expansion sistema transmision sing preliminar

CDEC-SING C-0064/2013 Clasificación: Informe Versión: Preliminar

Autor Dirección de Peajes - Departamento de Planificación Fecha Creación 30-08-2013 Correlativo CDEC-SING C-0064/2013 Versión Preliminar

AGOSTO 2013

ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE

TRANSMISIÓN DEL SING

CDEC-SING C-0064/2013 Clasificación: Informe

Versión: Preliminar

ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING Página 2 de 154

CONTROL DEL DOCUMENTO

APROBACIÓN

Versión Aprobado por

Preliminar Rafael Carvallo – Subdirector de Peajes

Definitiva Daniel Salazar Jaque – Director de Operación y Peajes

REGISTRO DE CAMBIOS

Fecha Autor Versión Descripción del Cambio

30-08-2013 Departamento de Planificación Preliminar Documento Original

REVISORES

Nombre Cargo

Rafael Carvallo Carrasco Subdirector de Peajes

Andrés Guzmán Clericus Jefe Departamento de Planificación

Giovani Bastidas Hernández Ingeniero de Planificación

Paulina Muñoz Pérez Ingeniero de Planificación

Víctor Álvarez Catalán Ingeniero de Planificación

DISTRIBUCIÓN

Copia Destinatario

A disposición de todos los interesados en el sitio Web del CDEC-SING




CONTENIDOS

1. INTRODUCCIÓN 7

2. RESUMEN EJECUTIVO 8

3. BASES GENERALES DE LA MODELACIÓN 10

3.1 SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE 11 3.1.1 DEMANDA DEL SING 11 3.1.2 OFERTA DEL SING Y ESCENARIOS CONSIDERADOS 13 3.1.2.1 Escenario Base 15 3.1.2.2 Escenario Tarapacá 18 3.1.2.3 Escenarios de Interconexión SING ‐ SIC 20 3.1.3 TOPOLOGÍA BASE Y SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING 20 3.1.4 DISPONIBILIDAD Y PRECIO DE COMBUSTIBLES 22 3.2 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL 23

4. ANÁLISIS DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO DEL SING ‐ DIAGNÓSTICO 24

4.1 ASPECTOS GENERALES 24 4.1.1 ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO GENERAL DE FLUJOS DE POTENCIA. 25 4.1.2 ANÁLISIS DE NIVELES DE CORTOCIRCUITO, CAPACIDAD DE INTERRUPTORES Y TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 28 4.2 DIAGNÓSTICO ZONA NORTE DEL SING 33 4.2.1 RESTRICCIÓN CORREDOR ZONA NORTE. 34 4.2.2 RESTRICCIÓN LÍNEA 220 KV TARAPACÁ ‐ LAGUNAS. 36 4.2.3 REQUERIMIENTOS DE POTENCIA REACTIVA. 37 4.2.4 LÍNEA LAGUNAS ‐ COLLAHUASI. 38 4.2.5 ABASTECIMIENTO CIUDADES DE ARICA E IQUIQUE. 38 4.3 DIAGNÓSTICO ZONA CENTRO DEL SING 39 4.3.1 RESTRICCIÓN TOCOPILLA. 41 4.3.2 RESTRICCIÓN CENTRAL ATACAMA. 42 4.3.3 RESTRICCIÓN CHACAYA. 44 4.3.4 REQUERIMIENTOS DE POTENCIA REACTIVA. 46 4.4 DIAGNÓSTICO ZONA SUR ‐ CORDILLERA DEL SING 47 4.4.1 RESTRICCIÓN TRAMO 220 KV CHACAYA ‐ MEJILLONES ‐ O’HIGGINS ‐ PALESTINA – DOMEYKO. 48 4.4.2 RESTRICCIÓN TRANSFORMADOR 220/110 KV S/E CAPRICORNIO 50 4.4.3 REQUERIMIENTOS DE POTENCIA REACTIVA 50 4.4.4 ABASTECIMIENTO CIUDAD DE ANTOFAGASTA. 51

5. OBRAS PROPUESTAS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA 54

5.1 OBRAS DE TRANSMISIÓN PROPUESTAS ZONA NORTE DEL SING 54 5.1.1 RESTRICCIÓN CORREDOR ZONA NORTE. 54




5.1.2 RESTRICCIÓN LÍNEA 220 KV TARAPACÁ ‐ LAGUNAS. 55 5.1.3 REQUERIMIENTOS DE POTENCIA REACTIVA. 56 5.1.4 RESUMEN CORREDOR ZONA NORTE. 56 5.1.5 ABASTECIMIENTO CIUDADES DE ARICA E IQUIQUE. 57 5.2 OBRAS DE TRANSMISIÓN ZONA CENTRO 59 5.2.1 RESTRICCIÓN TOCOPILLA. 59 5.2.2 RESTRICCIÓN CENTRAL ATACAMA. 62 5.2.3 RESTRICCIÓN CHACAYA. 62 5.3 OBRAS DE TRANSMISIÓN ZONA SUR‐CORDILLERA 63 5.3.1 RESTRICCIÓN TRANSFORMADOR 220/110 KV S/E CAPRICORNIO: 67 5.3.2 REQUERIMIENTOS DE POTENCIA REACTIVA. 67 5.3.3 ABASTECIMIENTO CIUDAD DE ANTOFAGASTA. 68

6. VALORIZACIÓN DE INSTALACIONES DE TRANSMISISÓN 70

6.1 LÍNEA ENCUENTRO – LAGUNAS – TENDIDO CIRCUITO 2 71 6.1.1 FICHA DEL PROYECTO 71 6.1.2 RESUMEN VALORIZACIÓN 72 6.2 LÍNEA TARAPACÁ ‐ LAGUNAS 73 6.2.1 FICHA DEL PROYECTO 73 6.2.2 RESUMEN VALORIZACIÓN 74 6.3 SUBESTACIÓN SECCIONADORA NUEVA ATACAMA 75 6.3.1 FICHA DEL PROYECTO 75 6.3.2 RESUMEN VALORIZACIÓN 76 6.4 NUEVA LÍNEA NUEVA ATACAMA – NUEVA ENCUENTRO 77 6.4.1 FICHA DEL PROYECTO 77 6.4.2 RESUMEN VALORIZACIÓN 78 6.5 AMPLIACIÓN TRAMO NUEVA ENCUENTRO ‐ ENCUENTRO 79 6.5.1 FICHA DEL PROYECTO 79 6.5.2 RESUMEN VALORIZACIÓN 80 6.6 AMPLIACIÓN TRAMO NUEVA ENCUENTRO ‐ ENCUENTRO 81 6.6.1 FICHA DEL PROYECTO 81 6.6.2 RESUMEN VALORIZACIÓN 82 6.7 SECCIONAMIENTO LÍNEA ATACAMA – DOMEYKO EN SE O’HIGGINS 83 6.7.1 FICHA DEL PROYECTO 83 6.7.2 RESUMEN VALORIZACIÓN 84

7. ANEXOS 85

7.1 ANEXO 1. COSTO DE DESARROLLO DE LARGO PLAZO 85 7.2 ANEXO 2. DEMANDA INFORMADA POR CLIENTES DEL SING 86 7.3 ANEXO 3. FLUJOS DE POTENCIA – CURVAS DE DURACIÓN 90 7.3.1 ZONA NORTE DEL SING 90 7.3.1.1 Corredor Zona Norte Escenario Base 90 7.4 ANEXO 4. FLUJOS DE POTENCIA – CURVAS DE DURACIÓN 97




