximos flujos por el enlace de interconexión
desde el SIC hacia el SING (línea Changos – Cumbres 500 kV), obtenidos como resultado
del despacho. Los puntos de operación se grafican en función de las inercias del sistema,
incluyendo la inercia del SIC, SING y del sistema como un todo (SIC+SING).
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 228
Figura 146: Flujos máximos por el enlace desde el SIC hacia el SING
De los resultados del despacho se obtuvieron 20 puntos de operación caracterizados por
un flujo máximo de 1500 MW. Estos 20 puntos se muestran en la zona destacada en rojo
en la figura. Del total de puntos caracterizados por flujos máximos hacia el norte se
escogió el punto de operación 1 (PO1) por ser aquél donde la inercia del sistema es la
menor. La siguiente figura resume las condiciones de operación del sistema para el PO1.
Figura 147: Condiciones de operación en PO1 (Máximo flujo hacia el norte)
0
10
20
30
40
50
60
1340 1360 1380 1400 1420 1440 1460 1480 1500 1520
Iner
cias
Flujos máximos Cumbres Los Changos 500 kV
H (SIC) H (SING) H sist (SIC + SING)
Punto de operación 1 (OP1)
Cumbres
Los
Changos
Nueva
CardonesNueva
Maitencillo
Nueva
Diego de
Almagro
Diego de Almagro
Nueva Encuentro-Crucero
Kapatur
G
G
1500 MW
SINGSIC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 229
Como se puede ver de la figura anterior, el PO1 está caracterizado por un nivel de
demanda de 8080 MW y una participación de energías renovables de 11% con respecto a
la demanda total (16% en el SIC y 2% en el SING).
La siguiente figura presenta el 10% de los máximos flujos por el enlace de interconexión
desde el SING hacia el SIC. Al igual que en el caso anterior, los puntos se grafican en
función de las inercias del sistema, incluyendo la inercia del SIC, SING y del sistema como
un todo (SIC+SING).
Figura 148: Flujos máximos por el enlace desde el norte hacia el sur
En este caso se escogió el punto de operación 2 (PO2) como aquél punto representativo
del flujo máximo hacia el sur por el enlace (destacado en rojo en la figura). El punto está
caracterizado por un flujo de cerca de 1405 MW. La siguiente figura muestra gráficamente
las condiciones de operación del sistema para el punto de operación PO2.
0
10
20
30
40
50
60
70
1240 1260 1280 1300 1320 1340 1360 1380 1400 1420
Iner
cias
Flujos máximos Los Changos Cumbres 500 kV
H (SIC) H (SING) H sist (SIC + SING)
Punto de operación 2 (OP2)
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 230
Figura 149: Condiciones de operación en PO2 (Máximo flujo del SING al SIC)
De la figura se ve que el PO2 está caracterizado por un nivel de demanda alto (cerca de
10100 MW) y una mayor participación de las energías renovables en comparación con el
punto de operación anterior (PO1). En este caso, la participación de las energías
renovables alcanza casi un 17% con respecto a la demanda total. En cuanto a la
participación por sistema, la participación de las energías renovables con respecto a la
demanda del SIC corresponde a un 15% y a un 21% en el caso del SING.
Puntos de operación en base a la demanda neta del sistema
De acuerdo a lo indicado en la Sección 3.8.2, los siguientes tres puntos de operación se
seleccionan en base a las inercias mínimas del sistema (SIC, SING y SIC+SING). A
continuación se presentan los resultados de esta selección, partiendo por el punto de
operación correspondiente a la inercia mínima del SIC, seguido por el punto de operación
correspondiente a la inercia mínima del SING y finalmente aquél correspondiente a la
inercia mínima del sistema completo (SIC+SING).
La siguiente figura muestra el 10% de las menores demandas netas del SIC en función de
la inercia del SIC.
Cumbres
Los
Changos
Nueva
CardonesNueva
Maitencillo
Nueva
Diego de
Almagro
Diego de Almagro
Nueva Encuentro-Crucero
Kapatur
G
G
1405 MW
SINGSIC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 231
Figura 150: Demandas netas mínimas del SIC
En base a la figura anterior se selecciona el punto de operación 3 (PO3, encerrado en un
círculo rojo en la figura) para representar la condición de demanda neta mínima del SIC. La
siguiente figura muestra gráficamente las condiciones de operación del sistema para este
punto de operación.
Figura 151: Condiciones de operación en PO3 (Mínima demanda neta del SIC)
Punto de operación 3 (PO3)
0
5
10
15
20
25
30
3100 3150 3200 3250 3300 3350 3400 3450 3500
Iner
cias
Demanda neta mínima SIC
H (SIC)
Cumbres
Los
Changos
Nueva
CardonesNueva
Maitencillo
Nueva
Diego de
Almagro
Diego de Almagro
Nueva Encuentro-Crucero
Kapatur
G
G
1015 MW
SINGSIC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 232
De la figura anterior se observa que el punto de operación escogido se caracteriza por
tener un nivel de demanda muy baja (7560 MW, correspondiente a 1,028 de la demanda
mínima del sistema) y una alta participación de las energías renovables. A nivel sistémico
las ERNC cubren un 30% de la demanda total mientras que en el SIC cubren un 36% de la
demanda del local. En el SING las renovables cubren 20% de su demanda.
La siguiente figura muestra el 10% de las menores demandas netas del SING en función de
la inercia del SING.
Figura 152: Demandas netas mínimas del SING
En base a la figura anterior se selecciona el punto de operación 4 (PO4, encerrado en un
círculo rojo en la figura) como representativo de demanda neta mínima del SING. Cabe
destacar que la inercia del SING en el punto de operación seleccionado no es la menor
dentro del grupo del 10% de las demandas netas mínimas. Sin embargo, esta diferencia en
la inercia (alrededor de un 10%) no es tan relevante en comparación con la diferencia en
la demanda neta mínima del SING (alrededor de un 15%). La siguiente figura muestra
gráficamente las condiciones de operación del sistema para este punto de operación.
Punto de operación 4 (PO4)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
1150 1200 1250 1300 1350 1400 1450
Iner
cias
Demanda neta mínima SING
H (SING)
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 233
Figura 153: Condiciones de operación en PO4 (Mínima demanda neta del SING)
Como se puede ver de la figura anterior, el punto de operación PO4 se caracteriza por
tener un nivel de demanda alto (10069 MW) y por un nivel de participación de las energías
renovables de un 15% con respecto a la demanda total de ambos sistemas. El nivel de
participación de las renovables en el SING es mayor que en el SIC (19% en comparación
con 14%). Al igual que en el PO2, en este caso existe un flujo por el enlace desde el SING
hacia el SIC.
Finalmente, la siguiente figura muestra el 10% de las menores demandas netas del
sistema en función de la inercia total (SIC+SING).
Cumbres
Los
Changos
Nueva
CardonesNueva
Maitencillo
Nueva
Diego de
Almagro
Diego de Almagro
Nueva Encuentro-Crucero
Kapatur
G
G
525 MW
SINGSIC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 234
Figura 154: Demandas netas mínimas del sistema (SIC+SING)
En base a la figura anterior se selecciona el punto de operación 5 (PO5, encerrado en un
círculo rojo en la figura) como representativo de la demanda neta mínima del sistema
(SIC+SING). La siguiente figura muestra gráficamente las condiciones de operación del
sistema para este punto de operación.
Figura 155: Condiciones de operación en PO5 (Mínima demanda neta del sistema)
Punto de operación 5 (PO3)
0
10
20
30
40
50
4900 5000 5100 5200 5300 5400 5500
Iner
cias
Demanda neta mínima del sistema
H sist (SIC+SING)
Cumbres
Los
Changos
Nueva
CardonesNueva
Maitencillo
Nueva
Diego de
Almagro
Diego de Almagro
Nueva Encuentro-Crucero
Kapatur
G
G
4415 MW
827 MW
6146 MW
2480 MW
1095 MW
616 MW
2768 MW
SINGSIC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 235
Como se puede ver de la figura anterior, el punto de operación 5 (PO5) se caracteriza por
un nivel de demanda medio bajo (8626 MW) y una alta participación de energías
renovables (39% de la demanda total; 45% en el SIC y 25% en el SING). Este alto nivel de
participación de las renovables lleva a que el punto seleccionado corresponda al de
demanda neta mínima del sistema.
Resumen de los puntos de operación seleccionados
La siguiente tabla resume las principales características de los puntos de operación
seleccionados.
Tabla 73: Resumen de puntos de operación seleccionados
No. Demanda
(MW)
Aporte GS
(MW)
Aporte ERNC
(MW)
ERNC/Demanda
(%)
Flujo SIC SING
(MW)
PO1 8.080 7.583 904 11,2 1.500
PO2 10.106 8.778 1.677 16,6 -1.405
PO3 7.560 5.476 2.285 30,2 1.016
PO4 10.069 8.760 1.551 15,4 -525
PO5 8.626 5.510 3.295 38,2 827
3.8.4 Resultados dinámicos
En esta sección se presentan los resultados dinámicos obtenidos para algunos de los
puntos de operación seleccionados en la Sección 3.8.3. Para evaluar el desempeño
dinámico del sistema, el primer paso fue analizar los modos de oscilación del sistema en
cada uno de los puntos de operación mediante un análisis modal de la red. De esta forma,
fue posible identificar e implementar las medidas correctivas necesarias para lograr
niveles de amortiguación aceptables desde el punto de vista dinámico. Una vez concluida
esta etapa, se analizó la estabilidad del sistema mediante la simulación de cortocircuitos
trifásicos en distintos puntos del sistema y la desconexión de la mayor unidad de
generación en operación tanto en el SIC como en el SING. Concretamente, se simularon
los siguientes cortocircuitos:
1. S/E Los Changos 500 kV.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 236
2. S/E Cumbres 500 kV.
3. S/E Nueva Cardones 500 kV.
4. S/E Nueva Maitencillo 500 kV.
5. S/E Polpaico 500 kV.
En cada una de las fallas simuladas se despeja el cortocircuito mediante la apertura del
circuito de línea afectado después de 120 ms de ocurrida la falla.
3.8.4.1 Resultados del análisis de pequeña señal
En esta sección se presentan los resultados obtenidos del análisis modal del sistema que
se hizo para todos los puntos de operación seleccionados. Tal como se indicó
anteriormente, el objetivo principal de esta etapa es identificar e implementar las
medidas correctivas necesarias para lograr niveles de amortiguación aceptables para
todos los puntos de operación seleccionados desde el punto de vista de pequeña señal.
Las medidas correctivas consideradas en esta etapa fueron las siguientes:
Incorporación de modelos de planta ad-hoc a las unidades que no tenían. Lo
anterior sólo en caso de tener información para dichos efectos.
Incorporación de PSS en unidades existentes cuyo modelo de planta no lo incluía.
Activación de PSS en modelos de planta existentes que no venían con el PSS
activado
Re-sintonización de PSS
La identificación, selección y adopción de medidas correctivas necesarias se hizo en base a
los resultados obtenidos del análisis modal. En particular, se analizaron los modos de
oscilación mal amortiguados en cada punto de operación, identificando en cada caso los
generadores más influyentes a través de los factores de participación. Debido a que la
implementación de una medida correctiva en un punto de operación en particular influye
en los modos de oscilación de los otros puntos de operación, cada medida adoptada fue
implementada en todos los puntos de operación, es decir, no sólo en aquél que contenía
el modo de operación mal amortiguado que motivó la medida correctiva. Es por esto que,
cada vez que se implementó una nueva medida correctiva, se analizaron nuevamente los
modos de oscilación de todos los puntos de operación en estudio. Este proceso iterativo
finalizó cuando los modos de oscilación de todos los puntos de operación tuvieran niveles
de amortiguamiento aceptables desde el punto de vista dinámico.
Una vez finalizado este proceso iterativo, las medidas correctivas en cuanto a la
incorporación de modelos de planta y PSS fueron las siguientes:
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 237
Se le agregó modelo de planta a la unidad Guacolda 5, tomando como base el
modelo de planta de la unidad Guacolda 2
Se incorporaron PSS a las unidades Machicura U1 y U2, tomando como base el PSS
de Colbún
La sintonización de los PSS se realizó mediante un procedimiento de trial and error,
basado en la experiencia del consultor. La siguiente tabla muestra los cambios
implementados en cuanto a la activación y/o re-sintonización de PSS.
Tabla 74: Medidas correctivas en cuanto a la activación y/o re-sintonización de PSS
Unidad Variable Valor original Valor nuevo
CTM1 k1 4 0,3
Santa María Estado Fuera de servicio Activo
Kp 0,1 0,6
U16 Ks2 0,5 1,0
Antuco U1 Estado Fuera de servicio Activo
Kss 10 6
Antuco U2 Estado Fuera de servicio Activo
Kss 10 6
Guacolda 1 Ks1 22 15
Guacolda 2 Ks1 25 15
Guacolda 3 Ks1 30 15
Guacolda 4 Ks1 20 15
Guacolda 5 Ks1 - 15
CTH Estado Fuera de servicio Activo
CTA Estado Fuera de servicio Activo
Machicura U1 Kx - 15
Machicura U2 Kx - 15
3.8.4.2 Resultados dinámicos PO1: flujo máximo SIC SING
En esta sección se presentan los resultados dinámicos del punto de operación PO1,
correspondiente al flujo máximo desde el SIC hacia el SING.
Falla 1: Cortocircuito en S/E Los Changos 500 kV
La siguiente figura ilustra el efecto del cortocircuito en la tensión de varias barras del
sistema.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 238
Figura 156: Tensiones frente a cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 500 kV, PO1: flujo máximo SIC -> SING.
De los gráficos anteriores se observa que para el caso de un cortocircuito en Los Changos
500 kV, el sistema presenta un buen desempeño desde el punto de vista de la
recuperación de los voltajes, alcanzando un nuevo punto de equilibrio después de
aproximadamente 4 segundos de ocurrida la falla. Las oscilaciones de tensión durante el
transitorio son moderadas y están bien amortiguadas, por lo que el sistema resulta
estable después de despejada la falla.
La siguiente figura ilustra el efecto de la falla en la frecuencia en varias barras del sistema.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 239
Figura 157: Frecuencia frente a cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 500 kV, PO1: flujo máximo SIC-> SING.
De la figura anterior se observa que el transitorio del sistema dura muy pocos segundos y
la recuperación de la frecuencia ocurre dentro de márgenes aceptables desde la
perspectiva de desempeño dinámico. El nuevo punto de equilibrio se alcanza alrededor de
6 segundos después de despejada la falla.
Finalmente, la siguiente figura ilustra el efecto de la falla en los flujos de potencia por la
línea de interconexión.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 240
Figura 158: Potencia por uno de los circuitos del enlace ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Los Changos –
La figura anterior muestra que el transitorio experimentado por el enlace después del
cortocircuito es bastante corto y poco pronunciado, con oscilaciones bien amortiguadas.
El alcance del nuevo punto de equilibrio se logra después de pocos segundos de ocurrida
la falla.
Falla 2: Cortocircuito en S/E Cumbres 500 kV
Las siguientes figuras ilustran el efecto del cortocircuito en la tensión y frecuencia de
varias barras del sistema.
Figura 159: Tensiones frente a cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Cumbres – Los Changos 500 kV, PO1: flujo máximo SIC -> SING.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 241
Figura 160: Frecuencias ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Cumbres – Los Changos 500 kV, PO1: flujo máximo SIC SING.
De los gráficos anteriores se observa que para el caso de un cortocircuito en la S/E
Cumbres 500 kV, el sistema presenta un buen desempeño desde el punto de vista de la
recuperación de los voltajes y frecuencia alcanzando un nuevo punto de equilibrio
después de aproximadamente 6 segundos de ocurrido el corto circuito. Las oscilaciones de
tensión están bien amortiguadas y la frecuencia del sistema se mantiene dentro de
márgenes aceptables durante todo el transitorio.
Finalmente, la siguiente figura ilustra el efecto de la falla en los flujos de potencia por la
línea de interconexión.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 242
Figura 161: Potencia por uno de los circuitos del enlace ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Cumbres – Los Changos 500 kV, PO1: flujo máximo SIC SING.
La figura anterior muestra que el transitorio experimentado por el enlace después del
cortocircuito tiene una duración de alrededor de 6 segundos. Las oscilaciones son
moderadas y están bien amortiguadas.
Falla 3: Cortocircuito en S/E Cardones 500 kV
Las siguientes figuras ilustran el efecto del cortocircuito en la tensión y frecuencia de
varias barras del sistema para un cortocircuito en Cardones.
Figura 162: Tensiones frente a cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Nueva Maitencillo – Nueva Cardones 500 kV, PO1: flujo máximo SIC SING.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 243
Figura 163: Frecuencias ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Nueva Maitencillo – Nueva Cardones 500 kV, PO1: flujo máximo SIC SING.
Al igual que para las fallas anteriores, se observa que para un cortocircuito en la S/E
Cardones 500 kV, el sistema presenta un buen desempeño desde el punto de vista de la
recuperación de los voltajes y frecuencia alcanzando un nuevo punto de equilibrio
después de aproximadamente 5 segundos de ocurrida la falla. Las oscilaciones de tensión
durante el transitorio están bien amortiguadas y la recuperación de la frecuencia ocurre
dentro de márgenes aceptables desde la perspectiva de desempeño dinámico.
Finalmente, la siguiente figura ilustra el efecto de la falla en los flujos de potencia por la
línea de interconexión.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 244
Figura 164: Potencia por uno de los circuitos del enlace ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Nueva Maitencillo – Nueva Cardones 500 kV, PO1: flujo máximo SIC SING.
La figura anterior muestra que el transitorio experimentado por el enlace después del
tiene una duración de alrededor de 6 segundos y con oscilaciones bien amortiguadas.
Falla 4: Cortocircuito en S/E Nueva Maitencillo 500 kV
Las siguientes figuras ilustran el efecto del cortocircuito en la tensión y frecuencia de
varias barras del sistema.
Figura 165: Tensiones ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Nueva Pan de Azúcar – Nueva Maitencillo 500 kV, PO1: flujo máximo SIC SING.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 245
Figura 166: Frecuencias ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Nueva Pan de Azúcar – Nueva Maitencillo 500 kV, PO1: flujo máximo SIC -> SING.
De las figuras anteriores nuevamente se observa que el transitorio del sistema dura muy
pocos segundos y la recuperación de las variables ocurre dentro de márgenes aceptables
desde la perspectiva de desempeño dinámico. El nuevo punto de equilibrio se alcanza
aproximadamente 5 segundos de ocurrida la falla y se caracteriza por ser estable.
Finalmente, la siguiente figura ilustra el efecto de la falla en los flujos de potencia por la
línea de interconexión. De la figura se ve que el transitorio experimentado por el flujo por
el enlace tiene una duración de alrededor de 5 segundos con oscilaciones bien
amortiguadas.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 246
Figura 167: Potencia por uno de los circuitos del enlace ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Nueva Pan de Azúcar – Nueva Maitencillo 500 kV, PO1: flujo máximo SIC SING.
Falla 5: Cortocircuito en S/E Polpaico 500 kV
Las siguientes figuras ilustran el efecto del cortocircuito en la tensión y frecuencia de
varias barras del sistema.
Figura 168: Tensiones ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Lo Aguirre – Polpaico 500 kV, PO1: flujo máximo SIC SING.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 247
Figura 169: Frecuencias frente a cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Lo Aguirre – Polpaico 500 kV, PO1: flujo máximo SIC SING.
Al igual que en las fallas anteriores, los gráficos anteriores muestran que para el caso de
un cortocircuito en Polpaico 500 kV, el sistema presenta un buen desempeño dinámico
desde el punto de vista de la recuperación de de las variables alcanzando un nuevo punto
de equilibrio después de aproximadamente 6 segundos de ocurrida la falla.
