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Juan Carlos Araneda T.
Gerente Desarrollo del Sistema Eléctrico
18 Junio 2013
El Sistema de Transmisión Troncal en 2030
2
Resumen
1. Situación 2013 (+/- 17 años)
2. El SICH en 2030: demanda y oferta
3. Arquitectura de la red troncal
4. Desafíos
5. Conclusiones
Principales Sistemas Interconectados en Chile
SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING)
Crecimiento demanda 2003-2012 4,6%
Crecimiento demanda esperado 6,7%
Capacidad Inst. / Demanda Máx. 4600 / 2169 MW
Clientes Precio Regulado / No Reg. 11% / 89%
Hidro / Térmico 1% / 99%
Longitud 600 km
Población 6%
SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC)
Crecimiento demanda 2003-2012 4,3%
Crecimiento demanda esperado 5,2%
Capacidad Inst. / Demanda Máx. 13582 / 6992 MW
Clientes Precio Regulado / No Reg. 69% / 31%
Hidro / Térmico / Eólico 44% / 55% / 1%
Longitud 1800 km
Población 92%
Datos: Diciembre 2012
SING
SIC
Confiabilidad del SIC
4
154 kV
Hoy
Cardones
Maitencillo
P. Azúcar
Quillota
A.Jahuel
Polpaico
Ancoa-Itahue
Charrúa
Temuco
P.Montt
500 kV
Las Palmas
2018 2014 – 2017
Período de Transición Mediano Plazo Sin Seguridad y Congestionado
Congestionado
Sin Seguridad de Servicio
Confiable
SING
SIC
Principales Sistemas Interconectados en Chile Evolución de la Capacidad Instalada 1996 - 2013
Rahue
D. Almagro
C. Pinto
Cardones
Maitencillo
P. Colorada
P. Azúcar
Las Palmas
Los Vilos
Nogales
Quillota
Polpaico
Alto Jahuel
C. Navia
Chena
Temuco
Valdivia
Cautín
Charrúa
P. Montt
Rahue
Ciruelos
CER
CER
Pichirropulli
Lo Aguirre
Ancoa
Colbún
A Rapel
Desarrollo del Sistema Troncal del SIC 1996 – 2013/2018
D. Almagro
Cardones
Maitencillo
P. Azúcar
Los Vilos
San Isidro
Polpaico
Alto Jahuel
C. Navia
Chena
Temuco
Charrúa
Ancoa Colbún
Rapel
Valdivia
P. Montt
500 kV
500 kV
1996
hace 17 años!
2013-2018
N. Encuentro
Lagunas
Crucero
Encuentro
Atacama
Tarapacá
Collahuasi
Laberinto
Chacaya Domeyko
O’higgins Mejillones
El Cobre
Nva Zaldívar
Andes Angamos
Esmeralda
A
Chuquicamata Salar
Tocopilla Km 6
P. Almonte
Arica
Iquique
Escondida
Zaldívar
Lagunas
Crucero
Chacaya Escondida
Chuquicamata A
Km 6
Tocopilla
Laberinto
Zaldivar
P. Almonte
Arica
Iquique
Desarrollo del Sistema Troncal del SING 1996 – 2013/2018
1996 2013-2018
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1. Situación 2013 +/- 17 años
2. El SICH en 2030: demanda y oferta
3. Arquitectura de la red
4. Desafíos
5. Conclusiones
Proyección de Demanda Eléctrica
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
Cre
cim
ien
to (
%)
GW
h
Proyección de Demanda (GWh)
Demanda Eléctrica Histórica Chile Proyección CNE Proyección Futura Crecimiento
Escenarios de la Oferta Eléctrica
10
Escenarios Energéticos Chile 2030 • Alta penetración de ERNC (25%-55% al 2030)
• Grandes hidráulicas (pasada y embalse) y térmicas (carbón y gas natural),
seguirán siendo parte importante de la matriz eléctrica
CADE
• Incertidumbres
• Diferencia en tasas de penetración anuales de ERNC
• Energía Nuclear
• Nuevas centrales a carbón (problemas medio-ambientales)
• Incorporación de las centrales hidráulicas en Aysén
• Políticas ERNC (20% al 2020, 10% al 2024, entre otras)
• Conclusiones
• Hidráulicas a gran escala, geotérmicas y mini hidráulicas dominantes
• El potencial hidro de Aysén es vital para obtener buenos precios y bajas emisiones
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Matriz Eléctrica del SIC
0
2500
5000
7500
10000
12500
15000
17500
20000
22500
25000
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Cap
acid
ad in
stal
ada
[MW
]
Potencia instalada vs. Demanda
Hidro Carbon Gas Disel ERNC Demanda Media Demanda Máxima
13
Matriz Eléctrica del SING
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Ca
pa
cid
ad
in
sta
lad
a [
MW
]
Potencia instalada vs. Demanda
Hidro Carbón Gas Diésel ERNC Otro Demanda Media Demanda Máxima
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• Matriz energética más balanceada • Menor riesgo ante sequías o eventos de la
naturaleza • Menor riesgo ante falla de plantas GNL • Facilita integración de ERNC
SIC • Hidro-térmico
• Alta variabilidad de precios, por hidrología
• Riesgo de falla: hidrología, centrales
SING