7.4.1 ZONA CENTRO DEL SING 97 7.4.1.1 Línea 220 kV Tocopilla – El Loa 97 7.4.1.2 Línea 220 kV El Loa ‐ Crucero 98 7.4.1.3 Línea 220 kV Norgener ‐ Barril. 99 7.4.1.4 Línea 220 kV Barril ‐ La Cruz 100 7.4.1.5 Línea 220 kV La Cruz – Crucero 101 7.4.1.6 Línea 110 kV Tocopilla ‐ A. 102 7.4.1.7 Línea 110 kV Tocopilla ‐ Tamaya 103 7.4.1.8 Línea 220 kV Crucero‐Salar 104 7.4.1.9 Línea 220 kV Salar ‐ Chuquicamata 105 7.4.1.10 Línea 220 kV Crucero – Chuquicamata 106 7.4.1.11 Línea 220 kV Crucero – El Abra 107 7.4.1.12 Línea 220 kV Crucero – Radomiro Tomic 108 7.4.1.13 Línea 220 kV Crucero – Encuentro 109 7.4.1.14 Línea 220 kV Central Atacama – Encuentro 110 7.4.1.15 Línea 220 kV Central Atacama – Seccionadora Nueva Encuentro 111 7.4.1.16 Línea 220 kV Seccionadora Nueva Encuentro – Encuentro 112 7.4.1.17 Línea 220 kV Encuentro – Spence 113 7.4.1.18 Línea 220 kV Encuentro – El Tesoro 114 7.4.1.19 Línea 220 kV El Tesoro – Esperanza 115 7.4.1.20 Línea 220 kV Esperanza – El Cobre I y II 116 7.4.1.21 Línea 220 kV Laberinto – El Cobre 118 7.4.1.22 Línea 220 kV Crucero – Laberinto I y II 119 7.4.1.23 Línea 220 kV Angamos – Laberinto I y II 121 7.4.1.24 Línea 220 kV Chacaya – Crucero 123 7.4.1.25 Línea 220 kV Chacaya – El Cobre I y II 124 7.4.1.26 Línea 220 kV Chacaya – Capricornio 126 7.4.1.27 Línea 220 kV Capricornio – Mantos Blancos 127 7.4.1.28 Línea 220 kV Laberinto – Mantos Blancos 128 7.4.2 ZONA SUR – CORDILLERA DEL SING 129 7.4.2.1 Línea 220 kV Crucero – Laberinto I y II 129 7.4.2.2 Línea 220 kV Oeste – Laberinto 131 7.4.2.3 Línea 220 kV Andes – Oeste 132 7.4.2.4 Línea 220 kV Andes – Nueva Zaldívar 133 7.4.2.5 Línea 220 kV Nueva Zaldívar – Zaldívar 134 7.4.2.6 Línea 220 kV Zaldívar – Escondida 135 7.4.2.7 Línea 220 kV Nueva Zaldívar – Escondida 136 7.4.2.8 Línea 220 kV Escondida – Domeyko 137 7.4.2.9 Línea 220 kV Domeyko – Sulfuros 138 7.4.2.10 Línea 220 kV Nueva Zaldívar – Sulfuros 139 7.4.2.11 Línea 220 kV Chacaya – Mejillones 140 7.4.2.12 Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins 141 7.4.2.13 Línea 220 kV O’Higgins – Palestina 142 7.4.2.14 Línea 220 kV Palestina – Domeyko 143 7.4.2.15 Línea 220 kV O’Higgins – Coloso 144 7.4.2.16 Transformador 220/110 kV S/E Capricornio 145 7.4.2.17 Línea 110 kV Antofagasta – Capricornio 146




7.4.2.18 Línea 110 kV Capricornio – El negro 147 7.4.2.19 Línea 110 kV El Negro – Alto Norte 148 7.4.2.20 Línea 110 kV Antofagasta – La Negra 149 7.4.2.21 Línea 110 kV La Negra – Alto Norte 150 7.5 ANEXO 5. SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL 151 7.5.1 DEMANDA DEL SIC 151 7.5.2 OFERTA DEL SIC 151 7.5.3 TOPOLOGÍA BASE Y SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SIC 152 7.5.4 DISPONIBILIDAD Y PRECIO DE COMBUSTIBLES 152 7.5.5 ESTADÍSTICA HIDROLÓGICA 154




1. INTRODUCCIÓN

De acuerdo a lo establecido en el Artículo 99° de la Ley General de Servicios Eléctricos, anualmente, la Dirección de Peajes del CDEC-SING, en adelante DP, debe analizar la consistencia de las instalaciones de desarrollo y expansión del Sistema de Transmisión Troncal contenidas en el Informe Técnico1 de la Comisión Nacional de Energía, en adelante la Comisión, con los desarrollos efectivos en materia de inversión en generación eléctrica, interconexiones y la evolución de la demanda, considerando los escenarios y supuestos previstos en dicho Informe Técnico.

La propuesta emitida según se indica en el párrafo anterior debe considerar las obras de Transmisión Troncal que deben iniciarse en el período de doce meses siguiente, o la no realización de las obras ya definidas, para posibilitar el abastecimiento de la demanda, considerando las exigencias de calidad y seguridad vigentes. Además, podrá considerar tanto los proyectos de Transmisión Troncal contemplados en el Estudio de Transmisión Troncal (ETT) como los que, sin estarlo, sean presentados a la Dirección de Peajes del CDEC por sus promotores.

Al respecto, cabe señalar que el Decreto Supremo N° 61 del 5 de septiembre de 2011 del Ministerio de Energía, fijó los siguientes tramos como pertenecientes al sistema Troncal del SING:

Línea 2x220 kV Tarapacá - Lagunas. Línea 1x220 kV Crucero - Lagunas N°1. Línea 1x220 kV Crucero - Lagunas N°2. Línea 2x220 kV Crucero - Encuentro. Línea 2x220 kV Atacama - Encuentro.

Los análisis realizados, cuyos resultados se entregan en el presente informe, se centran en los tramos de Transmisión Troncal indicados anteriormente y en aquellos indicados en los Decretos de Expansión emitidos con motivo de las revisiones anuales, sin embargo, y en atención a las características topológicas particulares del SING, resulta necesario un análisis amplio que abarque no sólo éstas instalaciones, sino además aquellas instalaciones del Sistema de Transmisión Adicional que operan en forma enmallada o en paralelo a las instalaciones troncales, imponiendo condiciones operacionales a las mismas.

Los supuestos considerados en relación a demanda y oferta de energía y potencia, son hechos en base a información entregada por los propios coordinados clientes y en base a proyectos con Resolución de Calificación Ambiental Aprobada, respectivamente.

Los supuestos considerados en relación a disponibilidad y precios de combustibles se dividen en dos: corto plazo, definido como tal los próximos 2 años, para el cual se utiliza la información que dispone la Dirección de Operación, en adelante la DO, entregada por las empresas para la definición del programa de operación de corto y mediano plazo; y mediano largo plazo, definido a partir del cuarto año, para el cual se utiliza la información contenida en el Informe Técnico de Precio de Nudo, en su versión definitiva del mes de abril de 2013. El tercer año se considera de transición y para ello se utiliza un valor intermedio entre los supuestos de corto y largo plazo.

Como una manera de cuantificar preliminarmente el impacto de una operación del SING interconectado con el SIC, el presente ejercicio de planificación considera dos escenarios donde se simula la operación conjunta e interconectada de ambos sistemas, el primero, conectando la interconexión en la zona de Mejillones, y el segundo en la subestación seccionadora Nueva Encuentro.

1 Según se señala en el Artículo 91° de la Ley General de Servicios Eléctricos.




2. RESUMEN EJECUTIVO

Con el objeto de determinar el comportamiento del sistema de transmisión principal del SING en el largo plazo y sus necesidades de expansión, se analiza la operación técnica y económica del SING, considerando dos escenarios de oferta, diferentes entre sí debido a la fecha de entrada en servicio de los proyectos de generación del plan de obras, y un escenario de demanda que considera como base la información proporcionada por los Coordinados Clientes, como respuesta a la carta CDEC-SING N°0620/2013.

Los Escenarios considerados para el análisis son los siguientes:

Escenario Base. Con la demanda indicada y plan de obras de generación formado con unidades convencionales y no convencionales que cuentan con RCA Aprobada.

Escenario Tarapacá. Escenario que consiste en adelantar la fecha de entrada de los proyectos de generación ubicados en S/E Tarapacá, retrasando los proyectos conectados en la zona de Mejillones.

Escenario Interconexión SING-SIC-Centro. Considera a partir de enero de 2021, los sistemas SING y SIC en operación interconectada y coordinada, con punto de conexión en el SING en la subestación seccionadora Nueva Encuentro.