Finalmente, la siguiente figura ilustra el efecto de la falla en los flujos de potencia por la
línea de interconexión. La figura muestra que el transitorio experimentado por el flujo por
el enlace después de despejado el cortocircuito tiene una duración de alrededor de 6
segundos.
Figura 170: Potencia por uno de los circuitos del enlace ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Lo Aguirre – Polpaico 500 kV, PO1: flujo máximo SIC SING.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 248
Falla 6: Desconexión intempestiva de la mayor unidad del SIC en funcionamiento
Para el punto de operación PO1, la mayor unidad en funcionamiento del SIC corresponde
a Ralco U2, con una potencia despachada de 325 MW. La siguiente figura ilustra el efecto
de la desconexión de Ralco U2 en las frecuencias de las barras más importantes de ambos
sistemas.
Figura 171: Frecuencia frente a desconexión intempestiva de Ralco U2, PO1: flujo máximo SIC SING
De la figura anterior se observa que, a pesar del desbalance entre carga y generación de
325 MW en el SIC producto de la desconexión de Ralco U2, no se requiere la activación de
esquemas de desconexión automática de carga (EDAC) para mantener la estabilidad del
sistema. El transitorio dura muy pocos segundos y la recuperación de la frecuencia ocurre
dentro de márgenes aceptables desde la perspectiva de desempeño dinámico alcanzando
un mínimo de 49,43 Hz aproximadamente. El error observado en la frecuencia en régimen
permanente es debido a que no se modela la acción del control secundario de frecuencia.
Falla 7: Desconexión intempestiva de la mayor unidad del SING en funcionamiento
Para el punto de operación PO1, la mayor unidad en funcionamiento del SING
corresponde a Angamos U2, con una potencia despachada de 160 MW. La siguiente figura
ilustra el efecto de la desconexión de Angamos U2 en las frecuencias de las barras más
importantes de ambos sistemas.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 249
Figura 172: Frecuencias frente a desconexión intempestiva de unidad Angamos U2, PO1: flujo máximo SIC SING.
Como se puede ver de la figura anterior, el desbalance de 160 MW en el SING no requiere
la activación de EDAC para mantener la estabilidad del sistema. El transitorio dura muy
pocos segundos y la recuperación de la frecuencia ocurre dentro de márgenes aceptables
desde la perspectiva de desempeño dinámico alcanzando un mínimo de 49,84 Hz
aproximadamente.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 250
3.8.4.3 Resultados dinámicos PO2: flujo máximo SING SIC
En esta sección se presentan los resultados dinámicos obtenidos hasta la fecha de
elaboración de este informe del punto de operación PO2, correspondiente al flujo máximo
desde el SING hacia el SIC.
Falla 1: Cortocircuito en S/E Los Changos 500 kV
Las siguientes figuras ilustran el efecto del cortocircuito en la tensión y en la frecuencia de
varias barras del sistema para un cortocircuito en Los Changos.
Figura 173: Tensiones ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 500 kV, PO2: flujo máximo SING SIC.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 251
Figura 174: Frecuencias ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 500 kV, PO2: flujo máximo SING SIC.
De los gráficos anteriores se observa que, si bien el sistema presenta oscilaciones
pronunciadas después de despejada la falla, estas logran amortiguarse en el tiempo por lo
que el sistema resulta estable. El nuevo punto de equilibrio se alcanza después de
aproximadamente 15 segundos de ocurrida la falla.
La siguiente figura ilustra el efecto de la falla en los flujos de potencia por la línea de
interconexión. De la figura se ve que el transitorio experimentado por el enlace después
del cortocircuito dura alrededor de 15 segundos.
Figura 175: Potencia por uno de los circuitos del enlace ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 500 kV, PO2: flujo máximo SING SIC.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 252
Falla 2: Cortocircuito en S/E Cumbres 500 kV
Las siguientes figuras ilustran el efecto del cortocircuito en la tensión y en la frecuencia de
varias barras del sistema.
Figura 176: Tensiones ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Cumbres – Los Changos 500 kV, PO2: flujo máximo SING SIC.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 253
Figura 177: Frecuencias ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Cumbres – Los Changos 500 kV, PO2: flujo máximo SING SIC.
De las figuras anteriores se observa que el desempeño dinámico del sistema luego de un
cortocircuito en Cumbres 500 kV es parecido al caso de un cortocircuito en Los Changos: el
sistema presenta oscilaciones importantes luego de despejada la falla, las que sin
embargo logran amortiguarse después de varios segundos. El nuevo punto de equilibrio se
alcanza después de aproximadamente 20 segundos de ocurrida la falla.
La siguiente figura ilustra el efecto de la falla en el flujo por una de las líneas del enlace. Se
observa que el transitorio experimentado por el enlace después del cortocircuito dura
alrededor de 20 segundos. Si bien el flujo por el enlace experimenta oscilaciones
importantes, estas están bien amortiguadas. Es importante destacar que la transformada
de Fourier durante los primeros 10 segundos después de despejada la falla muestra que la
frecuencia dominante de las oscilaciones tiene una frecuencia de 0,5 Hz, por lo que se
deduce que la contingencia excita el modo interárea del sistema.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 254
Figura 178: Cumbres –
Falla 5: Cortocircuito en S/E Polpaico 500 kV
Las siguientes figuras ilustran el efecto del cortocircuito en la tensión y la frecuencia de
varias barras del sistema.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 255
Figura 179: Tensiones ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Lo Aguirre – Polpaico 500 kV, PO2: flujo máximo SING SIC.
Figura 180: Frecuencias ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Lo Aguirre – Polpaico 500 kV, PO2: flujo máximo SING SIC.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 256
De los gráficos anteriores se observa que para el caso de un cortocircuito en Polpaico
500 kV el sistema presenta un desempeño dinámico parecido a las otras fallas. Si bien
nuevamente se observan oscilaciones importantes luego de despejada la falla, estas
también logran amortiguarse después de algunos segundos.
La siguiente figura ilustra el efecto de la falla en el flujo por una de las líneas del enlace. Se
ve que el transitorio experimentado por el enlace después del cortocircuito dura
alrededor de 20 segundos. Si bien el flujo experimenta oscilaciones importantes, estas
están bien amortiguadas. Al igual que para la falla anterior, se observa que las oscilaciones
están dominadas por una frecuencia de 0,5 Hz.
Figura 181: Potencia por uno de los circuitos del enlace ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Lo Aguirre – Polpaico 500 kV, PO2: flujo máximo SING SIC.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 257
3.8.4.4 Resultados dinámicos PO3: Mínima inercia del sistema
En esta sección se presentan los resultados dinámicos del punto de operación PO3,
correspondiente al punto de operación con mínima inercia del sistema (SIC+SING).
Falla 1: Cortocircuito en S/E Los Changos 500 kV
Las siguientes figuras ilustran el efecto del cortocircuito en la tensión y frecuencia de
varias barras del sistema.
Figura 182: Tensiones ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 258
Figura 183: Frecuencias ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
De los gráficos anteriores se observa que para el caso de un cortocircuito en Los Changos
500 kV el sistema presenta un buen desempeño dinámico. La falla casi no presenta
oscilaciones durante el transitorio y el sistema resulta estable después de despejada la
falla.
Finalmente, la siguiente figura ilustra el efecto de la falla en los flujos de potencia por la
línea de interconexión. La figura muestra que el transitorio experimentado por el enlace
después del cortocircuito dura muy poco alcanzando el nuevo punto de equilibrio
aproximadamente después de 6 segundos de ocurrida la falla.
Figura 184: Potencia por uno de los circuitos del enlace ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Cumbres – Los Changos 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 259
Falla 2: Cortocircuito en S/E Cumbres 500 kV
Las siguientes figuras ilustran el efecto del cortocircuito en la tensión y frecuencia de
varias barras del sistema así como en el flujo de potencia por el enlace.
Figura 185: Tensiones frente a cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Cumbres – Los Changos 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 260
Figura 186: Frecuencia frente a cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Cumbres – Los Changos 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
Figura 187: Potencia por uno de los circuitos del enlace ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Cumbres – Los Changos 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
Al igual que en el caso del PO1, se observa que para el caso de un cortocircuito en la S/E
Cumbres 500 kV, el sistema presenta un buen desempeño desde el punto de vista
dinámico alcanzando un nuevo punto de equilibrio después de aproximadamente 6
segundos de ocurrida la falla. Las oscilaciones del sistema durante el transitorio son
relativamente bajas y están bien amortiguadas por lo que el sistema resulta estable frente
a esta contingencia.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Falla 3: Cortocircuito en S/E Cardones 500 kV
Las siguientes figuras ilustran el efecto del cortocircuito en la tensión y frecuencia de
varias barras del sistema así como en el flujo de potencia por el enlace para un
cortocircuito trifásico en Cardones.
Figura 188: Tensiones ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Nueva Maitencillo – Nueva Cardones 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 262
Figura 189: Frecuencias ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Nueva Maitencillo – Nueva Cardones 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
Figura 190: Potencia por uno de los circuitos del enlace ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Nueva Maitencillo – Nueva Cardones 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
De los gráficos anteriores se observa que para el caso de un cortocircuito en la S/E
Cardones 500 kV, el sistema presenta un buen desempeño dinámico alcanzando un nuevo
punto de equilibrio después de aproximadamente 8 segundos de ocurrida la falla. Las
oscilaciones de las diferentes variables del sistema durante el transitorio son moderadas y
están bien amortiguadas por lo que el sistema resulta estable frente a esta contingencia.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
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Falla 4: Cortocircuito en S/E Nueva Maitencillo 500 kV
Las siguientes figuras ilustran el efecto del cortocircuito en la tensión y frecuencia de
varias barras del sistema así como en el flujo de potencia por el enlace para un
cortocircuito trifásico en Maitencillo.
Figura 191: Tensiones ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Nueva Pan de Azúcar – Nueva Maitencillo 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
De los gráficos anteriores se observa que para el caso de un cortocircuito en Nueva
Maitencillo 500 kV, el sistema presenta un buen desempeño dinámico. Las oscilaciones
están bien amortiguadas, por lo que el sistema es estable después de despejada la falla.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 264
Figura 192: Frecuencias ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Nueva Pan de Azúcar – Nueva Maitencillo 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
Figura 193: Potencia por uno de los circuitos del enlace ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Nueva Pan de Azúcar – Nueva Maitencillo 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
De la figura anterior se observa que para el caso de un cortocircuito en la S/E Nueva
Maitencillo 500 kV la frecuencia del sistema se mantiene dentro de márgenes aceptables
durante todo el transitorio. El nuevo punto de equilibrio se alcanza alrededor de 6
segundos después de despejada la falla.
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Falla 5: Cortocircuito en S/E Polpaico 500 kV
Las siguientes figuras ilustran el efecto del cortocircuito en la tensión y frecuencia de
varias barras del sistema así como en el flujo de potencia por el enlace para un
cortocircuito trifásico en Polpaico.
Figura 194: Tensiones frente a cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Lo Aguirre – Polpaico 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 266
Figura 195: Frecuencias frente a cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Lo Aguirre – Polpaico 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
Figura 196: Potencia por uno de los circuitos del enlace ante cortocircuito 3 en uno de los circuitos de la línea Lo Aguirre – Polpaico 500 kV, PO3: mínima inercia del sistema.
De los gráficos anteriores se observa que para un cortocircuito en Polpaico 500 kV, el
sistema presenta un buen desempeño dinámico alcanzando un nuevo punto de equilibrio
después de aproximadamente 8 segundos de ocurrida la falla. Las oscilaciones que
presenta el sistema después de despejada la falla están bien amortiguadas, por lo que el
sistema es estable después de despejada la falla.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 267
Falla 6: Desconexión intempestiva de la mayor unidad del SIC en funcionamiento
Para el punto de operación PO3, la mayor unidad en funcionamiento del SIC corresponde
a Ralco U2, con una potencia despachada de 300 MW. La siguiente figura ilustra el efecto
de la desconexión de Ralco U2 en las frecuencias de las barras más importantes de ambos
sistemas.
Figura 197: Frecuencias frente a desconexión intempestiva de unidad Ralco U2, PO3: mínima inercia del sistema.
De la figura anterior se observa que a pesar del desbalance de 300 MW en el SIC producto
de la desconexión de Ralco U2, no se requiere la activación de EDAC para mantener la
estabilidad del sistema. El transitorio dura muy pocos segundos y la recuperación de la
frecuencia ocurre dentro de márgenes aceptables desde la perspectiva de desempeño
dinámico alcanzando un mínimo de 49,51 Hz aproximadamente.
Falla 7: Desconexión intempestiva de la mayor unidad del SING en funcionamiento
Para el punto de operación PO3, la mayor unidad en funcionamiento del SING
corresponde a Angamos U2, con una potencia despachada de 160 MW.
La siguiente figura ilustra el efecto de la desconexión de la unidad Angamos U2 en las
frecuencias de las barras más importantes de ambos sistemas.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 268
Figura 198: Frecuencias frente a desconexión intempestiva de unidad Angamos U2, PO3: mínima inercia del sistema.
Como se puede ver de la figura anterior el desbalance de potencia de 160 MW en el SING
no requiere la activación de EDAC para mantener la estabilidad del sistema después de la
desconexión de Angamos U2. El transitorio dura muy pocos segundos y la evolución de la
frecuencia se caracteriza por un mínimo de 49,81 Hz aproximadamente.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 269
3.8.4.5 Resumen de los resultados dinámicos
Hasta la fecha de elaboración de este informe se han obtenido resultados dinámicos
completos de dos puntos de operación: aquél con un flujo máximo en el enlace desde el
SIC hacia el SING (PO1) y aquél con demanda neta mínima en el SIC (PO3). Para el punto
de operación con máximo flujo por el enlace desde el SING hacia el SIC (PO2) se tienen
resultados dinámicos de 3 de las 7 fallas.
Los resultados obtenidos para los puntos de operación PO1 y PO3 muestran que el
sistema logra un buen desempeño desde el punto de vista estabilidad. Las fallas simuladas
presentan oscilaciones poco pronunciadas durante el transitorio y bien amortiguadas. El
sistema interconectado resulta estable para todas las fallas consideradas en ambos puntos
de operación sin mayores desafíos desde la perspectiva seguridad. En el caso del punto de
operación PO2, si bien las oscilaciones experimentadas por el sistema en las fallas
analizadas son mayores que en los puntos de operación PO1 y PO3, estas logran
amortiguarse, por lo que el sistema vuelve a un punto de operación estable después de
alrededor de 20 segundos de ocurrida la falla.
Es importante destacar que los resultados obtenidos hasta el momento aún están sujetos
a cambios, dependiendo de los eventuales cambios que deban ser realizados en base a los
resultados dinámicos del resto de las fallas para el punto de operación PO2, y de los
resultados dinámicos de los puntos de operación PO4, PO5 y PO6. Sin embargo, se espera
que los resultados de dichos puntos no afecten en forma significativa los resultados
dinámicos presentados en esta sección.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 270
4 Propuestas de mejoras en los modelos de optimización y
simulación utilizados
Durante el desarrollo de este estudio se utilizaron 3 tipos de herramientas
computacionales: modelo de predespacho, el modelo para simulaciones dinámicas
Digsilent y el software DeepEdit. De acuerdo a la experiencia del consultor se pueden
mencionar las siguientes mejoras:
El modelo de predespacho (unit commitment) utilizado por el consultor modela
algunas restricciones que actualmente el modelo de predespacho utilizando por el
CDEC no las incluye (modelo PCP). Entre ellas se destaca: tiempos mínimos de
operación y fuera de servicio, control primario de frecuencia, control secundario
de frecuencia, gradiente de subida y bajada. En general, la modelación de estar
restricciones es necesaria para cualquier tipo de sistema, sin embargo, en
escenarios de alta penetración de ERNC podría resultar aún más crítico. En efecto,
algunas de las mejoras en la flexibilidad del sistema tienen que ver con estas
restricciones. A futuro algunas de las mejoras adicionales que se podrían
incorporar a los modelos de predespacho son: modelación de función de costos
lineal por tramos26 (por ejemplo, cuando la centra opera a mínimo técnica su
eficiencia es menor), modelación de ciclos combinados (es decir, acoplamiento
entre turbina a gas con turbina a vapor y funcionamiento de fuegos adicionales)27,
modelación de sistemas de almacenamiento (adicional al embalse), modela de
centrales de bombeo, entre otras mejoras.
La simulación de 1 año completó para una hidrología en particular puede requerir
elevados tiempos de ejecución. En general, los modelos entero-mixto pueden
requerir tiempos de solución mayores a los requeridos por los modelos lineales.
Algunos de los casos evaluados por el consultor requirieron 2 días de simulación (1
año con etapas semanales). A esto hay que sumarle los elevados tiempos de
procesamiento de la información. Una de las variables que influye en los tiempos
de ejecución es la capacidad computacional donde se ejecutan los procesos. En
este sentido, se recomienda contar con el equipamiento computacional adecuado
que permitan disminuir los tiempos de ejecución.
26
No obstante, su utilización va a depender de la disponibilidad de la información. 27
Actualmente el consultor trabaja en la actualización del modelo PCP (estudio desarrollado en paralelo). Por tanto, varias de estas mejoras quedarán operativas en el corto plazo.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 271
La incorporación de nuevas restricciones a los modelos de predespacho podrían
aumentar los tiempos de ejecución de las simulaciones. Por tanto, se debe tener
en cuenta esta variable ya que se podría complejizar el problema de optimización
afectando los tiempos de ejecución y hacer inviable la obtención de soluciones
factibles en tiempos razonables.
Los modelos de predespacho generalmente no representan la potencia reactiva y
los voltajes de las barras. Por tanto, los despachos de potencia activa obtenidos de
los modelos de unit commitment podrían no respetar los requerimientos de
potencia reactiva y los límites de operación de los voltajes en las barras. Por tanto,
idealmente se recomienda complementar los análisis con modelos de flujo de
potencia óptimo.
Se recomienda que las simulaciones con el modelo PLP utilice la misma
caracterización de los perfiles eólicos y solares que se utilizan en los modelos de
predespacho. La base de datos del PLP que fue utilizada utiliza una representación
más simplificada de los perfiles de generación, lo cual puede afectar la valorización
del agua y la determinación de las cotas de los embalses.
Durante este proyecto se utilizó la herramienta de visualización de resultados de
predespacho del software DeepEdit. El uso de esta herramienta facilitó la
detección de problemas de congestiones y de los vertimientos de ERNC. Se
recomienda el uso de estas herramientas de visualización para facilitar el análisis
de resultados y detección de problemas.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 272
5 Recomendaciones generales y trabajo posterior
El proceso de caracterización de los perfiles eólicos y solares a partir de los datos
de generación real horaria fue proceso largo y complejo. Durante el desarrollo de
este estudio diversos problemas con la información disponible, que de no ser
corregidos se presentarán a futuro nuevamente. Se recomienda actualizar
constantemente la base de datos de los perfiles eólicos y solares y mantener un
registro de fallas o problemas que se presenten con esta información.
Uno de los indicadores relevantes en este este tipo de estudio es la variabilidad
intrahoraria de la generación eólica y solar. Los datos del SCADA con que se trabajó
en este estudio presentan diversos problemas (minutos sin registro, datos fuera de
rango, desplazamiento de fechas, etc.) que dificultan la construcción de este
indicador. Se recomienda revisar contestemente la información del SCADA,
corregir los problemas detectados y mantener una base de datos con perfiles de
generación real que facilite y agilice el procesamiento de datos.
Debido a que los procesos de planificación de la transmisión requieren información
de centrales ubicadas, en algunos casos, en zonas donde no existe información de
perfiles reales de generación, se recomienda analizar mecanismos de
levantamiento de esta información. En este estudio se utilizó información del
Explorador Eólico y Solar, sin embargo, esta información también podría ser
provista por las empresas que se encuentran evaluando proyectos en dichas zonas.