• Exclusivamente térmico
• Riesgo de falla de centrales
• Demanda minera relevante
SIC-SING INTERCONECTADOS
La interconexión permitiría aprovechar los recursos disponibles y mejorar la confiabilidad de ambos sistemas
13332 MW
4146 MW
17478 MW
44%
54%
2%
Hidroeléctrica
Termoeléctrica
Eólica
Solar
99%
1%
Hidroeléctrica
Termoeléctrica
Cogeneración
Solar
34%
65%
1%
Hidroeléctrica
Termoeléctrica
Eólica
Solar
Cogeneración
Interconexión del SIC y SING Beneficios de la interconexión
Datos. CDEC-SIC y CDEC-SING 2013
15
-1200
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
MW
2020
-1200
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
MW
2021
-1200
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
MW
2022
Año
Flujos SING->SIC Flujos SIC->SING
Máximo [MW]
% Máximo [MW]
%
2020 728 33% 1063 65%
2021 579 33% 1035 66%
2022 828 32% 990 65%
2023 693 29% 972 70%
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112
2019 2020 2021 2022 2023
MW
Encuentro 500->Cardones 500
Máx. de LinPotOpe MW Promedio de LinPotOpe MW2 Mín. de LinPotOpe MW3
Máx. de LinPotMaxA->B MW Mín. de LinPotMaxB->A MW
Nota: Las simulaciones consideran las bases OSE2000, con previsión de demanda, plan de obras de generación y transmisión del ITD-Abr13 CNE.
Interconexión del SIC y SING Transferencias de energía
16
18710
18495
18350
18400
18450
18500
18550
18600
18650
18700
18750
Valor Presente de Costos de Operación Esperados (2013-2023)
Sin Interconexión SING+SIC
Con Interconexion SING-SIC
• Con interconexión: costos marginales
se ecualizan entre SIC y SING.
• Beneficio esperado de US$ 215 MM,
por menores costos de operación en
4 años, considerando la interconexión
desde diciembre 2019.
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
US$
/MW
h
Perfil Costos Marginales 2017-2020
2017
2018
2019
2020
Interconexión del SIC y SING Costos marginales y Costos de operación
Nota: Las simulaciones consideran las bases OSE2000, con previsión de demanda, plan de obras de generación y transmisión del ITD-Abr13 CNE.
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1. Situación 2013 +/- 17 años
2. El SICH en 2030: demanda y oferta
3. Arquitectura de la red
4. Desafíos
5. Conclusiones
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Topología del SIC año 2030
Escenario Térmico Escenario Hidráulico Escenario ERNC
Rahue
D. Almagro
C. Pinto
Cardones
Maitencillo
P. Colorada
P. Azúcar
Las Palmas
Los Vilos
Nogales
Quillota
Polpaico
Alto Jahuel
C. Navia
Chena
Temuco
Valdivia
Cautín
Charrúa
P. Montt
Rahue
Ciruelos
CER
CER
Pichirropulli
Lo Aguirre
Ancoa
Colbún
A Rapel
Rahue
D. Almagro
C. Pinto
Cardones
Maitencillo
P. Colorada
P. Azúcar
Las Palmas
Los Vilos
Nogales
Quillota
Polpaico
Alto Jahuel
C. Navia
Chena
Temuco
Valdivia
Cautín
Charrúa
P. Montt
Rahue
Ciruelos
CER
CER
Pichirropulli
Lo Aguirre
Ancoa
Colbún
A Rapel
Rahue
D. Almagro
C. Pinto
Cardones
Maitencillo
P. Colorada
P. Azúcar
Las Palmas
Los Vilos
Nogales
Quillota
Polpaico
Alto Jahuel
C. Navia
Chena
Temuco
Valdivia
Cautín
Charrúa
P. Montt
Rahue
Ciruelos
CER
CER
Pichirropulli
Lo Aguirre
Ancoa
Colbún
A Rapel
Topología del SING año 2030
N. Encuentro
Lagunas
Crucero
Encuentro
Atacama
Tarapacá Collahuasi
Laberinto
Escondida Chacaya Domeyko
O’Higgins Mejillones
El Cobre
Nva Zaldívar
Andes Angamos
Esmeralda
Nva Tarapacá Cóndores
Parinacota P. Almonte
Arica
110 kV
220 kV
Obras Nuevas y ampliaciones
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1. Situación 2013 +/- 17 años
2. El SICH en 2030: demanda y oferta
3. Arquitectura de la red
4. Desafíos
5. Conclusiones
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Desafío próximos Congestiones en SIC Norte
93 9692 9695 94
202170199
142140 140
199 174197145139 139
205 194220 210160 160
2013 2015 2017
COSTOS MARGINALES EN US$/MWh
ACTUAL
AMPLIACIÓNP. AZÚCAR - NOGALES
90 9288 9192 91
93 9592 9595 94
Resultados Caso Base CNE Octubre 2012 con Taltal
CC funcionando con diesel
DESACOPLES DEBIDOS A CONGESTIÓN
Demanda de proyectos mineros en el norte del SIC
aumenta transferencias desde el centro del SIC
Desacople de costos marginales del sistema
La situación se resuelve con la entrada de las línea
de 500kV en 2018
Entre 2013-2017 la situación es crítica.