Escenario de Interconexión SING-SIC-Costa. Considera a partir de enero de 2021, los sistemas SING y SIC en operación interconectada y coordinada, con punto de conexión en el SING en la subestación seccionadora Nueva Atacama.

Disponibilidad y precios de combustibles en el largo plazo, corresponden a los indicados en el Informe Técnico de Precio de Nudo de Abril de 2013. Para el corto plazo se utilizan los precios y disponibilidades manejadas por la DO, que corresponden a los informados por los propietarios de unidades de generación.

Además de las instalaciones existentes, el Sistema de Transmisión Base considera todas aquellas nuevas obras y refuerzos en instalaciones existentes que se encuentran incluidas en algún Decreto de Expansión o bien aquellas que, sin estar presentes en algún Decreto de Expansión a la fecha de emitido el Informe, cuentan con Dictamen favorable por parte del Panel de Expertos.

Como resultado de los análisis se determinan diversas alternativas de obras y proyectos, necesarios para levantar las distintas congestiones que se presentan en el sistema de transmisión en la medida que crece la oferta y demanda del SING. El horizonte de análisis corresponde a 15 años, iniciando el año 2014.

Las alternativas de desarrollo del sistema de transmisión son las siguientes:




Resumen

N Proyecto

Capacidad Longitud

Fecha PES

VI Miles

de USD

Tipo Condicionado a MVA ó MVAr km

1 Nueva Línea 220 kV Encuentro – Lagunas, circuito 2 290 175 2018 13,224 Troncal Aumento Demanda Zona Norte

2 Nuevo banco compensación capacitiva en S/E Pozo Almonte 40 No Aplica 2018 Adicional

3 Ampliación Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi, circuito 2 171 200 2019 Adicional Aumento demanda Minera Collahuasi

4 Nueva Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi, circuito 3 290 175 2019 Adicional

5 Nueva Línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas, circuito 1 250 56 2019 19,194 Troncal Entrada primer módulo Generadora en Sector

Tarapacá

6 Nueva Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi, circuito 4 290 175 2019 Adicional Aumento demanda Minera Collahuasi

7 Nuevo banco compensación capacitiva en S/E Collahuasi 60 No Aplica 2020 Adicional

8 Nuevo banco compensación capacitiva en S/E Cóndores 40 No Aplica 2020 Subtransmisión Aumento Demanda Zona Norte

9 Nuevo banco compensación capacitiva en S/E Quebrada Blanca 40 No Aplica 2020 Adicional Aumento Demanda Quebrada Blanca

10 Nueva Línea 220 kV Tocopilla–Norgener, y cambio TTCC Línea 220 kV Norgener–Crucero 500 1 2015-2016 Adicional -

11 Compensación reactiva en S/E Domeyko 80 No Aplica 2015-2016 4,084 Adicional Aumento Demanda Minera Escondida

12

Enlace Chacaya-Atacama: - Subestación Seccionadora Nueva Atacama (secciona líneas Atacama-Encuentro y

Chacaya-El Cobre). - Aumento capacidad tramo Atacama-Nueva Atacama. - Aumento capacidad tramo Nueva Atacama-Chacaya.

1000 3.5 2017 25,933 Troncal Requerimiento Topológicos del SING

13 Seccionamiento Líneas 220 kV Atacama-Domeyko 1 y 2 en S/E O'Higgins No Aplica No Aplica 2017 Adicional Optimización Instalaciones de Transmisión Zona Sur

14 Nueva Línea 220 kV Nueva Atacama-O'Higgins 365 75 2017-2018 Adicional Optimización Instalaciones de Transmisión Zona Sur

15 Nueva Línea 2x500 energizada en 220 kV Nueva Atacama-Nueva Encuentro, circuito 1 365 135 - 150 2020 59,839 Troncal Crecimiento Sistema Troncal del SING

Tabla 1: Plan de Expansión del Sistema de Transmisión del SING.




3. BASES GENERALES DE LA MODELACIÓN

El análisis de la expansión del sistema de transmisión del SING, cuyo desarrollo y resultados se entregan en el presente informe, considera alternativamente la modelación y simulación de la operación conjunta de los dos principales Sistemas Interconectados del país, el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).

Dado que el foco de análisis se encuentra en el SING, la modelación del SIC es la indicada en la versión definitiva el Informe Técnico de Precio de Nudo de Abril de 2013, actualizando los supuestos de precios y disponibilidad de combustibles, fechas de entrada en operación de líneas de transmisión, unidades generadoras y demanda, según se indica en el Informe Técnico de Precio de Nudo de abril de 2013. En esta ocasión, no se efectúan modificaciones ni análisis de sensibilidad sobre los supuestos y bases del SIC.

Para la simulación de la operación se considera un horizonte de planificación de 15 años a partir del año 2014 (periodo de análisis 2014 – 2028).

La demanda considerada para el SING tiene como base lo informado por los Coordinados Clientes, en respuesta a la carta CDEC-SING N°620/2013.

El plan de obras de generación del SING está preparado a partir de información de proyectos convencionales de base y no convencionales que cuentan con Resolución de Calificación Ambiental (RCA) Aprobada. La fecha de entrada de los proyectos convencionales de base se determina en base a supuestos relativos a los contratos de suministro de energía (PPA por sus siglas en inglés), es decir, para cada proyecto o grupo de proyectos de consumo se supone un contrato de suministro con una empresa generadora que cuente con proyectos de base con RCA Aprobada, salvo indicación explícita de los promotores de proyectos de generación que hayan informado fechas de puesta en servicio en respuesta a la carta CDEC-SING N°622/2013. Los diferentes escenarios o análisis de sensibilidad planteados buscan someter a diferentes niveles de esfuerzo al sistema de transmisión, de manera de abarcar los escenarios operacionales más representativos de la operación real del SING. Independiente del escenario operacional que se simule, la mirada de largo plazo se enfoca en mantener el precio de equilibrio de mercado, que alcanza los 80 USD/MWh, según se indica en la Sección 7.1.

El sistema de transmisión base corresponde al indicado en la versión definitiva del Informe Técnico de Precio de Nudo de Abril 2013, en adelante ITD, considerando aquellas obras troncales en proceso de construcción o licitación, además de aquellas obras que se encuentran en construcción, y que no siendo troncales influyen en el desempeño de éstas.

La línea de interconexión SING-SIC corresponde a la indicada en el ITD, es decir, una línea de dos circuitos en 500 kV entre las SS/EE Cardones en el SIC y Seccionadora Nueva Encuentro en el SING, con la diferencia que su entrada en operación se considera para enero de 2021. Para efectos del presente ejercicio de expansión se consideran dos posibles puntos de interconexión, el segundo corresponde a una nueva subestación en la zona de Mejillones, denominada Seccionadora Nueva Atacama.

Como herramienta para el análisis de la operación económica de largo plazo del SING, se utiliza el software Plexos, programa actualmente utilizado por la DP para efectuar los cálculos de Peajes y por la Dirección de Operación, en adelante DO, para llevar a cabo la programación y análisis de la operación económica del sistema en el corto plazo.

Como herramienta para el análisis de cumplimiento de Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en adelante NTSyCS o simplemente NT, se utiliza el software Power Factory, programa actualmente utilizado por la DP en el proceso de determinación de los pagos por Potencia Firme, y por la DO en los análisis de cumplimiento de la NT.




3.1 SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE

3.1.1 Demanda del SING

La demanda de energía proyectada para el SING considera como base lo informado por los Coordinados Clientes en respuesta a la carta CDEC-SING N°620/2013, la modelación de la curva de duración de la demanda considera dos alternativas: cinco bloques mensuales, para los escenarios con Interconexión SING-SIC; y siete bloques semanales, para los escenarios sin Interconexión SING-SIC2.

Como base para la modelación de la curva de duración de la demanda se utiliza la información actualizada de retiros horarios y sus características observadas durante los últimos cuatro años, es decir, se busca representar de la mejor manera posible el comportamiento de los consumidores. De esta forma, se determina de la manera más precisa posible los requerimientos sobre las instalaciones del sistema de transmisión del SING, bajo condiciones de potencia máxima coincidente.