Actualmente el CDEC SIC y SING están trabajando en mejorar los modelos de
proyección del recurso eólico y solar. Los niveles de reserva secundaria dependen
de los errores de predicción eólica y solar, en la medida que se mejoren estas
proyecciones, menores serán los requerimientos de reserva. Asimismo, el CDEC-SIC
está trabajando en desarrollar metodologías para incorporar la incertidumbre en la
proyección de recurso eólico y solar en los requerimientos de reserva. La
metodología utilizada en esta consultoría podría ser corregida dependiendo de los
resultados de dicho estudio.
Los resultados de este estudio están condicionados a los supuestos de los planes
de expansión de la generación y transmisión bajo los cuales se desarrollan las
simulaciones. Por tanto, las conclusiones que se obtienen en este estudio no
pueden ser extrapolables a otras condiciones de operación (por ejemplo, en
sistemas con mayor penetración de ERNC). Se recomienda monitorear y revisar los
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 273
planes de expansión de la generación con que se hicieron las simulaciones y
verificar su cumplimiento. A modo de referencia, durante el desarrollo de esta
consultoría los planes de expansión debieron ser modificados de manera de
adecuare a los nuevos antecedentes disponibles. Asimismo, los planes de
expansión utilizados son distintos a los usados en estudios previos (Ejemplo, Mesa
de ERNC).
Relacionado con el punto anterior, el análisis de los parámetros de flexibilidad del
sistema están sujetos a los niveles de penetración de ERNC. Desde el punto de
vista económico, los resultados preliminares obtenidos en este estudio no
muestran diferencias significativas en los costos de operación del sistema, sin
embargo, para otros planes de expansión estas conclusiones podrían ser distintas.
Se recomienda revisar el criterio de distribución de reserva en las zonas SIC y SING.
En el SIC se observa una mayor disponibilidad de reserva que la requerida que
podría ser utilizada para satisfacer los requerimientos de reserva del SING. No se
observan congestiones en el enlace SIC-SING que pudieran evitar las transferencias
de reserva de una zona a otra.
En este estudio no se analizó el impacto que podría tener el error de proyección
del recurso eólico y solar en los “commitment” (encendidos y apagados) de las
centrales. Debido al error de proyección se podrían tomar decisiones de apagado y
encendido de las máquinas que podrían no ser corregidas debido los elevados
tiempos mínimos de operación y fuera de servicio de las centrales. Se recomienda
revisar en qué medida este error podría afectar la operación del sistema.
El valor del agua que estima este programa PLP podría tener algunas distorsiones
debido este programa no modela las restricciones de corto plazo (reserva
primaria, reserva secundaría, mínimos técnicos, gradientes, tiempos mínimos de
operación y fuera servicio, etc.). Esto a su vez puede afectar los resultados de los
modelos de predespacho, ya sea porque el agua de los embalses al final del
horizonte de evaluación se valoriza con la función de costo futuro obtenida por el
PLP o porque la cota mínima del embalse al final de la semana también está
definida por este programa. Se recomienda re-estimar valor del agua que entrega
el modelo PLP a través de un proceso iterativo entre el modelo de pre-despacho y
modelo PLP28.
28
Esta actividad fue cotizada como actividad adicional en la propuesta técnica del consultor. Finalmente no se realizó.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 274
Relacionado con el punto anterior, se recomienda analizar el impacto en la función
de costo futuro que podrían tener el incremento de reserva en giro debido a la
incorporación de fuentes de ERNC variable. Las simulaciones realizadas en este
estudio fueron realizadas imponiendo como cota mínima al final de la semana de
evaluación el volumen del embalse obtenido por el programa del PLP. Asimismo, al
hacer las sensibilidades con respecto a los requerimientos de reserva del sistema
se supuso siempre el mismo volumen final de los embalses, lo cual no debería ser
así ya que el valor del agua debería cambiar.
Se recomienda complementar el estudio con análisis de falla en régimen
permanente29 para un número más amplio de puntos de operación que los
seleccionados para simular con el modelo Digsilent. En general, los tiempos de
ejecución de los modelos de análisis de falla en régimen permanente son menores
a los requeridos por los modelos de estabilidad.
29
Esta actividad fue cotizada como actividad adicional en la propuesta técnica del consultor. Finalmente no se realizó.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 275
6 Conclusiones
6.1 Conclusiones generales
Durante el desarrollo de este estudio se logra simular satisfactoriamente la
operación del Sistema Interconectado Nacional para 2 planes de expansión de la
generación y transmisión30, 3 hidrologías y 2 años (2021 y 2025). Las simulaciones
se realizan utilizando herramientas de predespacho con resolución horaria. Las
simulaciones consideraron la representación de todas las unidades de generación,
líneas de transmisión y barras que utiliza el CDEC-SIC en sus modelos de simulación
de la operación y planificación de la transmisión, lo cual representa un avance
significativo en términos de modelación de la operación con respecto a estudios
previos.
Los resultados muestran que es posible gestionar adecuadamente los niveles de
penetración de energía eólica y solar para el Escenario Base y Escenario
Licitaciones (pendiente conclusión para Escenario ERNC) en los años 2021 y 2025.
Los resultados del análisis de estabilidad obtenido para los puntos de operación
PO1 y PO3 muestran que el sistema logra un buen desempeño en el año 2021. Las
fallas simuladas presentan oscilaciones poco pronunciadas durante el transitorio y
bien amortiguadas. El sistema interconectado resulta estable para todas las fallas
consideradas en ambos puntos de operación sin mayores desafíos desde la
perspectiva seguridad. En el caso del punto de operación PO2, si bien las
oscilaciones experimentadas por el sistema en las fallas analizadas son mayores
que en los puntos de operación PO1 y PO3, estas logran amortiguarse, por lo que
el sistema vuelve a un punto de operación estable después de alrededor de 20
segundos de ocurrida la falla.
6.2 Conclusiones específicas Escenario Licitaciones
La participación anual de la energía eólica y solar es de 21% con respecto a la
energía total. La máxima generación horaria de energía solar simulada es de 2666
MW y para el energía eólica es de 2801 MW. La generación conjunta máxima (solar
y eólica) es de 4641 MW y representa un 45% de la demanda del periodo en que
ocurre.
La demanda máxima del SIN para el año 2021 es de 11172 MW. Las variaciones
horarias de la demanda neta estimadas (demanda menos generación solar y
30
Entregados por el CDEC-SIC.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 276
eólica) son menores o iguales a 1956 MW o equivalentemente a 32.6 MW/min. Por
otra parte, el 100% de las variaciones, para intervalos de 3 horas, son menores o
iguales a 3585 MW o equivalentemente a 19.9 MW/min.
Las simulaciones para el año 2021 fueron realizadas considerando requerimientos
de reserva promedio que varían entre 1007 MW y 1234 MW dependiendo del
bloque horario. Los requerimientos de reserva máximo estimados varían entre
1456 MW y 1835 MW dependiendo del bloque horario. En el SIC la reserva fue
asignada principalmente a centrales hidroeléctricas mientras que en el SING
fueron asignadas a centrales termoeléctricas.
Se observa que la variabilidad intrahoraria de la demanda neta es de
aproximadamente 55,1 MW/min y 24,8 MW/min para el intervalo de tiempo de 1
y 15 minutos, respectivamente. O equivalentemente a 55 MW o 357 MW de
variación en 1 y 15 minutos, respectivamente. Los requerimientos de reserva
secundaria con que se hicieron las simulaciones de predespacho permiten cubrir
las variaciones de la demanda intrahoraria.
No se observan problemas de suficiencia debido a la variabilidad horaria del
recurso solar y eólico. Las centrales de generación de las otras tecnologías son
capaces de satisfacer la demanda neta resultante.
No se observan congestiones en las líneas de transmisión de 500 kV (LChangos500-
>NvaCruEnc500, Cumbre500->LChangos500, Cardones500->Cumbre500,
Maiten500->Cardones500, PAzucar500->Maiten500, LPalmas500->PAzucar500,
SeccPolpPazuc500->LPalmas500). Para el año 2021 solo el enlace Cumbre500-
>LChangos500 presentan 9 y 13 horas de congestión para la hidrología húmeda y
medía, respectivamente.
Los vertimientos de ERNC, partidas de motores diesel y ENS se producen
mayoritariamente por congestiones del sistema de transmisión y no por
incapacidad del sistema de seguir la demanda neta.
Se recomienda revisar el criterio de distribución de reserva en las zonas SIC y SING.
En el SIC se observa una mayor disponibilidad de reserva que la requerida que
podría ser utilizada para satisfacer los requerimientos de reserva del SING. No se
observan congestiones en el enlace SIC-SING que pudieran evitar las transferencias
de reserva de una zona a otra.
Los costos marginales proyectados son relativamente bajos. El costo marginal
promedio anual del año 2021 en las barras Crucero220, PColorada220 Polpaico220
es de 49 y 51 US$/MWh. respectivamente. En la barra de Puerto Montt los costos
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 277
marginales son más bajos debido a problemas de congestión para evacuar el
recurso eólico.
Se observa una baja participación de los ciclos combinados que operan con GNL. La
generación con GNL varía entre 1% y 4% de la generación total del año 2021. La
mayoría de este tipo de centrales tiene un factor de planta menor al 10% anual.
El número de partidas al año de las centrales a carbón es bajo. La mayoría de las
centrales realiza 5 o menos partidas durante el año. Sin embargo, para una
hidrología húmeda el 45% del tiempo se encuentran operando a mínimo técnico,
mientras que para una hidrología seca es un 20%.
Para una hidrología húmeda y media se observa que el seguimiento de carga lo
realizan las centrales a carbón en conjunto con las centrales hidroeléctricas de
embalse. Lo anterior da cuenta de las necesidades del sistema para sincronizar
simultáneamente el seguimiento de carga de varias centrales a carbón con el
objeto de mantener el balance generación-demanda.
Para una hidrología seca se observa participación de la generación con GNL. Estos
casos, este tipo de centrales contribuye al seguimiento de carga.
Se realizaron sensibilidades a los parámetros de entrada de los modelos con el
objeto de representar una mayor flexibilidad del sistema. Los resultados obtenidos
muestran que disminuir la potencia mínima hasta un 40% de la potencia máxima
podría disminuir los costos anuales entre un 0,2% y 1,1% para una hidrología seca
o húmeda, respectivamente. O equivalentemente entre 4 y 11 US$ millones. La
máxima disminución semanal observada varía entre 2,7% (1,2 US$ millones) y 5,9%
(0,7 US$ millones) para una hidrología seca y húmeda respectivamente. Los valores
obtenidos se explican porque la penetración de energía eólica y solar todavía no
están significativa para el año en evaluación.
Asimismo, disminuir los requerimientos de reserva secundaria por disminución del
error de predicción del recurso eólico y solar podrían disminuir los costos anuales
en un 1,8% (17 US$ millones). La máxima disminución semanal observada es de 6,5
% (0,9 US$ millones).
Los resultados muestran que la reserva disponible en el SIC es generalmente
mayor a la reserva requerida. Lo anterior explicaría el poco impacto en la
disminución de costos observada al relajar esta restricción.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 278
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 281
8 Anexos
8.1 Anexo: Zonas para centrales ERNC
Las zonas definidas para las centrales eólicas son expuestas en la Tabla 75.
Tabla 75: Zonas centrales eólicas.
Centrales
(Nombre PLP)
Información SCADA
Región Potencia Instalada
[MW] Estado Zona
EOLICA_TALTAL Si II 99 En operación II-Taltal
VALLE_VIENTOS_SING No II 90 En operación II-Calama
SIERRA_GORDA_SING No II 112 Proyecto II-Sierra Gorda
EOLICA_CRUCERO_SING No II 106 Proyecto II-Calama (Crucero)
EOLICA_CABO_LEONES_I No III 170 Proyecto III Costa
EOL_SAN_JUAN No IV 184,4 Proyecto III Costa
SARCO No III 140 Proyecto III Costa
MONTEREDONDO Si IV 48 En operación IV-Costa
CANELA Si IV 18,15 En operación IV-Costa
CANELA2 Si IV 60 En operación IV-Costa
EOL_P_COLORADA Si IV 20 En operación IV-Costa
TALINAY_ORIENTE SI IV 99 En operación IV-Costa
EL_ARRAYAN Si IV 115 En operación IV-Costa
PTA_PALMERA Si IV 45 En operación IV-Costa
LOS_CURUROS Si IV 109,6 En operación IV-Costa
EOL_TOTORAL Si31
IV 46 En operación IV-Costa
EOL_TALINAY_PONIENTE Si IV 60,8 En operación IV-Costa
EOL_PTA_SIERRA No IV 77 Proyecto IV-Costa
EOLICA_UCUQUER No VI 6,965 En operación VI-Rapel
EOLICA_UCUQUER_II SI VI 11 En operación VI-Rapel
NEGRETE_CUEL Si VIII 33 En operación VIII Centro-Sur (Negrete)
EOL_RENAICO No IX 88 Proyecto VIII Centro-Sur (Renaico)
L_BUENOS_AIRES No VIII 24 En operación VIII Centro-Sur
EOL_CHARRUA_1 No VIII 100 Proyecto VIII Centro-Sur
EOL_CHARRUA_2 No VIII 92 Proyecto VIII Centro-Sur
EOL_CHARRUA_3 No VIII 58 Proyecto VIII Centro-Sur
EOL_CHARRUA_4 No VIII 99 Proyecto VIII Centro-Sur
31
SI bien CDEC-SIC entrega información asociada a la generación de la unidad EOL_TOTORAL, esta contiene única y exclusivamente 0s.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 282
EOL_CHARRUA_5 No VIII 56 Proyecto VIII Centro-Sur
EOL_CHARRUA_6 No VIII 157 Proyecto VIII Centro-Sur
EOL_CHILOE No X 100 Proyecto VIII Centro-Sur
EOLICA_LEBU Si VIII 6,5 En operación VIII-Costa
EOL_CONCEPCION No VIII 100 Proyecto VIII-Costa
EOL_COLLIPULLI No IX 42 Proyecto IX Norte (Ercilla)
EOL_SAN_PEDRO_II No X 65 Proyecto X-Chiloe-Centro
EOL_SAN_PEDRO Si X 36 En operación X-Chiloe-Centro
AURORA No X 90 Proyecto X-Puerto Montt
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 283
Tabla 76: Zonas centrales solares.
Centrales
(Nombre PLP)32
Información
SCADA
Región
Potencia
Instalada
[MW]
Estado Tecn.
seg. Zona
LA_HUAYCA_SING No I 9 En Operación 0 I-Pozo Almonte
LA_HUAYCA_2_SING Si I 25 En operación 0 I-Pozo Almonte
POZO_ALMONTE_3_SING Si I 16 En operación 1 I-Pozo Almonte
PAMPA_CAMARONES_SING No I 6 En operación 1 I-Pozo Almonte
SOLAR_PALMONTE_1_SING No I 200 Proyecto 1 I-Pozo Almonte
POZO ALMONTE SOLAR 2 No I 7,562 En operación 1 I-Pozo Almonte
SOLAR EL ÁGUILA I No I 2,045 En operación 0 I-Lagunas
SOLAR_LAGUNAS_4_SING No I 200 Proyecto 1 I-Lagunas
SOLAR_LAGUNAS_1_SING No I 200 Proyecto 1 I-Lagunas
SOLAR_LAGUNAS_2_SING No I 200 Proyecto 1 I-Lagunas
QUILLAGUA_I_SING No II 23 Proyecto 0 II-Crucero
SOLAR_CRUCERO_5_SING No II 200 Proyecto 1 II-Crucero
SOLAR_CRUCERO_6_SING No II 200 Proyecto 1 II-Crucero
FINIS_TERRAE_SING Si II 138 En operación 1 II-Crucero
MARIA_ELENA_SING Si II 71 En operación 1 II-Crucero
SOLAR_ENCUENTRO_SING No II 100 Proyecto 1 II-Crucero
SOLAR_CRUCERO_1_SING No II 200 Proyecto 1 II-Crucero
SOLAR_CRUCERO_2_SING No II 120 Proyecto 1 II-Crucero
SOLAR_CRUCERO_3_SING No II 200 Proyecto 1 II-Crucero
SOLAR_CRUCERO_4_SING No II 200 Proyecto 1 II-Crucero
ATACAMA_I No II 100 Proyecto 1 II-Crucero
JAMA_SING Si II 30 En operación 1 II-Calama
ANDES_SOLAR_SING Si II 21 En operación 1 II-Calama
JAMA_2_SING No II 24 Proyecto 1 II-Calama
PARUMA_SING No II 17 Proyecto 1 II-Calama
PULAR_SING No II 24 Proyecto 1 II-Calama
LASCAR_SING No II 30 Proyecto 1 II-Calama
BOLERO_SING No II 146 Proyecto 1 II-Laberinto
SOLAR_LABERINTO_1_SING No II 200 Proyecto 1 II-Laberinto
SOLAR_LABERINTO_2_SING No II 200 Proyecto 1 II-Laberinto
URIBE_SOLAR_SING No II 50 Proyecto 1 II-Domeyko
Solar Santa Cecilia No III 2,94 En operación 0 II-Domeyko
FV_CONEJO Si II 108 En operación 0 II-Paposo
PAMPA_SOLAR_NORTE Si II 90,6 En operación 1 II-Paposo
Lalackama_2 No II 16 En operación 1 II-Paposo
32
Aquellas centrales para las que se cuenta con información de operación real y no aparecen modeladas en el PLP son expuestas con el nombre utilizado en la presentación de la operación real.