Recomendable ampliar la capacidad de los tramos
comprometidos
ALTERNATIVAS
Aumento de distancia del conductor al suelo con
línea energizada llegar a 319 MVA aprox.
Cambio a conductor de alta temperatura llegar
hasta 450 MVA aprox.
Aumento de capacidad implica compensación
reactiva
Es posible transmitir 400 MVA Nogales – Pan de
Azúcar si se instala un STATCOM de ±200 MVAr
en el extremo norte de esta línea
STATCOM
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Desafío próximos Incorporación de ERNC – generación intermitente
CAPACIDAD
DE LA LÍNEA
GENERACIÓN DE EÓLICAS
GENERACIÓN EÓLICA + BESS
t
CONTROL DE TRANSFERENCIAS
PAN DE AZÚCAR
TALINAY
94 MW ARRAYÁN
100 MW
LAS PALMAS
MTE. REDONDO
38 MW CANELA I - II
78 MW
TOTORAL
45 MW
Desde el centro del SIC
LÍMITE N-1: 224 MVA
CAPACIDAD
EÓLICAS (2014):
355 MW
BESS
Almacenamiento de energía permite mitigar la intermitencia
de inyección eólica, al almacenar los excesos de generación
y despacharlos durante períodos de poco viento
Control de las transferencias por los tramos, permitiendo
una operación con seguridad N-1, evitando vertimiento
eólico
Control de tensiones en forma local, dado que el BESS
puede operar en los cuatro cuadrantes P-Q
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Desafío futuros Reconversión de corredores HVAC en HVDC
CHARRÚA 500kV ANCOA 500KV ALTO JAHUEL 500kV
~ 3500 MW b c a
Dos líneas 500 kV de simple circuito,
con corredores individuales
Nueva línea 500 kV doble circuito en
estructura común
~ 3500 MW
AÑO 2019 Sistema 500kV Charrúa – Ancoa – Alto Jahuel
La dificultad de construir líneas se incrementará con el tiempo, lo
que refuerza la necesidad de maximizar la transmisión de
energía por un mismo corredor
Este problema se ve acrecentado en zonas densamente
pobladas, como es el centro del país y fundamentalmente, la
Región Metropolitana
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Desafío futuros Reconversión de corredores HVAC en HVDC (2)
El arreglo de un circuito por una
estructura y sus tres fases puede ser
convertido a 2 polos más un retorno
metálico en estructura común
AÑO 2030 Sistema AC 3x500 kV Charrúa – Ancoa – Alto Jahuel + Sistema DC ±500 kVdc Charrúa – Alto Jahuel
El mismo corredor que en HVAC podía transportar 3500 MW, ahora
podría duplicar su capacidad reconvirtiendo sólo un circuito y
manteniendo el criterio N-1
En el mejor de los casos, sólo se requerirían las estaciones
convertidoras en los extremos (~400 MUSD). Se debe verificar si la
aislación es la adecuada para DC
Posibilidad de reconvertir otro circuito o extender solución HVDC
hacia el sur (nuevo sistema 500kV AC entre Charrúa y Puerto Montt)
ANCOA 500kV ~ 2500 MW ~ 2500 MW
~ 3.000 – 4.000 MW Estación AC/DC Estación DC/AC
CHARRÚA 500kV ALTO JAHUEL 500kV
Polo(+) Polo(-)
Retorno
metálico
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1. Situación 2013 +/- 17 años
2. El SICH en 2030: demanda y oferta
3. Arquitectura de la red
4. Desafíos
5. Conclusiones
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Conclusiones
La transmisión, incluyendo interconexiones nacionales o internacionales, es
fundamental para contar con un mercado eléctrico eficiente, con seguridad de
suministro y sustentable
El país requiere un sistema de transmisión con un criterio de seguridad de
servicio N-1 en su diseño y operación
La arquitectura futura de la red debe diseñarse en forma sustentable,
aprovechando al máximo los corredores existentes
Nuevas tecnologías HVDC, FACTS y el repotenciamiento de líneas existentes
deben ser utilizados dadas las dificultades crecientes para construir nuevas
líneas y mitigar el impacto de fuentes ERNC intermitentes