A partir de la información histórica de retiros del SING se determina el perfil de consumos mensuales por barra, dado por la energía mensual de la barra como porcentaje de la energía anual de la misma. Luego, como segunda etapa de la modelación de la demanda, se determina el perfil horario de la barra, calculado como la razón entre la potencia horaria de la barra y la potencia media del día, para cada mes, en dicha barra.

Según lo anterior, la demanda de energía y potencia del SING se proyecta como sigue:

Energía Potencia Máxima

Gráfico 1: Proyección de Demanda del SING.

El detalle de los proyectos informados por los Coordinados Clientes se presenta en Sección 7.2.

Por su parte, la distribución geográfica de la demanda proyectada muestra una clara tendencia a concentrarse en las zonas centro y cordillera, donde se ubican los consumos de Minera Escondida, CODELCO Chile y Minera Esperanza, entre otros, que presentan un aumento importante de consumo en el horizonte analizado:

2 En ambos casos se cuida de mantener la correlación horaria con el SIC (coincidencia de la demanda en horas de punta).

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

Energía [TWh] 17 19 21 24 27 29 32 36 38 40 42 44 46 48 49

Crecimiento [%] 12.7 9.4 15.6 10.3 9.3 8.9 11.9 5.6 4.8 4.8 5.5 4.1 4.8 2.9

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

20.0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Cre

cim

ien

to [

%]

En

erg

ía [T

Wh

]

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

Potencia Máxima [MW] 2,135 2,411 2,638 3,036 3,346 3,666 3,993 4,450 4,701 4,928 5,168 5,460 5,685 5,963 6,136

Crecimiento [%] 12.9 9.4 15.1 10.2 9.6 8.9 11.4 5.6 4.8 4.9 5.6 4.1 4.9 2.9

0.0

1.5

3.0

4.5

6.0

7.5

9.0

10.5

12.0

13.5

15.0

16.5

18.0

19.5

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

Cre

cim

ien

to [

%]

Po

ten

cia

[MW

]




Energía Potencia Máxima

Gráfico 2: Proyección de Demanda del SING por Zona Geográfica.

Para lograr una mejor representación de la demanda y de las exigencias que esta impone al sistema de transmisión, se determinaron perfiles horarios por cliente en base a información estadística de retiros horarios reales. Como resultado de esto se obtiene una curva horaria de la demanda por barra. A modo de ejemplo se presenta el perfil horario del SING (conjunto de todos los consumos) para los meses de enero, febrero y marzo:

Gráfico 3: Perfil Horario de la Demanda del SING.

Cabe señalar, que el perfil horario de la demanda corresponde a un factor adimensional que representa la relación entre la potencia horaria y la potencia media del mes.

Por último, y como información adicional respecto a la demanda del SING, se presenta a continuación la distribución promedio de la demanda de energía del SING dentro de un año calendario. Se observa que la máxima demanda de energía se concentra en el último trimestre del año, mientras que la mínima se presenta en los meses de febrero y julio.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

Demanda de Energía(% por Zona)

Centro Cordillera Norte Sur

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

Demanda Máxima de Potencia(% por Zona)

Centro Cordillera Norte Sur

0.92

0.94

0.96

0.98

1.00

1.02

1.04

1.06

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Perfil Horario de la Demanda del SING(factor adimensional respecto a potencia media)

Febrero Junio Octubre Referecia




Gráfico 4: Distribución Mensual de la Demanda de Energía del SING.

La distribución mensual de demanda corresponde a la relación entre la energía del mes, respecto a la energía total anual.

3.1.2 Oferta del SING y Escenarios Considerados

La oferta de generación considerada para efectos de la simulación de la operación del sistema, consiste en aquella necesaria para alcanzar el costo marginal de largo plazo que permite el autofinanciamiento de la unidad genérica de desarrollo del sistema, que para efectos de este ejercicio de planificación consiste en una unidad vapor-carbón cuyas características generales se presentan en la Sección 7.1.

Unidades generadoras convencionales de base, necesarias para abastecer los requerimientos de energía y potencia de los principales consumos, así como el desarrollo de iniciativas en el ámbito de las Energías Renovables No Convencionales, en adelante ERNC, dan forma a la oferta de generación del SING. Siguiendo esta definición general, se plantean dos escenarios particulares de oferta, un escenario considera tanto proyectos termoeléctricos convencionales, como proyectos ERNC que cuentan con Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada, denominado Caso Base; y un segundo escenario que corresponde a un análisis de sensibilidad del primero, considera adelantar los proyectos de generación de la zona de Tarapacá, en desmedro de proyectos vapor-carbón de la zona de Mejillones, denominado Caso Tarapacá.

Para determinar distintas condiciones de operación del SING, que a su vez permiten analizar diferentes escenarios de exigencia al sistema de transmisión, se plantean escenarios de sensibilidad tanto a la ubicación como a la fecha de ciertos proyectos de generación o consumo, es así como se definen los siguientes escenarios, cuyo detalle y explicación están contenidos en la presente sección:

Escenario Base.

Escenario Tarapacá.

Escenario de Interconexión SING-SIC-Centro.

Escenario de Interconexión SING-SIC-Costa.

A partir de la interconexión con el SIC, que para efectos de este ejercicio entra en operación el año 2021, la oferta de generación del SING tendrá una componente aleatoria dependiente del escenario hidrológico que se presente en el SIC, de la cual depende el aporte hidroeléctrico y que impone distintos escenarios de intercambio entre los Sistemas Eléctricos, afectando el despacho de la matriz de generación del SING. Por

0.065

0.070

0.075

0.080

0.085

0.090

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Distribución Anual Promedio de la Demanda del SING

Peso Mensual Promedio




esta razón, la oferta disponible para el Escenario de Interconexión SING-SIC se presenta como el promedio de la generación para todos los escenarios hidrológicos.

Tanto parques eólicos como centrales solares fotovoltaicas, han sido modeladas mediante un perfil horario de generación según época del año, considerando dos ubicaciones posibles. En el caso de los parques eólicos, se consideran dos perfiles representativos, uno de la localidad de Calama, que para efectos de este análisis de planificación de largo plazo se utiliza en todos los parques eólicos ubicados en sectores cordilleranos; y otro característico de la localidad de Sierra Gorda, que se utiliza en aquellos proyectos ubicados en sectores de altitud intermedia (no cordilleranos ni costeros).

En el caso de las plantas solares fotovoltaicas, se cuenta con tres perfiles representativos: Calama, San Pedro de Atacama y Pozo Almonte. Debido a la similitud en el comportamiento de los tres perfiles y para efectos de simplicidad en el análisis, se considera únicamente el perfil de la localidad de Pozo Almonte.

Para el caso de los perfiles de generación eólica, se cuenta con información de dos Cluster o perfiles representativos para cada una de las zonas geográficas. Para efectos de este análisis de planificación de largo plazo, se considera aquel Cluster que se repite mayor número de ocasiones. Una vez determinado el Cluster se procede a “reordenar” el perfil de generación de tal manera que la generación del parque eólico tenga correlación temporal con la demanda de energía y potencia, es decir, que la generación del parque eólico sea coincidente horariamente con la demanda del sistema.

De esta forma, para cada mes y para una de las ubicaciones geográficas disponibles, se obtiene un perfil de generación como el siguiente:

Figura 1: Ejemplo de Tratamiento de Perfiles de Generación Eólica.

En el caso de la generación de los parques solares fotovoltaicos, se procede de manera análoga.

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Perfil Mensual Típico ‐ Cronológico(valores en [pu])Cluster 1 Cluster 2

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

5 1 2 3 4 6 7 8 9 10 11 18 24 12 13 14 15 16 17 19 23 20 21 22

Perfil Mensual Típico ‐ Coincidente con Demanda(valores en [pu])

Cluster Elegido




3.1.2.1 Escenario Base

El Escenario Base busca representar, por una parte, las expectativas de crecimiento de los grandes consumidores de energía del SING, y por otra, la forma en que este suministro debe ser abastecido, mediante contratos de venta de energía con centrales convencionales de base, que para efectos de la modelación fueron denominadas genéricamente por el nombre de la zona en la cual se ubican. Además de las unidades convencionales de base requeridas para abastecer los contratos de suministro, se ha considerado la incorporación de poco más de 1800 MW en proyectos de generación en base a ERNC, principalmente solares fotovoltaicas con cerca de un 80% de la capacidad instalada en energías renovables.