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DALMAGRO_PS Si III 36 En operación 0 III-Diego de Almagro
SOLAR_ESPERANZA No III 2,88 En operacón 0 III-Diego de Almagro
LALACKAMA Si III 55,5 En operación 0 III-Diego de Almagro
FV_CHANARES Si III 35 En operación 0 III-Diego de Almagro
Solar El Pilar - Los Amarillos No III 3 En operación 0 III-Diego de Almagro
MALGARIDA No III 28 Proyecto 1 III-Diego de Almagro
PV_SALVADOR Si III 68 En operación 1 III-Diego de Almagro
JAVIERA Si III 69 En operación 1 III-Diego de Almagro
SOLAR_DALMAGRO_1 No III 200 Proyecto 1 III-Diego de Almagro
SOLAR_DALMAGRO_2 No III 200 Proyecto 1 III-Diego de Almagro
SOLAR_DALMAGRO_3 No III 100 Proyecto 1 III-Diego de Almagro
SOLAR_DALMAGRO_4 No III 100 Proyecto 1 III-Diego de Almagro
SOLAR_DALMAGRO_5 No III 200 Proyecto 1 III-Diego de Almagro
CHAKA No III 27 Proyecto 1 III-Diego de Almagro
Chaka_2 No III 23 Proyecto 1 III-Diego de Almagro
SOLAR_DALMAGRO_6 No III 200 Proyecto 1 III-Diego de Almagro
SOLAR_DALMAGRO_7 No III 200 Proyecto 1 III-Diego de Almagro
FV_GUANACO No III 50 Proyecto 1 III-Diego de Almagro
Carrera_Pinto_II No III 77 Proyecto 1 III-C.Pinto
PS_SAN_ANDRES Si III 47 En operación 1 III-C.Pinto
Carrera_Pinto Si III 97 En operación 1 III-C.Pinto
FV_LUZ_DEL_NORTE_1 Si III 162 En operación 1 III-C.Pinto
SOLAR_CPINTO_1 No III 200 Proyecto 1 III-C.Pinto
SOLAR_CPINTO_2 No III 200 Proyecto 1 III-C.Pinto
SOLAR_CPINTO_3 No III 200 Proyecto 1 III-C.Pinto
SOLAR_CPINTO_4 No III 200 Proyecto 1 III-C.Pinto
SOLAR_CPINTO_5 No III 200 Proyecto 1 III-C.Pinto
LLANO_LLAMPOS Si III 93,6 En operación 1 III-Cardones
SOLAR_CARDONES_1 No III 200 Proyecto 1 III-Cardones
SOLAR_CARDONES_2 No III 200 Proyecto 1 III-Cardones
SOLAR_CARDONES_3 No III 200 Proyecto 1 III-Cardones
SOLAR_CARDONES_4 No III 200 Proyecto 1 III-Cardones
SOLAR_CARDONES_5 No III 200 Proyecto 1 III-Cardones
SOLAR_CARDONES_6 No III 200 Proyecto 1 III-Cardones
SOLAR_CARDONES_7 No III 200 Proyecto 1 III-Cardones
SOLAR_CARDONES_8 No III 200 Proyecto 1 III-Cardones
SOLAR_CARDONES_9 No III 200 Proyecto 1 III-Cardones
SOLAR_CARDONES_10 No III 200 Proyecto 1 III-Cardones
LOS_LOROS Si III 50 En operación 1 III-Cardones
SOLAR_AVENIR_1 No III 3 Proyecto 0 III-Maitencillo
DIVISADERO No III 65 Proyecto 1 III-Maitencillo
VALLE_SOLAR_1 No III 74 Proyecto 1 III-Maitencillo
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SOLAR_ROMERO No III 100 Proyecto 1 III-Maitencillo
VALLELAND No III 67 Proyecto 1 III-Maitencillo
Solar Sol No IV 2,96 En operación 0 IV-Norte
Solar Luna No IV 2,96 En operación 0 IV-Norte
Solar SDGx01 No IV 1,25 En operación 0 IV-Norte
Solar La Silla No IV 1,89 En operación 0 IV-Norte
Solar La Chapeana No IV 2,78 En operación 0 IV-Norte
ABASOL No IV 61,5 Proyecto 1 IV-Norte
TAMBO_REAL No IV 2,93 En operación 0 IV-Centro
Solar PSF Pama No IV 1,99 En operación 0 IV-Centro
Solar PSF Lomas Coloradas No IV 1,99 En operación 0 IV-Centro
SOLAR_LOMA_LOS_COLORADOS Si IV 1,074 En operación 0 IV-Centro
Solar Lagunilla No IV 2,95 En operación 0 IV-Centro
Solar Bellavista No IV 3 En operación 0 IV-Sur
CONSITITUCION No RM 55 Proyecto 1 RM
Solar Techos de Altamira No RM 0,15 En operación 0 RM
Solar Las Mollacas No RM 2,78 En operación 0 RM
Solar Las Araucarias No RM 0,14 En operación 0 RM
Solar Til Til No RM 2,9 En operación 0 RM
SOLAR_LAS_TERRAZAS No RM 3 En operación 1 RM
QUILAPILUN No RM 110 En operación 1 RM
SANTIAGO_SOLAR No RM 94 Proyecto 1 RM
SANTA_SOFIA No RM 70 Proyecto 1 RM
OLMUE No V 126 Proyecto 1 V
Solar Santa Julia No V 3 En operación 0 V
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fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 286
8.2 Anexo: Metodología para construir perfiles horarios
La metodología aplicada en la construcción de los perfiles de generación renovable se
expone a continuación:
1. Obtención de datos de operación real para el período Enero 2015 – Junio 2016
desde los datos publicados por el CDEC con resolución horaria.
2. Análisis de operación real para el período bajo consideración (realización de
diagramas de cajas).
3. Con el fin de obtener un perfil resultante de 12 meses, se identifican los meses
conflictivos. Por ejemplo, meses con variabilidades elevadas y fuera de lo normal,
existencia de recortes de energías renovables o identificación de factores externos
que pudiesen haber afectado al perfil mensual (Ejemplo: marzo 2015 aluvión en la
zona de Diego de Almagro).
4. Para aquellos meses conflictivos con los que se cuenta con 2 datos (Ejemplo:
enero, se tienen datos de operación real tanto para enero 2015 como para enero
2016) se evalúa la posibilidad de dejar uno de los dos meses provenientes de la
operación real, de no ser así se reemplaza el mes por los datos obtenidos del
explorador. Para aquellos meses conflictivos con los que no se cuenta con 2 datos
(Ejemplo: octubre, solo se cuenta con datos de operación real para octubre 2015)
se reemplaza directamente el mes por los datos obtenidos del Explorador Eólico o
Solar. Se construye un perfil de únicamente 12 meses.
5. Aquellos meses con datos obtenidos del Explorador Solar son ajustados debido a
que la potencia máxima que arroja el explorador es inferior a la potencia
observada en proyectos reales.
A modo de ejemplo, se explicitan a continuación los pasos seguidos para la creación del
perfil de la unidad María Elena (ubicada en la zona II-Crucero).
1. Se obtienen los datos de operación real para el período Enero 2015 – Junio 2016.
2. Se realizan los diagramas de caja para la generación horaria. Ver figura siguiente.
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 287
Figura 199: Datos obtenidos operación real, María Elena. Enero 2015 - Junio 2016.
3. Se analiza la operación real para el período bajo consideración, donde se concluye
que: los meses de enero 2015, febrero 2015, marzo 2015 y diciembre 2015
presentan altas variabilidades que no se condicen con la operación de los mismos
meses del año 2016.
4. Enero 2015, febrero 2015 y marzo 2015 son reemplazados por los valores
obtenidos para enero 2016, febrero 2016 y marzo 2016. Por otra parte, el mes de
diciembre 2015 es reemplazado por los datos obtenidos del Explorador Solar. Por
lo tanto, el perfil para la unidad María Elena queda compuesto por la operación
real de los meses de enero 2016, febrero 2016, marzo 2016, abril – noviembre
2015, mientras que diciembre es obtenido del explorador.
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Enero15
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Febrero15
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Marzo15
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Mayo15
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Junio15
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Julio15
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Agosto15
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Octubre15
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Diciembre15
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Enero16
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Abril16
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Mayo16
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Junio16
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Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 288
Figura 200: Perfil Maria Elena, sin ajuste.
5. Se ajusta la operación del mes de diciembre según el factor: 1.17 y se obtiene el
perfil final (no se justifica la aplicación el factor de ajuste en los meses de enero,
febrero y marzo debido a que mantienen la tendencia observada).
Figura 201: Perfil final María Elena.
El detalle de los perfiles obtenidos para las zonas solares se muestra en documento anexo
entregado por el consultor.
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Enero15
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Febrero15
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Marzo15
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Abril15
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Mayo15
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Junio15
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Julio15
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Agosto15
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Septiembre15
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Octubre15
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Noviembre15
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Diciembre15
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Enero15
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Febrero15
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Marzo15
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Abril15
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Mayo15
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Junio15
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Julio15
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Agosto15
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Septiembre15
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Octubre15
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0.6
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Noviembre15
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123456789101112131415161718192021222324hora
Diciembre15
p.u
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Preliminar Final
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 289
8.3 Anexo: Variabilidad
8.3.1 Variabilidad intrahoraria, generación eólica
Los resultados obtenidos para intervalos de 5 minutos son expuestos en las siguientes
figuras.
Figura 202: Resultados variabilidad energía eólica intervalos de 5 minutos, Enero 2015 - Mayo 2016.
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
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0.6
0.8
1Enero15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
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cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
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1Febrero15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Marzo15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
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[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
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1Abril15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
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0.6
0.8
1Mayo15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Junio15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Julio15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Agosto15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
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[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
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0.6
0.8
1Septiembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
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[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
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1Octubre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
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[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
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0.4
0.6
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1Noviembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
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1Diciembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
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1Enero16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Febrero16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Marzo16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Abril16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
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1Mayo16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 290
Figura 203: Resultados variabilidad energía eólica de todo el parque eólico instalado (con datos del SCADA) en intervalos de 10 minutos.
Los resultados muestran que el 97% de los datos presentan una variabilidad menor o igual
a 6,2% con respecto a la potencia instalada.
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Variabilidad global energía eólica intervalo de 5 minutos
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 291
Los resultados obtenidos para intervalos de 10 minutos son expuestos en las siguientes figuras.
Figura 204: Resultados variabilidad energía eólica intervalos de 10 minutos, Enero 2015 - Mayo 2016.
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Enero15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Febrero15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
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[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Marzo15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
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0.6
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1Abril15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Mayo15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Junio15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Julio15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Agosto15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
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[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Septiembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Octubre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Noviembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Diciembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Enero16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Febrero16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Marzo16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Abril16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Mayo16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 292
Figura 205: Resultados variabilidad energía eólica de todo el parque eólico instalado (con datos del SCADA) en intervalos de 10 minutos.
Los resultados muestran que el 97% de los datos presentan una variabilidad menor o igual a 6,2% con respecto a la potencia
instalada.
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Variabilidad global energía eólica intervalo de 10 minutos
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 293
8.3.2 Variabilidad intrahoraria, generación solar
Los resultados obtenidos para intervalos de 5 minutos son expuestos en las siguientes figuras.
Figura 206: Resultados variabilidad energía solar intervalos de 5 minutos, Enero 2015 - Mayo 2016
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Enero15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Febrero15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Marzo15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Abril15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Mayo15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Junio15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Julio15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Agosto15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Septiembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
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[%
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-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Octubre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Noviembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Diciembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Enero16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Febrero16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Marzo16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Abril16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Mayo16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 294
Figura 207: Resultados variabilidad energía solar de todo el parque solar instalado (con datos del SCADA) en intervalos de 5 minutos.
Los resultados muestran que el 97% de los datos presentan una variabilidad menor o igual
a 9,2% con respecto a la potencia instalada.
-0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.40
0.2
0.4
0.6
0.8
1Variabilidad global energía solar intervalo de 5 minutos
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 295
Los resultados obtenidos para intervalos de 10 minutos son expuestos en las siguientes figuras.
Figura 208: Resultados variabilidad energía solar intervalos de 10 minutos, Enero 2015 - Mayo 2016.
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Enero15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Febrero15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Marzo15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Abril15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Mayo15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Junio15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Julio15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Agosto15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Septiembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Octubre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Noviembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Diciembre15
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Enero16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Febrero16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Marzo16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Abril16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
-0.5 -0.25 0 0.25 0.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1Mayo16
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 296
Figura 209: Resultados variabilidad energía solar de todo el parque solar instalado (con datos del SCADA) en intervalos de 10 minutos.
Los resultados muestran que el 97% de los datos presentan una variabilidad menor o igual
a 9,8% con respecto a la potencia instalada.
-0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.40
0.2
0.4
0.6
0.8
1Variabilidad global energía solar intervalo de 10 minutos
Variacion [MW] / Pinstalada [MW]
Fre
cuencia
[%
]
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 297
8.4 Anexo: Valores de parámetros referencias internacionales
Tabla 77: Resumen valores observados de potencia mínima (porcentaje de capacidad máxima) y valores observados en la literatura.
Potencia mínima [% Pmax]
Combustible SIC SING
Ref IEA 201433
Min Med Max Min Med Max
Carbón 39% 49% 69% 31% 47% 67% 50%
GNL 50% 60% 70% 30% 40% 66% 15% CA, 40% CC
FuelOil
57% 57% 57% 30%
Diesel 29% 53% 70% - - - 15% CA, 40% CC
Tabla 78: Resumen valores observados de tiempo mínimo de operación y valores observados en la literatura.
Tiempo Mínimo de operación [h]
Combustible SIC SING
Ref PJM34
Min Med Max Min Med Max
Carbón S/I 48 57 120 15
GNL S/I 0 1 2 5
FuelOil S/I 24 24 24 6
Diesel S/I - - - 5
Tabla 79: Resumen valores observados de tiempo mínimo fuera de servicio y valores observados en la literatura.
Tiempo Mínimo fuera de servicio [h]
Combustible SIC SING
Ref PJM Min Med Max Min Med Max
Carbón S/I 24 43 72 9
GNL CC S/I 0 1 2 3
FuelOil S/I 8 8 8 4
Diesel S/I - - - 3
Tabla 80: Resumen valores observados de costo de partida (USD por MW de capacidad máxima) y valores observados en la literatura.
Costo de partida [USD/Pmax]
Combustible SIC SING Ref NREL
201235
Min Med Max Min Med Max
33
The Power of Transformation - Wind, Sun and the Economics of Flexible Power Systems. International Energy Agency. 2014 34
PJM Market Monitoring Analytics, 2014. 35
Power plant cycling cost. Intertek APTECH for the National Renewable Energy Laboratory NREL. 2012
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 298
Carbón S/I 3 18 36 147
GNL CC S/I 14 35 73 55
FuelOil S/I 8 8 8 58
Diesel S/I - - - 55
Tabla 81: Resumen valores observados de tasas de toma de carga (porcentaje de capacidad máxima por minuto) y valores observados en la literatura.
Tasa de toma de carga [%Pmax/ min]
Combustible SIC SING
Ref IEA 2014 Min Med Max Min Med Max
Carbón 1% 2% 3% 1% 2% 6% 4%
GNL CC 3% 4% 8% 2% 3% 3% 20% CA, 8%
CC
FuelOil
19% 19% 19% 20%
Diesel 3% 8% 24%
20% CA, 8% CC
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 299
8.5 Anexo: Mapeo entre las centrales de DigSilent y PLP
Tabla 82: Asociación de centrales PLP con central genérica
Nr. Central asociada Central PLP
1 ARAUCO
ARAUCO_1
ARAUCO_2
ARAUCO_3
2 CELCO
CELCO_1
CELCO_2
CELCO_3
3 CHOLGUAN
CHOLGUAN_1
CHOLGUAN_2
4 LAUTARO
LAUTARO_1
LAUTARO_2
LAUTARO_3
5 CELCO
CELCO_1
CELCO_2
CELCO_3
6 LAJA-EVE
LAJA-EVE_1
LAJA-EVE_2
7 CMPC_LAJA
CMPC_LAJA_1
CMPC_LAJA_2
CMPC_LAJA_3
8 LICANTEN
LICANTEN_1
LICANTEN_2
9 NEHUENCO_1
NEHUENCO_1_GNL
NEHUENCO_1_GNL_FA
NEHUENCO_1_DIE
10 NEHUENCO_2
NEHUENCO_2_DIE
NEHUENCO_2_GNL
11 NEHUENCO_9B
NEHUENCO_9B_B
NEHUENCO_9B_P
12 NRENCA
NRENCA_DIE
NRENCA_FA_GLP
NRENCA_GNL
NRENCA_GNL_FA
13 OLIVOS
OLIVOS_2
OLIVOS_1
14 QUINTERO QUINTERO_CA1_GNL
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 300
QUINTERO_CA2_GNL
QUINTERO_CA1_DIE
QUINTERO_CA2_DIE
QUINTERO_CC_FA_GNL
QUINTERO_CC_GNL
15 SANISIDRO
SANISIDRO_DIE
SANISIDRO_GNL
SANISIDRO_GNL_FA
16 SANISIDRO_2
SANISIDRO_2_DIE
SANISIDRO_2_GNL
17 SANLORENZO
SANLORENZO_1
SANLORENZO_2
San_Lorenzo_3
18 SANTA_FE
SANTA_FE_1
SANTA_FE_2
SANTA_FE_3
Santa_Fe_4
19 TG3_SING
TG3_GNL_SING
TG3d_SING
20 VALDIVIA
VALDIVIA_1
VALDIVIA_2
VALDIVIA_3
VALDIVIA_4
21 VINALES
VINALES_1
VINALES_2
VINALES_3
22 CHAKA
CHAKA
Chaka_2
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 301
Tabla 83: Asociación de centrales en DigSilent con central genérica
Central DigSilent Central asociada Pmax [MW]
Abanico U1 ABANICO 21,4
Abanico U2 ABANICO 21,5
Abanico U3 ABANICO 21,5
Abanico U4 ABANICO 21,5
Alfalfal U1 ALFALFAL 95,0
Alfalfal U2 ALFALFAL 95,0
Generador Alfalfal II U1 ALFALFAL_2 146,5
Generador Alfalfal II U2 ALFALFAL_2 146,5
Embalse Ancoa ANCOA 26,6
Andes Solar ANDES_SOLAR_SING 21,0
ANG1 ANG_I_SING 330,0
ANG2 ANG_II_SING 330,0
Angostura U1 ANGOSTURA 150,5
Angostura U2 ANGOSTURA 150,5
Angostura U3 ANGOSTURA 50,2
Antilhue U1 ANTILHUE_TG_1 63,5
Antilhue U2 ANTILHUE_TG_2 63,5
Antuco U1 ANTUCO 160,0
Antuco U2 ANTUCO 160,0
Arauco ARAUCO 45,3
Arauco U6 ARAUCO 38,9
ATACAMA_CSP_1_SING ATACAMA_CSP_1_SING 110,0
ATACAMA_I ATACAMA_I 100,0
PE Aurora AURORA 91,5
BIOMASA_CHARRUA BIOMASA_CHARRUA 40,0
BIOMASA_ITAHUE_2 BIOMASA_ITAHUE_2 20,0
Blanco (Aconcagua U1) BLANCO 56,0
Bocamina U1 BOCAMINA 146,4
Bocamina U2 BOCAMINA_2 456,0
Bolero BOLERO_SING 146,1
Callao CALLAO 1,0
Calle Calle U1-U7 CALLECALLE 1,8
Calle Calle U8 CALLECALLE 2,3
El Campesino U1 CAMPESINO 342,0
El Campesino U2 CAMPESINO 342,0
Campiche CAMPICHE 330,0
Candelaria U1 CANDELARIA_B1_DIE 160,0
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 302
Candelaria U2 CANDELARIA_B2_DIE 160,0
PE Canela I (x12) CANELA 17,1
PE Canela II (x20) CANELA2 58,4
Cañete CANETE 1,9
Canutillar U1 CANUTILLAR 79,2
Canutillar U2 CANUTILLAR 79,2
Capullo CAPULLO 17,0
Cardones (ex Tierra Amarilla) CARDONES 179,9
Carena CARENA 12,0
Carilafquén CARILAFQUEN 29,0
PV Carrera Pinto Carrera_Pinto 96,9
PV Carrera Pinto II Carrera_Pinto_II 78,4
TG2A CC2_GNL_SING 165,0
TG2B CC2_GNL_SING 165,0
Celco CELCO 21,9
Energía Verde U1 CELCO 10,9
Energía Verde U2 CELCO 2,9
CBB CEMENTOSBIOBIO 17,0
Cenizas U1 CENIZAS 7,9
Cenizas U2 CENIZAS 7,9
Cenizas U3 CENIZAS 7,9
GT Cerro Pabellón CERRO_PABELLON_SING 55,5
Chacabuquito U1 CHACABUQUITO 8,0
Chacabuquito U2 CHACABUQUITO 8,0
Chacabuquito U3 CHACABUQUITO 8,0
Chacabuquito U4 CHACABUQUITO 8,0
Chacayes U1 CHACAYES 65,6
Chacayes U2 CHACAYES 65,6
PV Solar Chaka (x35) CHAKA 49,9
CHAP CHAP_SING 12,3
Chiburgo U1 CHIBURGO 12,5
Chiburgo U2 CHIBURGO 12,5
Chiloé CHILOE 10,6
Cholguán CHOLGUAN 38,8
Chufquén CHUFKEN 3,9
Chuyaca U1-U4 CHUYACA 10,0
Chuyaca U5-U6 CHUYACA 2,5
Chuyaca U7-U8 CHUYACA 2,5
CICLO_COMB_IIIR CICLO_COMB_IIIR 360,0
Ciclo combinado VR I CICLO_COMB_VR_1 468,0
CICLO_COMB_VR_2 CICLO_COMB_VR_2 360,0
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 303
Cipreses U1 CIPRESES 31,0
Cipreses U2 CIPRESES 31,0
Cipreses U3 CIPRESES 31,0
Laja 4 CMPC_LAJA 73,9
Pacífico 1 CMPC_PACIFICO_1 45,4
Pacífico 2 CMPC_PACIFICO_2 50,0
Pacífico 3 CMPC_PACIFICO_3 17,5
Cochrane U1 COCHRANE_1_SING 330,0
Cochrane U2 COCHRANE_2_SING 330,0
Colbún U1 COLBUN 250,0
Colbún U2 COLBUN 250,0
Colihues U1 COLIHUES 15,2
Colihues U2 COLIHUES 15,2
Colmito COLMITO 68,2
Concón U1 CON_CON 1,4
Concón U2 y U3 CON_CON 2,0
Confluencia U1 CONFLUENCIA 95,8
Confluencia U2 CONFLUENCIA 95,8
La Constitución CONSITITUCION 55,6
Constitución 2A CONST1-EGEN 3,7
Constitución 2B CONST1-EGEN 4,0
Generador Cordillera GNL U1 CORDILLERA 31,3
Generador Cordillera GNL U2 CORDILLERA 31,3
Coya COYA 15,0
CTA CTA_SING 210,0
CTH CTH_SING 210,0
CTM1 CTM1_SING 176,5
CTM2 CTM2_SING 197,3
CTM3_GNL_SIC CTM3_GNL_SIC 217,4
CTM3-TG CTM3_GNL_SING 185,0
CTM3-TV CTM3_GNL_SING 111,0
CTTAR CTTAR_SING 186,0
Curacautin U1-U3 CURACAUTIN 0,9
Curacautin U2 CURACAUTIN 1,7
Curauma U1 CURAUMA 1,5
Curauma U2 y U3 CURAUMA 1,9
Curillinque CURILLINQUE 90,0
Diego de Almagro U1 DALMAGRO 28,0
Diego de Almagro U2 DALMAGRO 28,0
PV Diego de Almagro FV (x24) DALMAGRO_PS 34,2
Degañ DEGAN 20,0
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 304
PV Divisadero DIVISADERO 61,3
Doña Carmen TG/TD DONA_CARMEN 70,0
Energía Pacífico E_PACIFICO 20,0
El Arrayán EL_ARRAYAN 117,3
El Manzano EL_MANZANO 5,7
El Paso U1 EL_PASO 32,0
El Paso U2 EL_PASO 32,0
El Peñón N1 EL_PENON 24,2
El Peñón N2 EL_PENON 24,2
El Peñón N3 EL_PENON 22,3
El Peñón N4 EL_PENON 22,3
El Totoral U1 y U2 EL_TOTORAL 3,0
El Totoral U3 EL_TOTORAL 1,0
ELSALVADOR_TG ELSALVADOR_TG 21,9
El Toro U1 ELTORO 105,3
El Toro U2 ELTORO 105,3
El Toro U3 ELTORO 105,3
El Toro U4 ELTORO 105,3
Emelda U1 EMELDA_1 45,4
Emelda U2 EMELDA_2 45,4
EOL_CHARRUA_1 EOL_CHARRUA_1 100,0
EOL_CHARRUA_2 EOL_CHARRUA_2 92,0
EOL_CHARRUA_3 EOL_CHARRUA_3 58,0
EOL_CHARRUA_4 EOL_CHARRUA_4 99,0
EOL_CHARRUA_5 EOL_CHARRUA_5 56,0
EOL_CHARRUA_6 EOL_CHARRUA_6 157,0
EOL_CHILOE EOL_CHILOE 100,0
Collipulli EOL_COLLIPULLI 2,9
EOL_CONCEPCION EOL_CONCEPCION 100,0
PE Punta Colorada(x10) EOL_P_COLORADA 19,0
EOL_PTA_SIERRA EOL_PTA_SIERRA 77,0
PE Renaico EOL_RENAICO 90,6
PE San Juan EOL_SAN_JUAN 185,4
PE San Pedro EOL_SAN_PEDRO 31,4
PE San Pedro II EOL_SAN_PEDRO_II 65,7
PE Talinay Poniente (x20) EOL_TALINAY_PONIENTE 58,4
Totoral EOL_TOTORAL 45,5
Cabo Leones EOLICA_CABO_LEONES_I 171,3
EOLICA_CRUCERO_SING EOLICA_CRUCERO_SING 106,0
Lebu EOLICA_LEBU 1,9
PE Taltal (x33) EOLICA_TALTAL 101,5
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 305
PE Ucuquer II EOLICA_UCUQUER_II 11,4
Eq_1 Eq_1 30,9
Eq_2 Eq_2 19,0
Eq_3 Eq_3 32,3
Eq_4 Eq_4 3,3
Eq_5 Eq_5 15,6
Eq_6 Eq_6 15,5
Eq_7 Eq_7 6,0
FPC ESCUADRON 15,0
FPC U2 ESCUADRON 4,3
DS1 ESPERANZA_DS1 2,3
DS2 ESPERANZA_DS2 2,0
Esperanza U1 ESPERANZA_TG1 21,1
Espinos N1 ESPINOS_1 27,9
Espinos N2 ESPINOS_1 27,9
Espinos N3 ESPINOS_1 27,9
Espinos N4 ESPINOS_1 27,9
Espinos N5 ESPINOS_2 37,2
Finis Terrae FINIS_TERRAE_SING 138,8
Florida FLORIDA 30,0
PV Chañares(x35) FV_CHANARES 36,8
PV Conejo I (x73) FV_CONEJO 102,6
Doña Carmen FV FV_DONA_CARMEN 39,9
PV Luz de Norte(x114) FV_LUZ_DEL_NORTE_1 134,0
GEO_ANCOA GEO_ANCOA 40,0
GEO_CAUTIN GEO_CAUTIN 40,0
Geo_Puchul_01_SING Geo_Puchul_01_SING 40,0
GMAR GMAR_SING 10,5
Grupo_MH_X_Reg_1 Grupo_MH_X_Reg_1 60,0
Guacolda U1 GUACOLDA_1 176,5
Guacolda U2 GUACOLDA_2 176,5
Guacolda U3 GUACOLDA_3 178,8
Guacolda U4 GUACOLDA_4 178,8
Guacolda U5 GUACOLDA_5 181,2
Guayacán U1-U2 GUAYACAN 14,1
HIDRO_ANCOA HIDRO_ANCOA 105,0
HIDRO_PTO_MONTT HIDRO_PTO_MONTT 204,0
HIDRO_RAHUE_1 HIDRO_RAHUE_1 52,0
HIDRO_RAHUE_2 HIDRO_RAHUE_2 47,0
Horcones HORCONES_TG_DIE 31,3
Hornitos HORNITOS 59,8
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 306
Huasco U1 HUASCO_TG 28,0
Huasco U2 HUASCO_TG 28,0
Huasco U3 HUASCO_TG 28,0
Huasco U4 HUASCO_TG 9,4
Huasco U5 HUASCO_TG 9,4
INFRA_ENERGETICA_1_SING INFRA_ENERGETICA_1_SING 340,0
Isla U1 ISLA 35,1
Isla U2 ISLA 35,8
Central Itata(1) ITATA 22,2
JAMA_2_SING JAMA_2_SING 24,0
Solar Jama JAMA_SING 30,0
PV Javiera (x49) JAVIERA 67,0
Juncal (Aconcagua U2) JUNCAL 33,0
Kelar TG 1 KELAR_SING 225,0
Kelar TG 2 KELAR_SING 225,0
Kelar TV KELAR_SING 212,0
Los buenos aires L_BUENOS_AIRES 22,5
Laguna Verde TG LAGVERDE_TG 23,4
Laguna Verde U1 LAGVERDE_TV 31,0
Laguna Verde U2 LAGVERDE_TV 24,0
La Higuera U1 LAHIGUERA 84,0
La Higuera U2 LAHIGUERA 84,0
Laja 1A LAJA_I 20,3
Laja 1B LAJA_I 20,3
Laja (Energía Verde) LAJA-EVE 10,0
Lalackama_A (x37) LALACKAMA 29,0
Lalackama_B (x37) LALACKAMA 29,0
PV Lalackama II (x11) Lalackama_2 15,7
Las Vegas U1 y U2 LAS_VEGAS 2,8
Generador Las Lajas U1 LASLAJAS 148,0
Generador Las Lajas U2 LASLAJAS 148,0
Comasa U1 LAUTARO 30,0
Comasa U2 LAUTARO_II 25,0