El Escenario Base considera la demanda del SING tal como se plantea en la Sección 3.1.1, tanto en monto como en lugar físico de retiro.

La oferta de generación por tipo de combustible corresponde a la siguiente:

Gráfico 5: Oferta de Generación SING – Escenario Base.

La fecha de entrada en servicio de las distintas unidades convencionales corresponde a la indicada en el siguiente cuadro:

Tabla 2: Plan de Obras de Generación Convencional – Escenario Base.

Proyecto Mes-Año Barra de Conexión Potencia [MW] Tecnología

Cochrane 1 may-16 Cochrane 220 280 Carbón

Cochrane 2 oct-16 Cochrane 220 280 Carbón

Diesel Mejillones 1 ene-17 Nueva Atacama 220 130 Diesel

Mejillones GNL 1 oct-17 Nueva Atacama 220 250 GNL




Carbón Mejillones 1 jun-19 Chacaya 220 375 Carbón

Carbón Mejillones 2 may-20 Chacaya 220 375 Carbón

Carbón Tarapacá 1 ene-21 Tarapacá 220 175 Carbón

Carbón Tarapacá 2 ene-21 Tarapacá 220 175 Carbón

Carbón Tarapacá 3 may-21 Tarapacá 220 110 Carbón

Atacama GNL 1 ene-22 Nueva Atacama 220 250 GNL

Carbón Angamos 1 ene-23 Cochrane 220 280 Carbón

Atacama GNL 2 mar-24 Nueva Atacama 220 250 GNL

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

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

Potencia Instalada SING(MW por tipo)

Carbón Geotermia GNL Solar Eólica Hidro + Otros Diesel

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Potencia Instalada SING(% por tipo)








Carbón Angamos 3 oct-26 Cochrane 220 280 Carbón

Atacama GNL 4 jul-27 Nueva Atacama 220 250 GNL


La oferta de Energía Renovable No convencional corresponde en detalle a la siguiente:

Tabla 3: Plan de Obras de Generación No Convencional – Escenario Base.


CSP_Encuentro ene-19 Nueva Encuentro 220 180 Solar

Eolico_Calama ene-22 Calama 110 70 Eólica

Eolico_Lagunas ene-24 Lagunas 220 170 Eólica

Geotermica_Gaby oct-22 Gaby 220 50 Geotermia

PV_Andes-Módulo 1 ene-24 Andes 220 60 Solar

PV_Andes-Módulo 2 ene-25 Andes 220 60 Solar

PV_Arica-Módulo 1 ene-18 Arica 110 30 Solar



PV_Calama-Módulo 1 ene-16 Calama 110 30 Solar

PV_Calama-Módulo 2 ene-17 Calama 110 30 Solar

PV_Domeyko-Módulo 1 ene-21 Domeyko 220 55 Solar

PV_Domeyko-Módulo 2 ene-22 Domeyko 220 55 Solar

PV_Encuentro-Módulo 1 ene-16 Encuentro 220 60 Solar



PV_Laberinto-Módulo 1 ene-21 Laberinto 220 35 Solar

PV_Laberinto-Módulo 2 ene-23 Laberinto 220 35 Solar

PV_Lagunas-Módulo 1 ene-20 Lagunas 220 50 Solar

PV_Lagunas-Módulo 2 ene-21 Lagunas 220 50 Solar

PV_Pozo-Módulo 1 ene-17 Pozo Almonte 220 40 Solar

PV_Pozo-Módulo 2 ene-18 Pozo Almonte 220 40 Solar

PV_Nueva_Encuentro-Módulo 1 ene-20 Nueva Encuentro 220 60 Solar









Gráficamente, el plan de obras de generación corresponde al siguiente:

Convencional No Convencional

Gráfico 6: Plan de Obras de Generación SING – Escenario Base.

La disponibilidad y precio de los combustibles es la indicada en la Sección 3.1.4.

El costo marginal de largo plazo, según se ha indicado anteriormente, corresponde a un valor del orden los 80 USD/MWh (ver sección 7.1), su evolución anual se presenta en el siguiente gráfico:

Gráfico 7: Costos Marginales Esperados – Escenario Base.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

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

MW por año

Plan de Obras Convencional(Escenario Base)

Carbón Diesel GNL

0

50

100

150

200

250

300

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

MW por año

Plan de Obras No Convencional(Escenario Base)

Eólica Geotermia Solar

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

Costos Marginales del SING(en USD/MWh)

Tarapaca 220 Lagunas 220 Crucero 220 Encuentro 220 Atacama 220




3.1.2.2 Escenario Tarapacá

El Escenario Tarapacá consiste en una variante del Escenario Base en relación a la fecha de entrada en servicio de ciertas unidades de generación.

La modificación consiste en retrasar la fecha de entrada de la central Carbón Mejillones 1, de 350 MVA, de 2019 a 2021, adelantando a 2019 las centrales Tarapacá 1, 2 y 3, de 175, 175 y 110 MW cada una, respectivamente. Es decir, el Escenario Tarapacá es menos exigente para el corredor Zona Norte3 que el Escenario Base, pero más exigente para los tramos Tarapacá-Lagunas y Lagunas-Collahuasi.

La componente ERNC del plan de obras de generación se mantiene inalterada respecto al Escenario Base.

El Escenario Tarapacá considera la demanda del SING tal como se platea en la Sección 3.1.1, tanto en monto como en lugar físico de retiro.

La oferta de generación por tipo de combustible corresponde a la siguiente:

Gráfico 8: Oferta de Generación SING – Escenario Tarapacá.

La fecha de entrada en servicio de las distintas unidades convencionales corresponde a la indicada en el siguiente cuadro:

Tabla 4: Plan de Obras de Generación Convencional – Escenario Tarapacá.


Cochrane 1 may-16 Cochrane 220 280 Carbón

Cochrane 2 oct-16 Cochrane 220 280 Carbón






Carbón Tarapacá 1 jun-19 Tarapacá 220 175 Carbón

Carbón Tarapacá 2 ago-19 Tarapacá 220 175 Carbón

Carbón Tarapacá 3 mar-20 Tarapacá 220 110 Carbón

3 Este corredor corresponde al que forman las líneas Crucero‐Lagunas 1 y 2, Encuentro‐Collahuasi 1 y 2 y Encuentro‐Lagunas 1 y 2.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

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

Potencia Instalada SING(MW por tipo)


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Potencia Instalada SING(% por tipo)






Carbón Mejillones 1 sep-20 Chacaya 220 375 Carbón

Carbón Mejillones 2 feb-21 Chacaya 220 375 Carbón



Atacama GNL 2 mar-24 Nueva Atacama 220 250 GNL



Carbón Angamos 3 oct-26 Cochrane 220 280 Carbón

Atacama GNL 4 jul-27 Nueva Atacama 220 250 GNL


La oferta de Energía Renovable No Convencional corresponde a la misma indicada para el Escenario Base.

Gráficamente, el plan de obras de generación corresponde al siguiente:

Convencional No Convencional

Gráfico 9: Plan de Obras de Generación SING – Escenario Tarapacá.

La disponibilidad y precio de los combustibles es la indicada en la Sección 3.1.4.

El costo marginal de largo plazo, según se ha indicado anteriormente, corresponde a un valor del orden los 80 USD/MWh (ver Sección 7.1), su evolución anual se presenta en el siguiente gráfico:

Gráfico 10: Costos Marginales Esperados – Escenario Tarapacá.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

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

MW por año

Plan de Obras Convencional(Escenario Tarapacá)

Carbón Diesel GNL

0

50

100

150

200

250

300

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

MW por año

Plan de Obras No Convencional(Escenario Tarapacá)

Eólica Geotermia Solar

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

Costos Marginales del SING(en USD/MWh)

Tarapaca 220 Lagunas 220 Crucero 220 Encuentro 220 Atacama 220




3.1.2.3 Escenarios de Interconexión SING - SIC

Como su nombre lo indica, este Escenario considera que a partir del año 2020, mes de enero, se materializa el proyecto de Interconexión SING-SIC, considerando para ello una línea de transmisión de 2x500 kV de 1500 MVA por circuito, conectada en un caso en la subestación Seccionadora Nueva Encuentro, y en el otro caso en una nueva subestación denominada Seccionadora Nueva Atacama.