Licán LICAN 20,2
Licanten LICANTEN 33,8
Linares Norte LINARES 0,5
Lircay U1 LIRCAY 12,4
Lircay U2 LIRCAY 12,4
LLdLL_01 (x45) LLANO_LLAMPOS 64,1
LLdLL_02 (x28) LLANO_LLAMPOS 39,9
Loma Alta LOMAALTA 40,0
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 307
Generador Los Cóndores U1 LOS_CONDORES 76,0
Generador Los Cóndores U2 LOS_CONDORES 76,0
Los Cururos LOS_CURUROS 91,2
Los Guindos LOS_GUINDOS 155,3
Los Hierros U1 LOS_HIERROS 13,5
Los Hierros U2 LOS_HIERROS_2 13,5
PV Los loros LOS_LOROS 51,3
Loma Los Colorados I (x2) LOSCOLORADOS_1 2,5
Loma Los Colorados II (x14) LOSCOLORADOS_2 29,1
Los Molles U1 LOSMOLLES 10,0
Los Molles U2 LOSMOLLES 8,6
Los Pinos LOSPINOS 138,8
Los Quilos U1 LOSQUILOS 13,3
Los Quilos U2 LOSQUILOS 13,3
Los Quilos U3 LOSQUILOS 12,8
Los Vientos LOSVIENTOS_TG 165,0
Machicura U1 MACHICURA 53,2
Machicura U2 MACHICURA 53,2
Maitenes Aux. U1-U2 MAITENES 4,5
Maitenes U1-U2-U3 MAITENES 24,3
Malalcahuello MALALCAHUELLO 29,0
Malgarida MALGARIDA 28,5
Mallarauco MALLARAUCO 3,9
Mampil U1 MAMPIL 29,0
Mampil U2 MAMPIL 29,0
María Elena FV MARIA_ELENA_SING 60,0
Mariposas MARIPOSAS 7,0
Masisa MASISA 13,5
Constitución U1 MAULE 6,0
MIMB MIMB_SING 35,8
MINI_HIDRO_ANCOA_1 MINI_HIDRO_ANCOA_1 30,0
MINI_HIDRO_ANCOA_2 MINI_HIDRO_ANCOA_2 20,0
MINI_HIDRO_ANCOA_3 MINI_HIDRO_ANCOA_3 20,0
MINI_HIDRO_CAUTIN_1 MINI_HIDRO_CAUTIN_1 20,0
MINI_HIDRO_CAUTIN_2 MINI_HIDRO_CAUTIN_2 20,0
MINI_HIDRO_CAUTIN_3 MINI_HIDRO_CAUTIN_3 20,0
MINI_HIDRO_CHARRUA_1 MINI_HIDRO_CHARRUA_1 20,0
MINI_HIDRO_CHARRUA_2 MINI_HIDRO_CHARRUA_2 20,0
MINI_HIDRO_CHARRUA_3 MINI_HIDRO_CHARRUA_3 20,0
MINI_HIDRO_CHARRUA_4 MINI_HIDRO_CHARRUA_4 20,0
MINI_HIDRO_RAHUE MINI_HIDRO_RAHUE 20,0
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 308
Mini Hidro Valdivia I MINI_HIDRO_VALD_1 23,7
Mini Hidro Valdivia II MINI_HIDRO_VALD_2 23,7
MINI_HIDRO_VALD_3 MINI_HIDRO_VALD_3 20,0
MINI_HIDRO_VALD_4 MINI_HIDRO_VALD_4 20,0
Monte Patria U1 y U2 MONTEPATRIA 1,9
Monte Patria U3 a U8 MONTEPATRIA 5,6
PE Monte Redondo (x25) MONTEREDONDO 35,6
Las Nalcas NALCAS 5,5
Cuel x10 NEGRETE_CUEL 15,0
Cuel x12 NEGRETE_CUEL 18,0
Nehuenco U1 TG NEHUENCO_1 273,0
Nehuenco U1 TV NEHUENCO_1 175,0
Nehuenco U2 TG NEHUENCO_2 300,0
Nehuenco U2 TV NEHUENCO_2 164,0
Nehuenco U3 NEHUENCO_9B 111,6
Newen NEWEN 15,0
PAM NORACID_SING 31,0
Nueva Renca TG NRENCA 304,1
Nueva Renca TV NRENCA 251,2
NTO1 NTO1_SING 156,5
NTO2 NTO2_SING 156,5
Generador Nuble NUBLE 150,5
Nueva Aldea U1 NUEVA_ALDEA_1 36,6
Nueva Aldea U3 NUEVA_ALDEA_3 87,5
Nueva Ventanas NUEVA_VENTANAS 330,0
Ojos de Agua OJOSDEAGUA 11,0
Olivos N1 OLIVOS 27,0
Olivos N2 OLIVOS 27,0
Olivos N3 OLIVOS 27,0
Olivos N4 OLIVOS 27,0
PV Olmué (x89) OLMUE 131,1
Punta Colorada TG P_COLORADA_F_OIL 21,3
Palmucho PALMUCHO 33,0
PV Pampa Solar Norte(x46) PAMPA_SOLAR_NORTE 85,5
Pangue U1 PANGUE 240,0
Pangue U2 PANGUE 240,0
Pehuenche U1 PEHUENCHE 290,0
Pehuenche U2 PEHUENCHE 290,0
PV El pelícano PELICANO 100,5
PetroPower PETROPOW_1 86,6
Peuchen U1 PEUCHEN 44,0
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 309
Peuchen U2 PEUCHEN 44,0
Generador Picoiquén PICOIQUEN 12,0
Pilmaiquen U1 PILMAIQUEN 5,6
Pilmaiquen U2 PILMAIQUEN 5,6
Pilmaiquen U3 PILMAIQUEN 5,6
Pilmaiquen U4 PILMAIQUEN 13,5
Pilmaiquen U5 PILMAIQUEN 13,5
Placilla U1 y U2 PLACILLA 3,0
Placilla U3 PLACILLA 1,0
PAS2 POZO_ALMONTE_3_SING 7,5
PAS3 POZO_ALMONTE_3_SING 12,0
Providencia U1 PROVIDENCIA 7,9
Providencia U2 PROVIDENCIA 7,9
San Andrés PV (x35) PS_SAN_ANDRES 49,9
PE Punta Palmeras (x15) PTA_PALMERA 46,1
Generador Pulelfu PULELFU 5,0
Pullinque U1 PULLINQUE 18,0
Pullinque U2 PULLINQUE 18,0
Pullinque U3 PULLINQUE 18,0
Punilla PUNILLA_ANCOA 105,3
Punitaqui PUNITAQUI 5,6
EPSA U1 PUNTILLA 4,6
EPSA U2 PUNTILLA 9,9
EPSA U3 PUNTILLA 8,9
PV Salvador (x43) PV_SALVADOR 64,5
Quellón II QUELLON2 5,0
Quilapilún QUILAPILUN 111,2
Quilleco U1 QUILLECO 38,0
Quilleco U2 QUILLECO 38,0
Quintay U1 y U2 QUINTAY 3,0
Quintay U3 QUINTAY 1,0
Quintero TG1A QUINTERO 170,5
Quintero TG1B QUINTERO 170,5
Ralco U1 RALCO 402,0
Ralco U2 RALCO 402,0
Rapel U1 RAPEL 76,0
Rapel U2 RAPEL 76,0
Rapel U3 RAPEL 70,0
Rapel U4 RAPEL 70,0
Rapel U5 RAPEL 76,0
Renca Carbon U1-U2 RENCA 117,6
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 310
Río Claro RIO_CLARO 29,0
Generador Rio Colorado RIO_COLORADO 16,0
Río Huasco RIO_HUASCO 5,7
Rucatayo RUCATAYO 55,3
Rucue U1 RUCUE 93,0
Rucue U2 RUCUE 93,0
San Andrés U1 SAN_ANDRES 23,7
San Andrés U2 SAN_ANDRES 23,7
San Clemente SAN_CLEMENTE 6,3
San Francisco de Mostazal SAN_FRANCISCO_TG 31,3
SAN_PEDRO SAN_PEDRO 150,0
San Gregorio SANGREGORIO 0,5
San Ignacio SANIGNACIO 34,8
San Isidro U1 TG SANISIDRO 283,6
San Isidro U1 TV SANISIDRO 162,4
San Isidro U2 TG SANISIDRO_2 305,0
San Isidro U2 TV SANISIDRO_2 163,0
San Lorenzo U1 SANLORENZO 31,0
San Lorenzo U2 SANLORENZO 31,0
San Lorenzo U3-U4-U5 SANLORENZO 2,2
San Lorenzo U6 SANLORENZO 1,1
Santa Fe Energía SANTA_FE 122,5
Santa Lidia SANTA_LIDIA_TG 150,0
Santa María SANTA_MARIA 468,0
Santa Marta SANTA_MARTA 19,7
Santa Sofía SANTA_SOFIA 71,3
PV Santiago Solar SANTIAGO_SOLAR 94,1
Sarco SARCO 140,8
Los Sauces SAUCEANDES 3,8
Sauzal U1 SAUZAL_1 32,0
Sauzalito SAUZAL_1 15,0
Sauzal U2 SAUZAL_2 32,0
Sauzal U3 SAUZAL_2 32,0
PE Sierra Gorda SIERRA_GORDA_SING 112,0
Solar Cardones 1 SOLAR_CARDONES_1 200,9
SOLAR_CARDONES_2 SOLAR_CARDONES_2 200,0
SOLAR_CARDONES_3 SOLAR_CARDONES_3 200,0
SOLAR_CARDONES_4 SOLAR_CARDONES_4 200,0
SOLAR_CARDONES_5 SOLAR_CARDONES_5 200,0
SOLAR_CARDONES_6 SOLAR_CARDONES_6 200,0
SOLAR_CARDONES_7 SOLAR_CARDONES_7 200,0
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 311
SOLAR_CPINTO_1 SOLAR_CPINTO_1 200,0
SOLAR_CPINTO_2 SOLAR_CPINTO_2 200,0
SOLAR_CPINTO_3 SOLAR_CPINTO_3 200,0
SOLAR_CPINTO_4 SOLAR_CPINTO_4 200,0
SOLAR_CPINTO_5 SOLAR_CPINTO_5 200,0
SOLAR_CRUCERO_1_SING SOLAR_CRUCERO_1_SING 200,0
SOLAR_CRUCERO_2_SING SOLAR_CRUCERO_2_SING 120,0
SOLAR_CRUCERO_3_SING SOLAR_CRUCERO_3_SING 200,0
SOLAR_CRUCERO_4_SING SOLAR_CRUCERO_4_SING 200,0
SOLAR_DALMAGRO_1 SOLAR_DALMAGRO_1 200,0
SOLAR_DALMAGRO_2 SOLAR_DALMAGRO_2 200,0
SOLAR_DALMAGRO_3 SOLAR_DALMAGRO_3 100,0
SOLAR_DALMAGRO_4 SOLAR_DALMAGRO_4 100,0
SOLAR_DALMAGRO_5 SOLAR_DALMAGRO_5 200,0
Solar Encuentro 1 SOLAR_ENCUENTRO_SING 101,2
SOLAR_LABERINTO_1_SING SOLAR_LABERINTO_1_SING 200,0
SOLAR_LABERINTO_2_SING SOLAR_LABERINTO_2_SING 200,0
SOLAR_LAGUNAS_1_SING SOLAR_LAGUNAS_1_SING 200,0
SOLAR_LAGUNAS_2_SING SOLAR_LAGUNAS_2_SING 200,0
SOLAR_PALMONTE_1_SING SOLAR_PALMONTE_1_SING 200,0
PV El Romero SOLAR_ROMERO 186,7
PE Talinay Oriente (x32) TALINAY_ORIENTE 93,5
Taltal U1 TALTAL_1_DIE 165,0
Taltal U2 TALTAL_2_DIE 165,0
TAMAYA_SING TAMAYA_SING 95,0
Teno N1 TENO 22,3
Teno N2 TENO 22,3
Teno N3 TENO 22,3
Termopacifico N1 TERMOPACIFICO 30,0
Termopacifico N2 TERMOPACIFICO 30,0
Termopacifico N3 TERMOPACIFICO 30,0
Termopacifico N4 TERMOPACIFICO 30,0
Coronel TG_CORONEL_DIE 59,5
TG1 TG1_SING 27,9
TG2 TG2_SING 27,9
TG3 TG3_SING 45,0
TGIQ TGIQ_SING 28,0
TGTAR TGTAR_SING 28,0
Trapen N1 TRAPEN 22,3
Trapen N2 TRAPEN 22,3
Trapen N3 TRAPEN 24,2
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 312
Trapen N4 TRAPEN 24,2
U10 U10_SING 44,1
U11 U11_SING 44,1
U12 U12_SING 92,0
U13 U13_SING 92,0
U14 U14_SING 147,0
U15 U15_SING 147,0
U16 U16_GNL_SING 500,0
Valdivia VALDIVIA 87,5
PV Valle solar VALLE_SOLAR_1 71,3
Eólica Valle de los Vientos Gen 1-5 VALLE_VIENTOS_SING 50,0
EólicaValle de los Vientos Gen 6-9 VALLE_VIENTOS_SING 40,0
Ventanas U1 VENTANAS_1 135,3
Ventanas U2 VENTANAS_2 257,1
Viñales VINALES 51,0
El Volcán VOLC_QUEL 14,3
Queltehues U1 VOLC_QUEL 13,3
Queltehues U2 VOLC_QUEL 13,2
Queltehues U3 VOLC_QUEL 13,2
Yungay U1 YUNGAY_1_DIE 81,1
Yungay U2 YUNGAY_2_DIE 81,1
Yungay U3 YUNGAY_3_DIE 81,1
Yungay TG U4 YUNGAY_4_DIE 47,5
Yungay TV U4 YUNGAY_4_DIE 22,5
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 313
8.6 Anexo: Asociación de los consumos
Tabla 84: Asociación de los consumos en el SIC para aquéllos no asociados a una zona en particular
Consumo DIgSilent Barra PLP Subsistema %
R. Chocalán 66 kV AMelipill220 SIC 4 3,4207
R. Leyda 110 kV AMelipill220 SIC 4 3,5026
R. El Maitén 66 kV AMelipill220 SIC 4 3,7846
I. San Antonio 110 kV AMelipill220 SIC 4 4,4949
R. El Monte 66 kV AMelipill220 SIC 4 5,4587
R. San Sebastian 66 kV AMelipill220 SIC 4 5,7223
R. El Paico AMelipill220 SIC 4 8,553
R. Melipilla 1 110 kV AMelipill220 SIC 4 10,208
R. Melipilla 2 110 kV AMelipill220 SIC 4 10,208
R. Bollenar 66 kV AMelipill220 SIC 4 11,4985
R. San Antonio 110 kV AMelipill220 SIC 4 33,1486
I. Ancoa 220 kV Ancoa220 SIC 4 16,3965
I. Río Melado 154 kV Ancoa220 SIC 4 41,3557
R. Ancoa 220 kV Ancoa220 SIC 4 42,2478
R. Ancud 110 kV Ancud110 SIC 6 100
I. Procart 220 kV Candela220 SIC 4 16,7279
I. Minero 110 kV Candela220 SIC 4 83,2721
I. Castilla+SSAA Castilla 110kV Cardones110 SIC 1 0
I. Kozan 110 kV Cardones110 SIC 1 1,2537
R. Caldera 110 KV Cardones110 SIC 1 3,6181
R. Tierra Amarilla 110 kV Cardones110 SIC 1 4,2162
R. Hernán Fuentes 110 kV Cardones110 SIC 1 4,2545
R. Los Loros 110 kV Cardones110 SIC 1 5,7375
I. Travesía 110 KV Cardones110 SIC 1 5,9355
I. Refugio 110 kV Cardones110 SIC 1 6,0486
I. T. Amarilla 110 kV Cardones110 SIC 1 6,712
R. Plantas 110 kV Cardones110 SIC 1 8,6618
R. Copiapo 1 110 kV Cardones110 SIC 1 9,098
R. Copiapo 2 110 kV Cardones110 SIC 1 9,098
R. Cerrillos 110 kV Cardones110 SIC 1 9,5747
I. Magnetita 110 kV Cardones110 SIC 1 10,5718
I. Paipote 110 KV Cardones110 SIC 1 15,2198
I. SS/AA Cardones Cardones220 SIC 1 0,0245
I. Agrosuper Cardones220 SIC 1 0,1445
I. CNN 220 KV Cardones220 SIC 1 21,3827
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 314
I. Minera La Candelaria 1 Cardones220 SIC 1 39,2242
I. Minera La Candelaria 2 Cardones220 SIC 1 39,2242
I. Laja 66 kV Charrua066 SIC 5 0,056
R. Charrúa 66 kV Charrua066 SIC 5 2,9044
I. Bucalemu 66 kV Charrua066 SIC 5 3,9699
R. Laja 1 66 kV Charrua066 SIC 5 6,1439
R. Laja 2 66 kV Charrua066 SIC 5 6,1439
R. Cabrero 1 66 kV Charrua066 SIC 5 16,5749
R. Cabrero 2 66 kV Charrua066 SIC 5 16,5749
I. Fibranova Charrua066 SIC 5 18,304
I. Masisa Charrua066 SIC 5 29,3281
I. Pangue 66 kV Charrua154 SIC 5 0,0727
SS/AA Abanico Charrua154 SIC 5 0,222
I. SS/AA Campanario Charrua154 SIC 5 0,2749
I. Manso de Velasco 66 kV Charrua154 SIC 5 1,1505
R. Charrúa 154 kV Charrua154 SIC 5 1,2988
I. Los Angeles 66 kV Charrua154 SIC 5 1,5852
R. Tres Esquinas 1 66 kV Charrua154 SIC 5 3,3345
R. Tres Esquinas 2 66 kV Charrua154 SIC 5 3,3345
R. Los Sauces Charrua154 SIC 5 3,4545
I. El Avellano Charrua154 SIC 5 4,3056
R. Quilmo 66 kV Charrua154 SIC 5 4,356
R. El Avellano Charrua154 SIC 5 6,1809
R. Negrete 66 kV Charrua154 SIC 5 7,4444
SS/AA Bocamina Charrua154 SIC 5 7,5689
R. Angol 66 kV Charrua154 SIC 5 11,1649
R. Manso de Velasco 66 kV Charrua154 SIC 5 15,5001
R. Los Angeles 66 kV 1 Charrua154 SIC 5 28,7516
I. Laja (CMPC)_3 Charrua220 SIC 5 0,0095
I. Laja (CMPC)_2 Charrua220 SIC 5 0,0154
I. Laja (CMPC)_1 Charrua220 SIC 5 0,0168
I. Laja (CMPC)_B Charrua220 SIC 5 0,0224
I. Laja (CMPC)_D Charrua220 SIC 5 0,042
I. SSAA Charrúa Charrua220 SIC 5 0,4144
SS/AA El Toro Charrua220 SIC 5 0,768
R. Rucue 220 kV Charrua220 SIC 5 1,1431
R. Collipulli 1 66 kV Charrua220 SIC 5 5,6639
R. Collipulli 2 66 kV Charrua220 SIC 5 5,6639
I. Santa Fé_1 Charrua220 SIC 5 10,4008
I. Inforsa Charrua220 SIC 5 15,5149
I. Pacífico_1 Charrua220 SIC 5 15,9479
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 315
I. Pacífico_2 Charrua220 SIC 5 16,6413
I. Santa Fé_2 Charrua220 SIC 5 27,7356
I. Cocharcas 66 kV Chillan154 SIC 4 0,114
R. Hualte 33kV Chillan154 SIC 4 3,7207
R. Quirihue 33 kV Chillan154 SIC 4 7,6253
R. Cocharcas 66 kV Chillan154 SIC 4 13,3322
R. Chillán 1 66 kV Chillan154 SIC 4 37,6039
R. Chillán 2 66 kV Chillan154 SIC 4 37,6039
R. Degañ Chiloe110 SIC 6 46,0717
R. Chonchi 24 kV Chiloe110 SIC 6 53,9283
R. Cholguán 66 kV Cholguan066 SIC 5 100
I. Cholguan 220 kV Cholguan220 SIC 5 49,4853
R. Cholguán 220 kV Cholguan220 SIC 5 50,5147
R. Cipreses 154 kV Cipreses154 SIC 4 5,9946
SS/AA Curillinque Cipreses154 SIC 4 94,0054
R. Mariquina 220 kV Ciruelos220 SIC 5 100
SS/AA Colbún G1 13.8 kV Colbun220 SIC 4 1,4335
SS/AA Colbún G2 13.8 kV Colbun220 SIC 4 1,4335
R. Colbun 220 kV Colbun220 SIC 4 2,7355
I. CMPC Papeles 110 kV Colbun220 SIC 4 94,3974
R. Viñales 23 kV Constituci66 SIC 4 6,5831
R. Nirivilo 66 kV Constituci66 SIC 4 17,2482
R. Constitución 66 kV Constituci66 SIC 4 76,1686
I. SS/AA C. Pinto CPinto220 SIC 1 0,4254
I. La Coipa 220 KV CPinto220 SIC 1 99,5746
I. Planta de Óxidos 110 kV DAlmagro220 SIC 1 1,3618
R. Inca de Oro + D.Amagro 110 KV DAlmagro220 SIC 1 1,6825
I. Potrerillos 110 KV DAlmagro220 SIC 1 3,2653
R. Taltal (Elecda) 110 KV DAlmagro220 SIC 1 3,5629
R. El Salado + Chañaral 110 KV DAlmagro220 SIC 1 4,9012
I. Centenario 110 kV DAlmagro220 SIC 1 4,9512
I. Las Luces 110 kV DAlmagro220 SIC 1 5,1889
I. Manto Verde D. Almagro 110 KV DAlmagro220 SIC 1 19,3079
I. El Salvador 110 KV DAlmagro220 SIC 1 55,7783
R. Duqueco 66 kV Duqueco220 SIC 5 49,8495
I. Duqueco 66 kV Duqueco220 SIC 5 50,1505
I. Andina ELlano220 SIC 2 9,0628
I. Cordillera ELlano220 SIC 2 90,9372
R. El Peñon 110 kV ElPenon110 SIC 1 100
I. Graneros 66 kV Graneros066 SIC 4 3,9225
R. Graneros 66 kV Graneros066 SIC 4 96,0775
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 316
R. Huasco 110 KV Huasco110 SIC 1 6,5568
I. Huasco 110 KV Huasco110 SIC 1 93,4432
I. SS/AA Itahue Itahue154 SIC 4 0,0918
I. Panguilemo 66kV Itahue154 SIC 4 0,294
R. Itahue 66 kV Itahue154 SIC 4 0,7403
R. Parronal 66 kV Itahue154 SIC 4 0,9862
R. Villa Prat 1 66 kV Itahue154 SIC 4 1,4588
R. Villa Prat 2 66 kV Itahue154 SIC 4 1,4588
R. Hualañe 66 kV Itahue154 SIC 4 1,7172
I. Itahue 66 kV Itahue154 SIC 4 1,9179
R. Ranguili 66 kV Itahue154 SIC 4 2,3688
R. San Clemente 66 kV Itahue154 SIC 4 2,4055
R. Panguilemo 66kV Itahue154 SIC 4 2,6094
R. Curicó CEC 1 66 kV Itahue154 SIC 4 4,0592
R. Licantén 66 kV Itahue154 SIC 4 4,0638
R. San Rafael 66 kV Itahue154 SIC 4 8,6197
R. Molina 1 66 kV Itahue154 SIC 4 12,4026
R. Molina 2 66 kV Itahue154 SIC 4 12,4026
R. Curicó CGE 2 66 kV Itahue154 SIC 4 12,721
R. Curicó CGE 1 66 kV Itahue154 SIC 4 29,6823
I. Villa Alegre 66 kV Linares154 SIC 4 0,2747
R. Linares 66 kV Linares154 SIC 4 1,8685
R. Villa Alegre 66 kV Linares154 SIC 4 9,525
R. Panimavida 1 66 kV Linares154 SIC 4 9,6353
R. Panimavida 2 66 kV Linares154 SIC 4 9,6353
R. Linares Norte Linares154 SIC 4 18,639
R. Chacahuín 1 66 kV Linares154 SIC 4 25,2111
R. Chacahuín 2 66 kV Linares154 SIC 4 25,2111
I. San Rafael 110 kV LMaquis220 SIC 2 0,9124
I. Aconcagua 66 kV LMaquis220 SIC 2 5,1584
I. Chagres 1 110 kV LMaquis220 SIC 2 5,8733
I. Chagres 2 110 kV LMaquis220 SIC 2 5,8733
I. Cemento Melon 110 kV LMaquis220 SIC 2 13,8821
R. San Felipe 110 kV LMaquis220 SIC 2 32,059
R. San Rafael 110 kV LMaquis220 SIC 2 36,2415
R. El Espino 66 kV LVilos220 SIC 1 0,0263
I. SS/AA Las Palmas LVilos220 SIC 1 0,0522
I. SS/AA Los Espinos LVilos220 SIC 1 1,0477
R. Combarbala 1 66 kV LVilos220 SIC 1 2,3953
R. Combarbala 2 66 kV LVilos220 SIC 1 2,3953
I. Pto. Chungo + SS/AA Los Vilos 110 kV LVilos220 SIC 1 2,8657
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 317
R. Salamanca 1 110 kV LVilos220 SIC 1 13,333
R. Salamanca 2 110 kV LVilos220 SIC 1 13,333
R. Quereo 110 kV LVilos220 SIC 1 15,627
R. Illapel 110 kV LVilos220 SIC 1 19,191
R. Quinquimo 110 kV LVilos220 SIC 1 29,7336
I. Incahuasi 110 kV Maitencil110 SIC 1 0,0001
I. Algarrobo 110 kV Maitencil110 SIC 1 0,3976
I. Pajonales (ESO) 110 kV Maitencil110 SIC 1 1,333
R. Incahuasi 110 kV Maitencil110 SIC 1 6,7915
I. Dos Amigos 110 kV Maitencil110 SIC 1 7,2298
R. Alto del Carmen 110 KV Maitencil110 SIC 1 10,07
R. Vallenar 1 Maitencil110 SIC 1 20,9314
R. Vallenar 2 Maitencil110 SIC 1 20,9314
I. Los Colorados 110 KV Maitencil110 SIC 1 32,315
I. SS/AA Maitencillo Maitencil220 SIC 1 0,4503
I. Jorquera 220 KV Maitencil220 SIC 1 3,7261
SS/AA Guacolda - G1 Maitencil220 SIC 1 6,2568
SS/AA Guacolda - G2 Maitencil220 SIC 1 6,2568
SS/AA Guacolda - G3 Maitencil220 SIC 1 6,2568
SS/AA Guacolda - G4 Maitencil220 SIC 1 6,2568
I. Caserones 1 220 KV Maitencil220 SIC 1 23,5988
I. Caserones 2 220 KV Maitencil220 SIC 1 23,5988
I. Caserones 3 220 KV Maitencil220 SIC 1 23,5988
I. Rengo 66 kV Malloa154 SIC 4 0,4995
R. Q. Tilcoco 1 66 kV Malloa154 SIC 4 2,2021
R. Q. Tilcoco 2 66 kV Malloa154 SIC 4 2,2021
R. Pelequen 66 kV Malloa154 SIC 4 2,3787
R. El Manzano 1 66 kV Malloa154 SIC 4 3,7072
R. El Manzano 2 66 kV Malloa154 SIC 4 3,7072
R. Malloa 66 kV Malloa154 SIC 4 4,529
R. Las Cabras 1 66 kV Malloa154 SIC 4 6,405
R. Las Cabras 2 66 kV Malloa154 SIC 4 6,405
I. San Vicente T.T. 66 kV Malloa154 SIC 4 20,1453
R. Rengo 66 kV Malloa154 SIC 4 22,7765
R. San Vicente T.T. 66 kV Malloa154 SIC 4 25,0424
R. Yerbas Buenas 154 kV Maule154 SIC 4 100
I. Los Piuquenes 220 kV Mauro220 SIC 1 100
I. Trapén 110 kV Melipulli220 SIC 6 0,0509
SS/AA Canutillar G1 Melipulli220 SIC 6 0,1563
SS/AA Canutillar G2 Melipulli220 SIC 6 0,1563
R. Alto Bonito 110 kV Melipulli220 SIC 6 4,9747
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 318
R. Calbuco 110 kV Melipulli220 SIC 6 5,2105
R. Colaco 110 kV Melipulli220 SIC 6 6,5732
R. Puerto Varas 1 66 kV Melipulli220 SIC 6 7,2568
R. Puerto Varas 2 66 kV Melipulli220 SIC 6 7,2568
R. Empalme 110 kV Melipulli220 SIC 6 7,573
R. Puerto Montt 23 kV (T33) Melipulli220 SIC 6 30,3958
R. Puerto Montt 23 kV (T44) Melipulli220 SIC 6 30,3958
R. Monte Patria 66 kV MPatria66 SIC 1 100
R. Picoltué 220 kV Mulchen220 SIC 5 100
SS/AA Los Molles Ovalle66 SIC 1 0,4614
I. Altos de Punitaqui Ovalle66 SIC 1 15,3486
R. Ovalle 1 66 kV Ovalle66 SIC 1 42,095
R. Ovalle 2 66 kV Ovalle66 SIC 1 42,095
I. Hospital 66 kV Paine154 SIC 4 0,7669
R. Hospital 66 kV Paine154 SIC 4 12,8107
R. I. Maipo 1 66 kV Paine154 SIC 4 13,109
R. I. Maipo 2 66 kV Paine154 SIC 4 13,109
R. Fatima 1 66 kV Paine154 SIC 4 16,8884
R. Fatima 2 66 kV Paine154 SIC 4 16,8884
I. P.Talagante 66 kV Paine154 SIC 4 26,4276
I. SS/AA D. Almagro Paposo220 SIC 1 39,1831
R. Paposo 220 kV Paposo220 SIC 1 60,8169
I. Ñiquén 66 kV Parral154 SIC 4 0,1278
I. Longavi 66kV Parral154 SIC 4 0,2454
R. Retiro 66 kV Parral154 SIC 4 5,1673
R. Longavi 66kV Parral154 SIC 4 6,0408
R. San Gregorio Parral154 SIC 4 7,0146
R. La Vega 66 kV Parral154 SIC 4 8,122
R. Cauquenes 66 kV Parral154 SIC 4 16,875
R. San Carlos 66 kV Parral154 SIC 4 24,1498
R. Parral 66 kV Parral154 SIC 4 32,2573
R. San Juan 1 66 kV PAzucar110 SIC 1 3,4345
R. San Juan 2 66 kV PAzucar110 SIC 1 3,4345
R. Andacollo 66 kV PAzucar110 SIC 1 3,7439
R. Guayacan 1 66 kV PAzucar110 SIC 1 4,6575
R. Guayacan 2 66 kV PAzucar110 SIC 1 4,6575
I. Min.Carmen de Andacollo 110 kV PAzucar110 SIC 1 5,7246
R. Vicuña 110 kV PAzucar110 SIC 1 5,9479
I. El Romeral (CMP) 110 kV PAzucar110 SIC 1 6,5541
R. Marquesa 66 kV PAzucar110 SIC 1 9,5963
R. Las Compañias 110 kV PAzucar110 SIC 1 10,4262
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 319
R. San Joaquin 1 110 kV PAzucar110 SIC 1 12,8623
R. San Joaquin 2 110 kV PAzucar110 SIC 1 12,8623
R. Pan de Azucar (Emec) 110 kV PAzucar110 SIC 1 16,0983
I. SS/AA Pan de Azúcar PAzucar220 SIC 1 0,2075
I. MCDA 1 PAzucar220 SIC 1 49,8962
I. MCDA 2 PAzucar220 SIC 1 49,8962
I. La Mesa 220 kV PColorada220 SIC 1 100
I. Tuniche 66 kV PCortes154 SIC 4 1,5779
I. Cachapoal 66 kV PCortes154 SIC 4 2,3402
R. Loreto 66 kV PCortes154 SIC 4 5,937
R. Lo Miranda 66 kV PCortes154 SIC 4 7,9805
R. Tuniche 66 kV PCortes154 SIC 4 11,8246
R. Machalí PCortes154 SIC 4 14,1978
I. Lo Miranda 66 kV PCortes154 SIC 4 21,4532
R. Cachapoal 66 kV PCortes154 SIC 4 34,6888
R. Quellon 1 23 kV Pid-Pid110 SIC 6 13,2119
R. Quellon 2 23 kV Pid-Pid110 SIC 6 13,2119
R. Quellon 3 23 kV Pid-Pid110 SIC 6 13,2119
R. Castro 110 kV Pid-Pid110 SIC 6 25,8106
R. Pid Pid 110 kV Pid-Pid110 SIC 6 34,5539
I. SS/AA Polpaico Polpaico220 SIC 2 0,0471
I. El Manzano 1 Polpaico220 SIC 2 6,3118
I. Las Tortolas 220 kV Polpaico220 SIC 2 14,0462
I. Maitenes 220 kV Polpaico220 SIC 2 79,5949
R. El Sauce 66 kV Punitaqui66 SIC 1 1,9359
I. Punitaqui Punitaqui66 SIC 1 47,1018
R. Punitaqui Punitaqui66 SIC 1 50,9623
SSAA Pilmaiquen 1-2-3 Rahue220 SIC 6 0,0973
SSAA Pilmaiquen 4-5 Rahue220 SIC 6 0,0973
SSAA Pullinque 2 Rahue220 SIC 6 0,0973
SSAA Pullinque G1 Rahue220 SIC 6 0,0973
R. Aihuapi 1 66 kV Rahue220 SIC 6 1,3726
R. Aihuapi 2 66 kV Rahue220 SIC 6 1,3726
R. Tres Bocas 66 kV Rahue220 SIC 6 2,0848
R. Frutillar 1 66 kV Rahue220 SIC 6 2,5803
R. Frutillar 2 66 kV Rahue220 SIC 6 2,5803
R. La Unión 1 66 kV Rahue220 SIC 6 3,6458
R. La Unión 2 66 kV Rahue220 SIC 6 3,6458
R. La Unión 3 66 kV Rahue220 SIC 6 3,6458
R. La Unión 5 66 kV Rahue220 SIC 6 3,6458
R. Los Tambores 66 kV Rahue220 SIC 6 3,7038
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 320
R. Pilmaiquen 66 kV Rahue220 SIC 6 4,981
R. B.Blanco 66 kV Rahue220 SIC 6 6,7055
R. Pichil 66 kV Rahue220 SIC 6 7,1315
R. Purranque 66 kV Rahue220 SIC 6 7,3388
R. Osorno 1 66 kV Rahue220 SIC 6 15,0588
R. Osorno 2 66 kV Rahue220 SIC 6 15,0588
R. Osorno 3 66 kV Rahue220 SIC 6 15,0588
I. Lirios 66 kV Rancagua066 SIC 4 0,2264
I. El Teniente (Hornos de Arco) 66 kV Rancagua066 SIC 4 7,9252
R. Rosario 66 kV Rancagua066 SIC 4 15,5156
R. Chumaquito 66 kV Rancagua066 SIC 4 30,1963
I. Rosario 66 kV Rancagua066 SIC 4 46,1364
I. Minera Valle Central 4.16 kV 2 Rancagua154 SIC 4 0,0568
I. El Teniente 154 kV Rancagua154 SIC 4 0,4392
R. Alameda 1 66 kV Rancagua154 SIC 4 27,7804
R. Alameda 2 66 kV Rancagua154 SIC 4 27,7804
I. Minera Valle Central 4.16 kV 1 Rancagua154 SIC 4 43,9432
SS/AA Rapel Rapel220 SIC 4 1,9917
R. Lihueimo 1 66 kV Rapel220 SIC 4 2,2709
R. Lihueimo 2 66 kV Rapel220 SIC 4 2,2709
R. Lihueimo 3 66 kV Rapel220 SIC 4 2,2709
R. Marchigue 1 Rapel220 SIC 4 2,8995
R. Marchigue 2 Rapel220 SIC 4 2,8995
R. Portezuelo 66 kV Rapel220 SIC 4 2,9661
R. Quelentaro 66 kV Rapel220 SIC 4 3,6477
I. Las Arañas Rapel220 SIC 4 3,9628
R. Esperanza 66 kV Rapel220 SIC 4 4,5772
R. Santa Rosa 66 kV Rapel220 SIC 4 4,8867
R. Las Arañas Rapel220 SIC 4 5,0447
R. Alcones 66 kV Rapel220 SIC 4 6,2463
R. Mandinga 66 kV Rapel220 SIC 4 6,3581
R. El Peumo 66 kV Rapel220 SIC 4 6,4313
R. La Manga 66 kV Rapel220 SIC 4 10,1081
R. Paniahue 66 kV Rapel220 SIC 4 14,0369
R. Alhué 66 kV Rapel220 SIC 4 17,1305
R. Coopelan 220 kV Rucue220 SIC 5 100
I. SSAA Sauzal Sauzal110_1 SIC 4 1,588
SS/AA Sauzalito Sauzal110_1 SIC 4 14,1771
R. Sauzalito Sauzal110_1 SIC 4 84,235
R. San Francisco 66 kV SFcoMost066 SIC 4 44,0841
I. San Francisco 66 kV SFcoMost066 SIC 4 55,9159
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 321
I. FFCC San Fernando 66 kV SFernando154 SIC 4 0,0882
I. Quinta 66 kV SFernando154 SIC 4 0,8129
I. La Ronda 66 kV SFernando154 SIC 4 1,7936
R. Quinta 1 66 kV SFernando154 SIC 4 3,5718
R. Quinta 2 66 kV SFernando154 SIC 4 3,5718
R. Placilla 66 kV SFernando154 SIC 4 4,8049
I. Colchagua 66 kV SFernando154 SIC 4 5,5065
R. La Ronda 66 kV SFernando154 SIC 4 8,928
R. Nancagua 66 kV SFernando154 SIC 4 11,4335
R. Chimbarongo 66 kV SFernando154 SIC 4 13,5968
R. Colchagua 66 kV SFernando154 SIC 4 45,8919
R. San Javier 66 kV SJavier66 SIC 4 100
R. Maule 66 kV SMiguel66 SIC 4 0,1218
R. San Miguel 66 kV SMiguel66 SIC 4 99,8782
I. Nueva Aldea 15 kV StaElvira66 SIC 4 7,1043
R. Santa Elvira 1 66 kV StaElvira66 SIC 4 46,4479
R. Santa Elvira 2 66 kV StaElvira66 SIC 4 46,4479
R. Talca 2 66 kV Talca66 SIC 4 8,1989
R. La Palma 66 kV Talca66 SIC 4 10,6678
R. Piduco 1 66 kV Talca66 SIC 4 14,8287
R. Piduco 2 66 kV Talca66 SIC 4 14,8287
R. Talca 1 66 kV Talca66 SIC 4 25,7379
R. Talca 3 66 kV Talca66 SIC 4 25,7379
I. Victoria 66 kV Temuco220 SIC 5 0,0044
I. SSAA Temuco Temuco220 SIC 5 0,0113
R. Pullinque 66 kV Temuco220 SIC 5 0,1218
R. Gorbea 66 kV Temuco220 SIC 5 0,5263
R. Traiguén 1 66 kV Temuco220 SIC 5 0,9455
R. Traiguén 2 66 kV Temuco220 SIC 5 0,9455
I. Pillanlelbún 66 kV Temuco220 SIC 5 0,9589
R. Curacautín 1 66 kV Temuco220 SIC 5 1,0293
R. Curacautín 2 66 kV Temuco220 SIC 5 1,0293
I. Chivilcan 66 kV Temuco220 SIC 5 1,1806
R. Temuco (Frontel) Temuco220 SIC 5 2,0036
R. Loncoche 1 66 kV Temuco220 SIC 5 2,2649
R. Loncoche 3 66 kV Temuco220 SIC 5 2,2649
R. Pillanlelbún 66 kV Temuco220 SIC 5 2,8235
R. Pitrufquen 1 66 kV Temuco220 SIC 5 3,1263
R. Pitrufquen 2 66 kV Temuco220 SIC 5 3,1263
R. Pitrufquen 3 66 kV Temuco220 SIC 5 3,1263
R. Lautaro 1 66 kV Temuco220 SIC 5 3,769
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 322
R. Lautaro 2 66 kV Temuco220 SIC 5 3,769
R. Pumahue 1 66 kV Temuco220 SIC 5 4,1961
R. Pumahue 2 66 kV Temuco220 SIC 5 4,1961
R. Victoria 66 kV Temuco220 SIC 5 4,3449
R. Licanco Temuco220 SIC 5 4,8381
R. Pucón Temuco220 SIC 5 5,033
R. Nueva Imperial 66 kV Temuco220 SIC 5 5,5798
R. Villarica 66 kV Temuco220 SIC 5 5,5918
R. Padre Las Casas 66 kV Temuco220 SIC 5 7,295
R. Las Encinas 66 kV Temuco220 SIC 5 11,84
R. Chivilcan 66 kV Temuco220 SIC 5 14,0581
I. SS/AA Teno Teno154 SIC 4 0,0587
I. Curico 66 kV Teno154 SIC 4 0,3157
I. Teno1 13.2 kV Teno154 SIC 4 1,3554
R. Curicó CEC 2 66 kV Teno154 SIC 4 7,8166
I. MDP Teno 13.2 kV Teno154 SIC 4 13,9363
R. Teno 13.2 kV Teno154 SIC 4 20,3936
I. Teno2 13.2 kV Teno154 SIC 4 24,5188
R. Rauquén 66 kV Teno154 SIC 4 31,605
R. Paillaco 66 kV Valdivia220 SIC 5 2,124
R. Pichirropulli 1 66 kV Valdivia220 SIC 5 2,9706
R. Pichirropulli 2 66 kV Valdivia220 SIC 5 2,9706
R. Los Lagos 1 66 kV Valdivia220 SIC 5 5,8444
R. Los Lagos 2 66 kV Valdivia220 SIC 5 5,8444
I. Chumpullo CMPC Valdivia220 SIC 5 11,5971
R. Calle Calle 66 kV Valdivia220 SIC 5 11,7504
R. Panguipulli 66 kV Valdivia220 SIC 5 13,1515
R. Picarte 1 66 kV Valdivia220 SIC 5 21,8735
R. Picarte 2 66 kV Valdivia220 SIC 5 21,8735
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 323
Tabla 85: Asociación de los consumos en el SIC para la zona de Concepción.
Consumo DIgSilent Barra PLP Subsistema %
R. Curanilahue 1 66 kV Hualpen154 SIC 5 0,0012
R. Curanilahue 2 66 kV SVicente154 SIC 5 0,0069
R. Lebu 66 kV Concepcio154 SIC 5 0,0143
R. Tres Pinos 1 66 kV Coronel154 SIC 5 0,0227
R. Tres Pinos 2 66 kV Concepcio154 SIC 5 0,028
I. Chiguayante 66 kV Concepcio154 SIC 5 0,0325
I. Concepción 66 kV 3 SVicente154 SIC 5 0,1846
I. Ejercito 66 kV CArauco66 SIC 5 0,3193
I. Indura CArauco66 SIC 5 0,3193
I. Lirquén Coronel154 SIC 5 0,34
I. SSAA Concepción 220 kV Concepcio154 SIC 5 0,3424
R. Chiguayante 1 66 kV Concepcio154 SIC 5 0,3424
R. Chiguayante 2 66 kV SVicente154 SIC 5 0,3701
R. Colo Colo 1 66 kV Coronel154 SIC 5 0,4077
R. Colo Colo 2 66 kV Coronel154 SIC 5 0,4575
R. Concepción 1 66 kV 2 CArauco66 SIC 5 0,5606
R. Concepción 2 66 kV CArauco66 SIC 5 0,5606
R. Ejercito 66 kV Coronel154 SIC 5 0,6213
R. Lirquén CArauco66 SIC 5 0,6515
R. Mahns 1 CArauco66 SIC 5 0,6515
R. Mahns 2 SVicente154 SIC 5 0,6555
R. Penco 66 kV CArauco66 SIC 5 0,7203
R. San Pedro 1 66 kV Concepcio154 SIC 5 0,8289
R. San Pedro 2 66 kV Concepcio154 SIC 5 0,8301
R. Tome 1 66 kV SVicente154 SIC 5 0,8464
R. Tome 2 66 kV Coronel154 SIC 5 0,8921
I. A. Blancas 66 kV SVicente154 SIC 5 0,9136
I. Coronel 66 kV 2 SVicente154 SIC 5 1,0119
I. Escuadrón 66 kV Concepcio154 SIC 5 1,063
I. Papeles y Bosques BioBio 66 kV Concepcio154 SIC 5 1,063
I. Polpaico 66 kV Coronel154 SIC 5 1,1087
R. A. Blancas 66 kV Fopaco154 SIC 5 1,21
R. Colcura 66 kV Concepcio154 SIC 5 1,2587
R. Coronel 66 kV 1 Concepcio154 SIC 5 1,2587
R. Coronel 66 kV 2 CArauco66 SIC 5 1,3548
R. Escuadrón 66 kV Coronel154 SIC 5 1,3667
R. Loma Colorada 1 66 kV Coronel154 SIC 5 1,4285
R. Loma Colorada 2 66 kV Concepcio154 SIC 5 1,448
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 324
R. Lota (Enacar) 66 kV Coronel154 SIC 5 1,5057
R. Lota (Frontel) 66 kV Coronel154 SIC 5 1,5057
R. Puchoco SVicente154 SIC 5 1,7203
I. Fopaco 6 kV Mapal154 SIC 5 1,745
I. Petrox 66 kV Concepcio154 SIC 5 1,7676
I. SSAA Hualpén 220 kV Concepcio154 SIC 5 1,7676
I. Mapal 154 kV Concepcio154 SIC 5 1,7802
I. Oxy + Eka Nobel + Petrodow 154 kV Concepcio154 SIC 5 1,7802
I. Inchalam 13.8 kV Coronel154 SIC 5 1,922
I. C. BioBio 66 kV SVicente154 SIC 5 2,0348
I. CAP y SSAA San Vicente 154 kV Coronel154 SIC 5 2,4182
I. Latorre 66 kV Concepcio154 SIC 5 2,444
I. Moly-COP + Imsa 13.8 kV Concepcio154 SIC 5 2,444
I. Perales 66 kV SVicente154 SIC 5 3,7856
I. Talcahuano 66 kV Concepcio154 SIC 5 3,874
I. Tumbes 66 kV SVicente154 SIC 5 4,6635
R. Latorre 66 kV Coronel154 SIC 5 5,714
R. Perales 66 kV Hualpen154 SIC 5 8,6377
R. Talcahuano 66 kV SVicente154 SIC 5 10,5675
R. Tumbes 66 kV Petroquim154 SIC 5 12,429
Tabla 86: Asociación de los consumos en el SIC para la Región Metropolitana
Consumo DIgSilent Barra PLP Subsistema %
I. San Jose Maipo Florida110 SIC 3 0,0015
I. FFCC Espejo110 SIC 3 0,0034
I. SS/AA Renca Renca110 SIC 3 0,0046
I. SS/AA C. Navia CNavia110 SIC 3 0,0062
I. SS/AA A. Jahuel AJahuel220 SIC 4 0,0073
R. Lo Prado CNavia110 SIC 3 0,0114
I. FFCC Buin 66 kV AJahuel110 SIC 4 0,0291
I. SS/AA Nueva Renca Renca110 SIC 3 0,0346
R. San Jose Maipo Florida110 SIC 3 0,0562
I. Lo Aguirre 1 CNavia110 SIC 3 0,0723