Como primera medida para evaluar el efecto de la interconexión sobre el sistema de transmisión del SING, se modelan ambos sistemas eléctricos conectados por una línea de transmisión, de manera que el software de optimización de la operación resuelva el problema matemático con ambos sistemas acoplados, es decir, optimiza el uso del agua de los embalses del SIC, considerando todo el parque generador del SING disponible para su uso eficiente.

Para la modelación del SING, se considera el Escenario Base, mientras que para modelación del SIC se considera lo señalado en la Sección 7.5.

Los costos marginales del SING presentan una reducción promedio del orden de 9 USD/MWh con respecto al caso base, lo cual se presenta en los siguientes gráficos:

Gráfico 11: Costos Marginales Esperados – Escenario de Interconexión.

3.1.3 Topología Base y Sistema de Transmisión del SING

El sistema de transmisión del SING modelado para este ejercicio de planificación, comprende todas las instalaciones en tensiones mayores que 66 kV, salvo excepciones donde se recurrió a simplificaciones que no afectan la operación económica del sistema. En cuanto a la topología base del SING, se considera la condición de operación normal a julio de 2013, en relación a las líneas de transmisión que operan normalmente abiertas, en particular, se considera la línea 1x110 kV Mejillones - Antofagasta abierta en el extremo de S/E Antofagasta y la línea 220 kV El Tesoro – Esperanza, normalmente fuera de servicio (abierta en sus dos extremos) hasta diciembre de 2013, para luego operar normalmente cerrada a partir de enero de 2014.

La capacidad de las líneas de transmisión corresponde a la vigente a la fecha de preparación del presente Informe, y equivale al menor valor entre la capacidad térmica de los conductores y la capacidad de los equipos en conexión serie (trampas de onda, transformadores de corriente) y otras limitaciones derivadas de ajustes en los sistemas de protecciones, información que se encuentra disponible en el sitio Web del CDEC-SING. Asimismo, para todas las líneas de transmisión del SING con tensiones iguales y mayores que 220

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

Costos Marginales S/E Encuentro(en USD/MWh)

CON Interconexión SIN Interconexión




kV, se considera que su capacidad de transmisión corresponde al menor valor entre el indicado en el párrafo anterior y aquel que resulte de la aplicación del criterio de seguridad N-1, el cual se ha calculado tanto para líneas radiales con más de 1 circuito, como para líneas que operan enmalladas o en paralelo.

Adicionalmente, en algunas zonas específicas del SING, como la zona Tocopilla - Crucero y la zona compuesta por los corredores Encuentro - Collahuasi y Crucero - Lagunas, se consideran capacidades de transmisión de acuerdo a políticas de Operación emitidas por la DO, a fin de mantener los estándares de seguridad y calidad de servicio.

Además de las instalaciones existentes, el Sistema de Transmisión Base considera todas aquellas nuevas obras y refuerzos en instalaciones existentes que se encuentran incluidas en algún Decreto de Expansión o bien aquellas que, sin estar presentes en algún Decreto de Expansión a la fecha de emitido el Informe, cuentan con Dictamen favorable por parte del Panel de Expertos.

Las obras nuevas y refuerzo de instalaciones existentes consideradas en el plan de obras de transmisión son las siguientes:

Tabla 5: Plan de Obras de Transmisión Base. Instalación del Sistema de Transmisión Fecha de Entrada en Servicio

Aumento Capacidad Líneas Crucero-Lagunas 1 y 2 a 183 MVA En servicio

Instalación de Banco de Condensadores Estáticos en S/E Lagunas 60 MVAr jul-15

Aumento Capacidad Línea Crucero - Encuentro a 1000 MVA por circuito abr-16

Subestación Seccionadora Nueva Encuentro ene-16

Nueva Línea Encuentro - Lagunas 2x220 kV, primer circuito de 290 MVA jul-17

Lo anterior puede ser presentado gráficamente como sigue:

Figura 2: Mapa del SING y Plan de Obras de Transmisión Troncal Base.

Pozo Almonte

Cóndores

Parinacota

Cerro Colorado

Chapiquiña

ÁguilaArica

Lagunas

Tarapacá

Collahuasi

Quebrada Blanca

Norgener

Tocopilla

Calama

Angamos

Mejillones

Atacama

El Abra

AntofagastaEsmeralda

O´Higgins

Chuquicamata

Chacaya

Mantos Blancos Laberinto

El Cobre

Andes

Salta

Nva Zaldívar

EscondidaDomeyko

Encuentro

Iquique

Secc Nva Encuentro

Crucero




3.1.4 Disponibilidad y Precio de Combustibles

La disponibilidad de los combustibles del SING utilizados para la simulación de la operación corresponde, para los años 2014 y 2015, a los informados por las empresas a la DO con motivo de la programación de la operación de corto plazo, para el periodo 2017 a 2028 lo informado por la Comisión en su Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo de abril 2013, mientras que el año 2016 corresponde a un año de transición entre ambas condiciones de precio y disponibilidad.

Los precios de los combustibles corresponden a lo informado por la Comisión en su Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo de abril 2013.

En el siguiente gráfico se presenta la evolución de las bandas de precio de los principales combustibles del SING para el periodo 2014 - 20284.

Gráfico 12: Evolución de banda de precios de combustibles en el SING.

En relación a la disponibilidad de combustibles, el único que presenta algún tipo de restricción en el suministro es el Gas Natural. En cuanto a la disponibilidad de gas natural de origen regional (gas desde Argentina u otros países) se supone nula en todo el periodo.

4 Para el Caso del GNL, la Comisión Nacional de energía considera en su Informe Técnico un único valor para este combustible.

0

20

40

60

80

100

120

201

4

201

5

201

6

201

7

201

8

201

9

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

Banda de Precio del Carbón(USD/Ton)

5.0

5.5

6.0

6.5

7.0

7.5

8.0

8.5

9.0

9.5

10.0

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

Precio del GNL(USD/MMBTU)

0

200

400

600

800

1000

1200

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

Banda de Precio del Diesel(USD/Ton)

0

200

400

600

800

1000

1200

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

Banda de Precio del Fuel Oil(USD/Ton)




Centrales Termoeléctricas Tocopilla y Mejillones

Años 2014 y 2015. 345 millones de m3 anuales, equivalentes a 220 MW de potencia constante. Si se considera que las centrales que utilizan GNL son U-16, CTM3 y TG3, el volumen de GNL equivale a 34% de la capacidad disponible de generación.

Año 2016. 550 millones de m3 anuales, equivalente a 365 MW de potencia constante. Si se considera que las centrales que utilizan GNL son U-16, CTM3 y TG3, el volumen de GNL equivale a 54% de la capacidad disponible de generación.

100% disponibilidad de GNL a partir de enero de 2017.

Central Gas Atacama

Años 2014 y 2015, sin disponibilidad de GNL.

Año 2016. 500 millones de m3 anuales, equivalente a 296 MW de potencia constante. Si se considera que las centrales que utilizan GNL son los Ciclos Combinados 1 y 2, el volumen de GNL equivale a 39% de la capacidad disponible de generación.

100% disponibilidad de GNL a partir de enero de 2017.

3.2 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL

La modelación del SIC utiliza como base la información contenida en la versión definitiva del Informe Técnico de Precio de Nudo de abril 2013, emitido por la Comisión, considerando proyecciones de demanda, sistema de transmisión evaluado, oferta de generación, estadística hidrológica y disponibilidad y precios de combustibles.

Mayores detalles e información se encuentran en la Sección 7.5




4. ANÁLISIS DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO DEL SING - DIAGNÓSTICO

4.1 ASPECTOS GENERALES

A partir de las bases señaladas en el Capítulo 3, se modela y se lleva a cabo la simulación de la operación económica esperada del SING para el periodo 2014 – 2028. Para efectos de identificar aquellas instalaciones del sistema de transmisión que presentan limitaciones, o bien para determinar los flujos esperados máximos por las instalaciones del sistema de transmisión, se utiliza una metodología de diagnóstico que consiste, en primer lugar, en la definición de escenarios de oferta y demanda que permitan representar adecuadamente el desarrollo del SING en un horizonte de 15 años.

Como segundo paso, se obtienen curvas de duración de los flujos de potencia por las líneas a partir de los resultados de las simulaciones de la operación realizadas en el software Plexos. Si bien, para efectos de análisis se realizan curvas de duración para cada línea de transmisión y para cada uno de los escenarios presentados en la Sección 3.1.2, inicialmente sólo se presentan en este informe los gráficos correspondientes a la simulación del Escenario Base. Sólo en aquellos casos en los cuales la magnitud de los flujos por una línea de transmisión varíe significativamente de un escenario a otro, se presentan gráficos correspondientes a dicho Escenario.

Tercero, y con el fin de complementar el diagnóstico, se realizan estudios eléctricos de flujos de potencia en el software Power Factory, de tal manera de identificar aquellos tramos del sistema en los cuales una contingencia simple en una línea de transmisión podría desencadenar la sobrecarga de otros tramos en la red para algunos escenarios específicos de operación. Por otra parte, a partir de estos estudios se identifican los requerimientos de potencia reactiva en el sistema eléctrico, necesarios para mantener los niveles de tensión del sistema cumpliendo los estándares de calidad de servicio de la NTSyCS en estado normal de operación, y en estado de alerta en caso de alguna contingencia en una línea de transmisión. Cabe destacar que el alcance de los estudios eléctricos es sólo identificar problemas que se presentarían en la operación del sistema, y no realizar una evaluación económica de un proyecto de transmisión, por lo que el horizonte de análisis abarcó los años 2015 a 2020.

Como paso siguiente, para aquellas instalaciones de transmisión que presentan limitaciones se modelan diversas alternativas de proyectos que permitan dar solución a los problemas detectados, y se determina el beneficio o ahorro en el costo de inversión, operación y falla para cada una de ellas. Aquella alternativa que presenta el mayor beneficio es considerada como la alternativa más adecuada para levantar las restricciones de dicho tramo del sistema de transmisión. Si la alternativa así propuesta como la más adecuada no cumple con los requisitos de la Norma Técnica, se opta por la alternativa que le sigue en términos de beneficio económico. Este proceso iterativo se repite hasta determinar aquella solución que, cumpliendo con los requisitos de la Norma Técnica, permite el abastecimiento de la demanda a mínimo costo de inversión, operación y falla.

Finalmente, y con el objeto de presentar los análisis y propuestas de manera más clara y ordenada, se establecen 3 zonas o subsistemas dentro del SING, definidas de acuerdo a la ubicación geográfica de las instalaciones y al enmallamiento o enlaces existentes entre ellas. Las zonas definidas para tal efecto son las siguientes:

Zona Norte. Comprendida por las líneas y subestaciones que se encuentran geográficamente ubicadas hacia el norte de la subestaciones Crucero y Encuentro.

Zona Centro. Comprendida por las líneas y subestaciones del sector Tocopilla y Chuquicamata, así como por aquellas instalaciones que conforman el enlace o anillo a través de las siguientes subestaciones: Crucero, Encuentro, Laberinto, El Tesoro, Esperanza, El Cobre, Chacaya, Atacama.




Zona Sur-Cordillera. Comprendida por las instalaciones que permiten el abastecimiento de las subestaciones Zaldívar, Escondida, Domeyko, O’Higgins y Mejillones, así como de la ciudad de Antofagasta.

Según se presenta en el Gráfico 1, la demanda del SING se encuentra repartida de la siguiente forma entre las zonas geográficas descritas anteriormente:

25% en la Zona Centro.

55% en la Zona Sur-Cordillera.

20% en la Zona Norte.

Por su parte, la generación se encuentra concentrada, principalmente en barras y subestaciones de Zona Centro (Tocopilla, Norgener) y Zona Sur-Cordillera (Angamos, Atacama, Chacaya, y Cochrane a partir del año 2016).

4.1.1 Análisis de Comportamiento General de Flujos de Potencia.

A partir de la observación y análisis de los flujos de potencia, se concluye rápidamente que la disposición geográfica de la oferta y la demanda impone o establece el patrón general de comportamiento de los flujos de potencia por Zona. Se aprecia, por ejemplo, que la Zona Centro y la Zona Sur-Cordillera, que se encuentran físicamente conectadas entre sí, intercambian excedentes constantemente debido al despacho económico de las unidades generadoras conectadas en sus barras o subestaciones. Asimismo, se observa que las Zonas Centro y Sur-Cordillera presentan una estructura topológica similar, desde el punto de vista de la ubicación de sus inyecciones y retiros físicos de energía y potencia.

En ambas zonas se aprecia que las unidades de generación se encuentran concentradas en puntos claramente definidos y que los consumos, por su parte, se encuentran distribuidos a los largo del sistema de transmisión, concentrándose fuertemente en los sectores cordilleranos (Chuquicamata, El Abra, Radomiro Tomic, Ministro Hales, Minera Escondida, Minera Zaldívar). La Zona Centro cuenta además con un fuerte crecimiento esperado en el sector de Sierra Gorda, debido principalmente a los consumos informados por Minera Spence, Sierra Gorda y Minera Esperanza, sumando en total una potencia instalada superior a los 700 MW.

Debido a la configuración topológica de las zonas Centro y Sur-Cordillera, es esperable que los flujos de potencia por las líneas del sistema de transmisión sean principalmente unidireccionales, dirigiéndose desde los sectores costeros, donde se ubica la generación, hacia los sectores cordilleranos, donde se ubica la demanda. No obstante lo anterior, se observa que existen tramos del sistema de transmisión de las zonas Centro y Sur-Cordillera que comienzan a presentan flujos bidireccionales y con variabilidad relevante entre sus valores máximos y mínimos, debido a los intercambios propios que se observan entre las zonas Centro y Sur-Cordillera, de hecho, son los flujos de potencia por las líneas de transmisión que conectan a estas zonas los que se presentan de manera bidireccional. Tal es el caso de las líneas 2x220 kV Crucero – Laberinto, 1x220 kV Laberinto – El Cobre y las líneas Encuentro – El Tesoro 1x220 kV, El Tesoro – Esperanza 1x220 kV y en menor medida, 2x220 kV Esperanza – El Cobre, según se aprecia en los siguiente gráficos de curvas de duración de los flujos de potencia.




Gráfico 13: Comportamiento Flujos de Potencia líneas Crucero - Laberinto.

Gráfico 14: Comportamiento Flujos de Potencia líneas Laberinto – El Cobre y Encuentro – El Tesoro.

Gráfico 15: Comportamiento Flujos de Potencia líneas El Tesoro – Esperanza y Esperanza – El Cobre.

La Zona Norte, por su parte, se encuentra físicamente conectada con al Zona Centro del SING a través de las líneas de Transmisión 1x220 kV Crucero – Lagunas 1 y 2, 1x220 kV Encuentro – Collahuasi 1 y 2 y por la futura nueva línea 2x220 kV Encuentro – Lagunas, que son las líneas que conforman lo que se denomina el “corredor Zona Norte”.

2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[años]

Flu

jo(M

W)

Crucero 220->Laberinto 220 I

sample1sample2sample3Límite N-1

2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028-400

-300

-200

-100

0

100

200

t[años]

Flu

jo(M

W)

Crucero 220->Laberinto 220 II


2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028-300

-200

-100

0

100

200

300

400

t[años]

Flu

jo(M

W)

Laberinto 220->El Cobre 220


2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028-50

0

50

100

150

200

250

300

350

t[años]

Flu

jo(M

W)

Encuentro 220->El Tesoro 220


2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[años]

Flu

jo(M

W)

Esperanza 220->El Tesoro 220


2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028-250

-200

-150

-100

-50

0

t[años]

Flu

jo(M

W)

Esperanza 220->El Cobre 220 II





A diferencia de las zonas Centro y Sur-Cordillera, la Zona Norte es deficitaria en términos de generación de energía, lo cual impone su condición de importadora neta de energía desde la Zona Centro, importación que en su cuantía depende de dos factores: la demanda horaria; y la oferta disponible. De acuerdo con lo observado, es este último factor es el que presenta la mayor preponderancia al momento de cuantificar las importaciones de la Zona Norte, pues en ésta sólo se cuenta con una unidad de generación de base, la unidad vapor-carbón de la Central Termoeléctrica Tarapacá (CTTAR).