I. Lo Aguirre 2 CNavia110 SIC 3 0,0723
I. Buin 66 kV Buin110 SIC 4 0,0927
R. E.E. Pirque 1 110 kV AJahuel220 SIC 4 0,1003
R. E.E. Pirque 2 110 kV AJahuel220 SIC 4 0,1003
R. El Manzano 4 ElSalto110 SIC 3 0,1935
I. Santa Raquel 5 (Metro) Florida110 SIC 3 0,2478
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 325
R. La Dehesa 1 ElSalto110 SIC 3 0,2819
R. Carrascal 1 Renca110 SIC 3 0,3321
R. Carrascal 2 Renca110 SIC 3 0,3321
R. Carrascal 3 Renca110 SIC 3 0,3321
R. Chacabuco 6 CNavia110 SIC 3 0,3357
R. Bicentenario 1 Chena110 SIC 3 0,3389
R. Curacaví 2 CNavia110 SIC 3 0,3537
R. Lo Boza 3 CNavia110 SIC 3 0,3769
R. Club Hípico 1 Ochagavia110 SIC 3 0,3831
R. Club Hípico 2 Ochagavia110 SIC 3 0,3831
R. Andes 2 Almendros110 SIC 3 0,4098
R. Lo Valledor 1 Chena110 SIC 3 0,4249
R. Lo Valledor 2 Chena110 SIC 3 0,4249
R. Lo Valledor 4 Chena110 SIC 3 0,4249
R. Club Hípico 3 Ochagavia110 SIC 3 0,4281
R. San Joaquin 4 Ochagavia110 SIC 3 0,4406
R. Las Acacias 1 Buin110 SIC 4 0,4601
R. Las Acacias 2 Buin110 SIC 4 0,4601
R. Maipu 2 Chena110 SIC 3 0,4662
R. Maipu 4 Chena110 SIC 3 0,4662
I. Lampa 2 Lampa220 SIC 3 0,4711
R. Pudahuel 3 CNavia110 SIC 3 0,4823
R. Pte. Alto 1 AJahuel110 SIC 4 0,4984
R. Pte. Alto 2 AJahuel110 SIC 4 0,4984
R. San Joaquin 2 Ochagavia110 SIC 3 0,4994
R. San Jose 1 CNavia110 SIC 3 0,5077
R. San Jose 3 CNavia110 SIC 3 0,5077
R. Malloco 1 Buin110 SIC 4 0,5091
R. Malloco 2 Buin110 SIC 4 0,5091
R. Chacabuco 2 CNavia110 SIC 3 0,5188
R. Maipu 1 Chena110 SIC 3 0,5245
R. Recoleta 1 ElSalto110 SIC 3 0,5305
R. Pudahuel 1 CNavia110 SIC 3 0,5368
R. Pudahuel 2 CNavia110 SIC 3 0,5368
R. Pintana 1 AJahuel110 SIC 4 0,5528
R. Pintana 2 AJahuel110 SIC 4 0,5528
R. Pintana 4 AJahuel110 SIC 4 0,5528
R. La Dehesa 2 ElSalto110 SIC 3 0,5637
R. La Dehesa 3 ElSalto110 SIC 3 0,5637
R. San Jose 2 CNavia110 SIC 3 0,5675
R. Santa Rosa Sur 4 StaRosa110 SIC 3 0,5991
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 326
R. Santa Raquel 4 Florida110 SIC 3 0,6091
R. Las Acacias 3 Buin110 SIC 4 0,6135
R. Mariscal 1 AJahuel110 SIC 4 0,6214
R. Mariscal 2 AJahuel110 SIC 4 0,6214
R. Florida Florida110 SIC 3 0,6343
R. Santa Rosa Sur 1 StaRosa110 SIC 3 0,6501
R. Santa Rosa Sur 2 StaRosa110 SIC 3 0,6501
R. Santa Rosa Sur 3 StaRosa110 SIC 3 0,6501
R. Panamericana 1 Espejo110 SIC 3 0,6548
R. Panamericana 2 Espejo110 SIC 3 0,6548
I. Macul 6 (Metro) Florida110 SIC 3 0,6597
R. Santa Raquel 2 Florida110 SIC 3 0,6885
R. Brasil 1 Renca110 SIC 3 0,7039
R. Brasil 2 Renca110 SIC 3 0,7039
R. Brasil 3 Renca110 SIC 3 0,7039
R. Lord Cochrane 1 Renca110 SIC 3 0,7053
R. Lord Cochrane 2 Renca110 SIC 3 0,7053
R. San Bernardo 1 Buin110 SIC 4 0,7104
R. San Bernardo 2 Buin110 SIC 4 0,7104
R. Quilicura 4 CNavia110 SIC 3 0,7178
R. San Cristobal 1 SCristobal110 SIC 3 0,7237
R. San Cristobal 2 SCristobal110 SIC 3 0,7237
R. Chacabuco 1 CNavia110 SIC 3 0,7324
R. Chacabuco 3 CNavia110 SIC 3 0,7324
R. Chacabuco 8 CNavia110 SIC 3 0,7324
R. Costanera AJahuel110 SIC 4 0,7525
R. Lo Boza 1 CNavia110 SIC 3 0,7538
R. Lo Boza 2 CNavia110 SIC 3 0,7538
I. Metro 1 Ochagavia110 SIC 3 0,7631
I. Polpaico PPeuco110 SIC 3 0,7864
I. Lampa 1 Lampa220 SIC 3 0,7885
R. Quilicura 2 CNavia110 SIC 3 0,8011
R. Quilicura 3 CNavia110 SIC 3 0,8011
R. Santa Marta 4 Chena110 SIC 3 0,8113
R. Andes 1 Almendros110 SIC 3 0,8209
R. Lo Valledor 3 Chena110 SIC 3 0,8498
R. Malloco 3 Buin110 SIC 4 0,8534
R. Club Hípico 4 Ochagavia110 SIC 3 0,8542
R. Vitacura 1 ElSalto110 SIC 3 0,8859
R. Vitacura 2 ElSalto110 SIC 3 0,8859
R. Vitacura 3 ElSalto110 SIC 3 0,8859
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 327
R. Vitacura 4 ElSalto110 SIC 3 0,8859
R. San Cristobal 3 SCristobal110 SIC 3 0,9046
R. San Cristobal 5 SCristobal110 SIC 3 0,9046
R. Los Dominicos 2 Almendros110 SIC 3 0,9284
R. Los Dominicos 3 Almendros110 SIC 3 0,9284
R. Buin 66 kV AJahuel110 SIC 4 0,9299
R. San Pablo 1 CNavia110 SIC 3 0,9568
R. San Pablo 2 CNavia110 SIC 3 0,9568
R. La Cisterna 1 Espejo110 SIC 3 0,9691
R. La Cisterna 2 Espejo110 SIC 3 0,9691
R. La Cisterna 3 Espejo110 SIC 3 0,9691
R. Batuco 1 Batuco110 SIC 3 0,9866
R. Batuco 2 Batuco110 SIC 3 0,9866
R. San Joaquin 1 Ochagavia110 SIC 3 0,9988
R. San Joaquin 3 Ochagavia110 SIC 3 0,9988
R. Cordova 1 Almendros110 SIC 3 1,0053
R. Cordova 2 Almendros110 SIC 3 1,0053
R. Cordova 3 Almendros110 SIC 3 1,0053
R. Santa Elena 2 Ochagavia110 SIC 3 1,0353
R. Santa Elena 3 Ochagavia110 SIC 3 1,0353
R. Santa Elena 4 Ochagavia110 SIC 3 1,0353
R. Recoleta 3 ElSalto110 SIC 3 1,0611
R. Recoleta 4 ElSalto110 SIC 3 1,0611
R. Santa Marta 1 Chena110 SIC 3 1,0817
R. Santa Marta 2 Chena110 SIC 3 1,0817
R. Apoquindo 1 Apoquindo110 SIC 3 1,0987
R. Apoquindo 2 Apoquindo110 SIC 3 1,0987
R. Apoquindo 3 Apoquindo110 SIC 3 1,0987
R. Macul 3 Florida110 SIC 3 1,1224
R. Macul 4 Florida110 SIC 3 1,1224
R. San Jose 4 CNavia110 SIC 3 1,1322
R. Pajaritos 1 CNavia110 SIC 3 1,2513
R. Pajaritos 2 CNavia110 SIC 3 1,2513
R. Pajaritos 3 CNavia110 SIC 3 1,2513
R. La Reina 2 Almendros110 SIC 3 1,269
R. La Reina 3 Almendros110 SIC 3 1,269
R. La Reina 4 Almendros110 SIC 3 1,269
R. Altamirano 1 Renca110 SIC 3 1,298
R. Altamirano 2 Renca110 SIC 3 1,298
R. Batuco 3 Batuco110 SIC 3 1,3155
R. Ochagavia 2 Ochagavia110 SIC 3 1,3352
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 328
R. Santa Raquel 1 Florida110 SIC 3 1,3506
I. Metro 2 Renca110 SIC 3 1,355
R. Lo Boza 4 CNavia110 SIC 3 1,5111
R. San Bernardo 3 Buin110 SIC 4 1,5894
Tabla 87: Asociación de los consumos en el SIC para la V Región
Consumo DIgSilent Barra PLP Subsistema %
I. Túnel El Melón 44 kV Pachacama110 SIC 1 0,0016
R. Entel 44 kV LVegas110 SIC 2 0,0029
I. SSAA Quillota Quillota110 SIC 1 0,0038
R. Caleu 44 kV LVegas110 SIC 2 0,0236
R. Juncal 44 kV LVegas110 SIC 2 0,0492
R. Río Blanco 44 kV LVegas110 SIC 2 0,0633
R. Quintay Miraflore110 SIC 2 0,1134
R. Las Piñatas 66 kV Miraflore110 SIC 2 0,1385
R. Rungue 44 kV LVegas110 SIC 2 0,1545
R. Algarrobo Norte 66 kV Miraflore110 SIC 2 0,1768
R. El Totoral 1 Miraflore110 SIC 2 0,2446
R. El Totoral 2 Miraflore110 SIC 2 0,2446
R. San Jerónimo 66 kV Quillota110 SIC 1 0,262
I. Ventanas Ventanas110 SIC 2 0,3561
R. Las Balandras 1 66 kV Miraflore110 SIC 2 0,366
R. Las Balandras 2 66 kV Miraflore110 SIC 2 0,366
I. FFCC Quilpue 110 kV Miraflore110 SIC 2 0,4351
I. Reñaca 110 kV Torquemada110 SIC 2 0,4713
R. Catemu 44 kV LVegas110 SIC 2 0,521
I. La Calera 110 kV Pachacama110 SIC 1 0,5537
R. Casas Viejas 110 kV Quillota110 SIC 1 0,5544
R. El Melón 1 44 kV Pachacama110 SIC 1 0,5885
R. El Melón 2 44 kV Pachacama110 SIC 1 0,5885
R. Marbella 110 kV Quillota110 SIC 1 0,596
I. Valparaiso ASanta220 SIC 2 0,8472
I. Catemu 44 kV LVegas110 SIC 2 1,1681
R. Casablanca 1 66 kV Miraflore110 SIC 2 1,2283
R. Casablanca 2 66 kV Miraflore110 SIC 2 1,2283
I. Quintero 110 kV SanLuis220 SIC 2 1,3207
I. Las Vegas 110 kV LVegas110 SIC 2 1,467
R. Cabildo 1 Quillota110 SIC 1 1,5039
R. Cabildo 2 Quillota110 SIC 1 1,5039
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 329
R. Bosquemar 110 kV Torquemada110 SIC 2 1,7688
R. Panquehue 44 kV LVegas110 SIC 2 1,8244
R. Placeres 1 110 kV ASanta220 SIC 2 1,9614
R. Placeres 2 110 kV ASanta220 SIC 2 1,9614
SS/AA San Isidro Quillota110 SIC 1 1,9712
R. Quintero + M. Maitenes 110 kV Ventanas110 SIC 2 2,0661
R. Las Vegas LVegas110 SIC 2 2,4536
R. Marga Marga 1 110 kV Quillota110 SIC 1 2,5518
R. Marga Marga 2 110 kV Quillota110 SIC 1 2,5518
R. Marga Marga 3 110 kV Quillota110 SIC 1 2,5518
R. Placilla ASanta220 SIC 2 2,5969
R. Con Con 110 kV Torquemada110 SIC 2 2,8274
R. Playa Ancha 110 kV ASanta220 SIC 2 3,0473
R. San Pedro 1 110 kV Quillota110 SIC 1 3,2947
R. San Pedro 2 110 kV Quillota110 SIC 1 3,2947
R. Miraflores 1 110 kV Miraflore110 SIC 2 3,4601
R. Miraflores 2 110 kV Miraflore110 SIC 2 3,4601
R. Quilpue 1 110 kV Miraflore110 SIC 2 4,0579
R. Achupallas 110 kV Quillota110 SIC 1 4,381
R. La Calera 110 kV Pachacama110 SIC 1 4,4188
R. Valparaiso 1 ASanta220 SIC 2 4,523
I. Torquemada 110 kV Torquemada110 SIC 2 4,6039
I. El Cobre 110 kV Quillota110 SIC 1 5,0833
R. Quilpue 2 110 kV Miraflore110 SIC 2 5,3167
I. Enami 110 kV Quillota110 SIC 1 6,8285
Tabla 88: : Asociación de los consumos en el SING
Consumo DIgSilent %
C. Cerro Colorado Mamiña 0,0012
SSAA M1AR 1-2-3 0,0033
SS/AA TG1 0,0041
SS/AA TG2 0,0041
SS/AA TGTAR 0,0041
SS/AA UGs Cerro Colorado 0,0062
SSAA 0,0062
SS/AA TGIQ 0,0083
SS/AA TG3 0,0124
SS/AA TGs CODELCO 0,0132
SS/AA TG1B 0,0165
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 330
SS/AA TG2B 0,0165
C. Zaldívar 6.6 1 0,0169
C. Collahuasi UGs 0,0207
C. Dolores Eliqsa 0,0207
C. Pampa Camarones 0,0207
SS/AA Esmeralda 0,0207
SSAA CD Arica GMAR 0,0207
SSAA M2AR 1-2 0,0207
SSAA Gen VDLV 1 0,0227
SSAA Gen VDLV 2 0,0227
C. Zaldívar 6.6 2 0,026
C. Chuquicamata ACL 0,0273
C. Aguas Blancas 0,0289
C. Menores Dolores (Entel_etc) 0,0331
C. GNLM UFR 0,0413
C. Punta de Lobos 0,0413
C. Quiborax 0,0434
C. GNLM 0,0562
C. Aguas Blancas UFR 0,0578
C. ELECDA Mejillones GAG 0,0578
C. Menores Chap/CAN-CAN 0,0603
C. Escondida Desalinisadora UFR 0,0612
SS/AA U10 0,062
SS/AA U11 0,062
C. Chuquicamata Salar #1 0,0645
C. Antucoya 0,0661
C. Minera Antucoya 0,0661
C. Cosayach Dolores 0,0665
C. Chuquicamata Salar #2 0,0678
C. Enaex UFR 0,0702
SS/AA TG12 0,0702
C. Tamarugal Cosayach 0,074
C. Sairecabur 0,0826
C. Escondida Bombeo #2 UFR 0,0909
C. Escondida Bombeo #3 UFR 0,0909
C. Escondida Bombeo #4 UFR 0,0909
C. Chuquicamata Chamy 0,0917
C. Escondida Bombeo #1 UFR 0,0917
C. Pozo Almonte Cosayach 23 0,0988
C. Esmeralda Uribe 0,0992
C. Agunsa/Interacid/Collahuasi-Puerto 0,1078
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 331
C. Pozo Almonte La Cascada 0,1107
C. Pozo Almonte La Cascada UFR 0,1111
C. ELECDA Tocopilla 0,1116
C. MolyCop UFR 0,1116
C. Algorta 0,1157
C. Alto Norte B1 #1 UFR 0,1169
C. Alto Norte B1 #2 UFR 0,1169
C. Alto Norte B2 #1 UFR 0,1169
C. Alto Norte B2 #2 UFR 0,1169
C. Esmeralda Sur UFR 0,1198
C. Nueva Victoria UFR 0,1215
C. AFC Minera 0,126
C. Lomas Bayas II #1 0,1279
C. Lomas Bayas II #2 0,1279
C. Parinacota Pukará EMELARI #1 UFR 0,1281
C. Afta. SQM El Salar EA 0,1302
C. El Peñon UFR 0,1397
C. Soquimich-Minsal UFR 0,1405
C. Afta. Mall 0,1446
C. Cóndores Alto Hospicio UFR 0,1446
C. Chuquicamata S/E 10 0,1504
C. Afta. Desalant UFR 0,1529
C. Calama Santa Margarita 0,1566
C. Cóndores Palafitos Eliqsa UFR 0,1611
C. Cóndores Alto Hospicio 0,1653
C. Cóndores Dragón 0,1653
C. Guayaques 0,1653
C. Licancabur 0,1653
C. Mantos de la Luna UFR 0,1653
C. Lomas Bayas #1 UFR 0,1665
C. Lomas Bayas #2 UFR 0,1665
C. SQM La Cruz UFR 0,1727
C. Tamarugal Eliqsa GAG 0,1818
C. Polpaico/Megapuerto/Molynor 0,1872
SS/AA UGs Tamaya_10 UGs 0,1942
SS/AA TG11 0,2025
C. EB1 Sierra Gorda 0,2066
C. EB2 Sierra Gorda 0,2066
C. Tocopilla LIPESED 0,2066
SS/AA NORGENER 0,2066
C. Enaex 0,2107
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 332
C. Chuquicamata S/E 10A 0,2153
C. MolyCop 0,219
C. Nueva Victoria 0,2219
C. Spence Cerro Dominador 0,2248
C. Cóndores Dragón UFR 0,2272
C. Parinacota Chinchorro UFR 0,2355
SS/AA U12 0,2355
SS/AA U13 0,2355
C. Esmeralda Portada 0,2396
C. Esmeralda Portada UFR 0,2396
C. Esmeralda Centro 23 UFR 0,2438
C. Parinacota Quiani 0,2454
C. Mantos de la Luna 0,2479
SS/AA CTM3 0,2479
SS/AA TG1A 0,252
SS/AA TG2A 0,252
C. Afta. Desalant 0,2603
C. ELECDA Calama Grecia/Latorr/Chorr UFR 0,2686
C. Alto Norte B1 #1 0,276
C. Alto Norte B1 #2 0,276
C. Alto Norte B2 #1 0,276
C. Alto Norte B2 #2 0,276
C. Afta Inacesa-La Negra (ELECDA) 0,281
C. Afta La Negra 0,2892
C. Cóndores Palafitos Eliqsa 0,2892
C. Quebrada Blanca 0,2892
SS/AA U16 0,2892
C. Esmeralda Centro 13.8 UFR 0,2934
C. Esmeralda Sur 0,2942
C. Escondida OLAP #1 0,3099
C. Escondida OLAP #2 0,3099
C. Pozo Almonte Pampino ELECDA 0,3181
C. ELECDA Calama Balmaceda 0,3305
C. Parinacota Chinchorro 0,3305
SS/AA U14 0,3388
SS/AA U15 0,3429
C. Escondida Oxidos #2 0,3537
C. Michilla-Lince 0,3636
C. Michilla-Lince UFR 0,3657
SS/AA NTO1 0,3677
SS/AA NTO2 0,3677
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 333
C. ELECDA - Alim. Arauco y México 0,3719
C. Quebrada Blanca UFR 0,3719
C. Chuquicamata S/E A 0,3756
C. El Peñon 0,383
C. Lomas Bayas #1 0,3882
C. Lomas Bayas #2 0,3882
C. SQM El Loa UFR 0,407
C. ELECDA Calama Grecia/Latorr/Chorr 0,4132
C. Esmeralda Centro 13.8 0,4132
C. Esmeralda Centro 23 0,4132
C. Muelle 0,4132
C. Escondida 69 #1 UFR 0,4268
C. Escondida 69 #2 UFR 0,4268
C. Escondida B1 13.8 #1 UFR 0,4268
C. Escondida B1 13.8 #2 UFR 0,4268
C. Escondida B2 13.8 #1 UFR 0,4268
C. Escondida B2 13.8 #2 UFR 0,4268
C. Mantos Blancos UFR 0,4285
C. Gaby #1 0,4504
C. Gaby #2 0,4504
SS/AA CTM2 0,4545
SS/AA CTTAR 0,4545
SS/AA CTM1 0,4586
C. Parinacota Pukará EMELARI #2 0,4958
C. Escondida 69 #1 0,5318
C. Escondida 69 #2 0,5318
C. Escondida B1 13.8 #1 0,5318
C. Escondida B1 13.8 #2 0,5318
C. Escondida B2 13.8 #1 0,5318
C. Escondida B2 13.8 #2 0,5318
C. Cóndores Pacífico Eliqsa 0,5371
C. Gaby #1 UFR 0,5537
C. Gaby #2 UFR 0,5537
C. Soquimich-Minsal 0,5561
C. Soquimich-Minsal #2 0,5561
C. Escondida Laguna Seca #4 0,5673
C. Escondida Laguna Seca #5 0,5673
C. Escondida Oxidos #1 0,5714
C. Cerro Colorado UFR 0,5785
SS/AA ANG 1.1 0,5847
SS/AA ANG 1.2 0,5847
Estudio de integración ERNC al sistema interconectado nacional Informe Final Preliminar
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 334
SS/AA ANG 2.1 0,5847
SS/AA ANG 2.2 0,5847
C. Escondida Lixiviación N°1 0,6065
C. Escondida Lixiviación N°2 0,6065
C. El Tesoro UFR 0,6074
C. Escondida Oxidos #1 UFR 0,6115
C. Escondida Oxidos #2 UFR 0,6115
C. Mantos Blancos 0,6198
C. Spence UFR 0,6355
C. SQM El Loa 0,6578
SSAA CTA 0,6694
SSAA CTH 0,6694
C. Chuquicamata K1 0,6991
C. Chuquicamata Sopladores 0,7127
C. Escondida Laguna Seca #1 UFR 0,7437
C. Cerro Colorado 0,8264
C. El Tesoro 0,8388
C. Escondida Laguna Seca #2 0,8507
C. Escondida Laguna Seca #3 0,8507
C. Escondida Coloso 0,8801
C. Escondida Lixiviación N°1 UFR 0,8945
C. Escondida Lixiviación N°2 UFR 0,8945
C. Zaldívar 23 #1 UFR 0,9544
C. Chuquicamata UGs 0,9916
C. Chuquicamata S/E 10 UFR 1,0036
C. Esperanza 1,033
C. Sierra Gorda N°1 1,2395
C. Sierra Gorda N°2 1,2395
C. Sierra Gorda N°3 1,2395
C. El Abra UFR 1,3143
C. Chuquicamata S/E 10A UFR 1,4375
C. Zaldívar 23 #2 1,4874
C. Radomiro Tomic UFR 1,5907
C. Chuquicamata S/E A UFR 1,8977
C. Esperanza UFR 2,0593
C. Radomiro Tomic 2,0915
C. Collahuasi UFR 2,1969
C. Spence 2,3807
C. Collahuasi B1 2,4378
C. Collahuasi B2 2,4378
C. MMH 2,4378