Al igual que en las zonas Centro y Sur-Cordillera, la demanda de la Zona Norte se encuentra fuertemente concentrada en el sector cordillerano, dado principalmente por los consumos de Minera Collahuasi, Cerro Colorado y Quebrada Blanca, mientras que en los sectores costeros se ubican los consumos regulados de las ciudades de Arica e Iquique, conectados a las subestaciones Parinacota y Cóndores, respectivamente, y la generación de la unidad CTTAR, conectada en la subestación Tarapacá.

Según se observa en las curvas de duración de los flujos de potencia esperados, la línea Troncal 2x220 kV Tarapacá – Lagunas mantiene su condición de bidireccionalidad y variabilidad relevante mientras no se conecten nuevas unidades de generación en sus alrededores, condiciones impuestas por el ciclo de producción de la unidad CTTAR más el consumo regulado de las subestaciones Cóndores y Parinacota.

Gráfico 16: Comportamiento Flujos de Potencia línea Tarapacá - Lagunas.

Por otra parte, en la Zona Norte existen cinco proyectos de generación en base a fuentes renovables no convencionales declarados en construcción, los que suman 65 MW aproximadamente, estos son:

Central Fotovoltaica El Águila. Con 2 MW de potencia, conectada en subestación El Águila 66 kV, cuya puesta en servicio se espera durante el año 2013.

Centrales Solares Pozo Almonte 2 y 3. Con 7,5 y 16 MW respectivamente, conectadas en subestación Pozo Almonte 66 kV, cuya puesta en servicio se espera para septiembre de 2013.

Centrales Solares San Miguel 1 y 2. Con 18 y 22 MW respectivamente, conectadas en subestación Parinacota 66 kV, cuya puesta en servicio se espera para octubre de 2013 y marzo de 2014, respectivamente.

2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

t[años]

Flu

jo(M

W)

Tarapaca 220->Lagunas 220





Debido a la conexión de estas centrales y a su generación esperada, se observa que los tramos 1x220 kV Lagunas – Pozo Almonte y 1x220 kV Cóndores – Parinacota, comienzan a tener flujos bidireccionales de potencia, tal como se aprecia en las siguientes curvas de duración de los flujos de potencia.

Gráfico 17: Comportamiento Flujos de Potencia líneas Lagunas – Pozo Almonte y Cóndores – Parinacota.

4.1.2 Análisis de Niveles de Cortocircuito, Capacidad de Interruptores y Transformadores de Corriente

El desempeño del los sistemas eléctricos está directamente relacionado con el diseño y condición de operación en el que se encuentran sus elementos constituyentes. En la medida que se extienda el parque generador, incluyendo no sólo unidades convencionales, sino que también la incorporación de unidades que operan en base a ERNC, y que se hacen más importantes las modificaciones topológicas, las componentes del sistema eléctrico, y éste propiamente tal, podrían ver reducida la capacidad que por diseño presentan sus equipos, debido principalmente a su antigüedad.

Hoy en día, y por sobre todo frente al creciente desafío que impone el crecimiento del parque generador, adquiere relevancia evaluar el estado en que se encuentran los elementos que forman parte fundamental de la seguridad del sistema de transmisión en 220 kV, ellos son los transformadores de corriente e interruptores de poder, así como también detectar los problemas transitorios del sistema que se originen por cambios topológicos proyectados a futuro.

Es por las razones antes expuestas que el presente Informe, además de considerar un análisis de suficiencia en el largo plazo orientado a la expansión estructural del SING, incorpora un análisis de corto y mediano plazo, tendiente a diagnosticar todas aquellas instalaciones del SING que frente a alguna condición de operación, podrían presentar incumplimientos a las exigencias de la Norma Técnica, en lo que respecta a la seguridad del sistema.

Estudio en régimen estático.

Detectar las limitaciones operacionales de los transformadores de corriente e interruptores de poder considerando la expansión que experimentará el SING dentro de los próximos tres años. El análisis considera como variable de interés la corriente de cortocircuito inicial simétrica I”kss según IEC 60909, para una condición de falla trifásica, por ser el caso más severo de corriente de falla para ambos elementos.

Utilizando la herramienta computacional DigSilent Power Factory se obtienen los niveles de cortocircuito simétrico inicial, I”kss, registrando tanto los resultados de la simulación de fallas trifásicas en cada barra de 220 kV como la contribución de cada paño a dicho punto de interés. Se definen criterios para el análisis de capacidades que, luego de contrastar el resultado de la simulación con los antecedentes recopilados del

2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

t[años]

Flu

jo(M

W)

Lagunas 220->Pozo Almonte 220


2016 2018 2020 2022 2024 2026 20280

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[años]

Flu

jo(M

W)

Condores 220->Parinacota 220





levantamiento de información técnica de interruptores de poder y transformadores de corriente, permitirán clasificar al equipo en una condición normal, de alerta o crítica.

Estudio en régimen transitorio.

Detectar los problemas de tensión, estabilidad angular y restricciones en el SING. Las variables analizadas corresponderán a las tensiones de barra, frecuencia y excursión de los ángulos rotóricos de unidades, para las contingencias definidas, considerando una proyección de demanda máxima para un horizonte de tres años.

Utilizando la herramienta computacional DigSilent Power Factory, se verifica el cumplimiento de los estándares de la NT para contingencias en el SING.

Como resultado, se proponen las mejoras y/o reforzamientos requeridos por las instalaciones estudiadas y la demostración, ya sea mediante cálculo o simulación, verificando que la solución cumple su objetivo.

Resultados.

Si bien el análisis se ha desarrollado para todas las instalaciones del SING en 220 kV, a continuación se presenta el resumen de las instalaciones pertenecientes al sistema Troncal.

Tabla 6: Estado de Interruptores de Poder de Líneas Troncales.




Tabla 7: Estado de Transformadores de Corriente en Líneas Troncales.

Para interpretar el estado de los equipos transformadores de corriente e interruptores de poder, se utiliza la nomenclatura siguiente:

Tabla 8: Nomenclatura para definir el estado de los Interruptores de Poder y Transformadores de Corriente

Los resultados mostrados en la Tabla 6 y 7, han sido obtenidos al aplicar los criterios de análisis de capacidades para interruptores de poder y transformadores de corriente, descritos a continuación:




Interruptores de Poder

Criterio para evaluar la capacidad del interruptor de poder a partir del dato de placa.

Criterio para evaluar la capacidad del interruptor de poder a partir de una corriente estimada.




Transformadores de Corriente




Si bien se ha llevado a cabo un análisis exhaustivo del comportamiento de los equipos principales, se recomienda complementar este diagnóstico con un levantamiento en terreno de información técnica que recopile datos actualizados y validados tanto para los interruptores de poder como para los transformadores de corriente.

En particular, para los transformadores de corriente se recomienda realizar mediciones efectivas de burden conectado con el fin de utilizar este antecedente en el Estudio de Saturación de T/C (con dicho burden conectado).

Para los interruptores de poder que presentan un resultado crítico, se recomienda evaluar su reemplazo en el corto plazo, una vez confirmados los registros de información técnica relacionados con su capacidad de ruptura simétrica nominal e historial de mantenimientos realizados.

4.2 DIAGNÓSTICO ZONA NORTE DEL SING

La Zona Norte del SING corresponde a las instalaciones que se encuentran al norte del nodo Crucero-Encuentro, dentro de las cuales destacan las subestaciones Tarapacá, Lagunas, Pozo Almonte y Collahuasi, junto a los nodos Cóndores y Parinacota, todas ellas en nivel de 220 kV.

En esta zona, no sólo se abastecen consumos mineros, como Quebrada Blanca, Cerro Colorado y Minera Collahuasi, sino que además dos de los tres centros urbanos más grandes del norte del país, como son las ciudades de Arica e Iquique.

La Zona Norte definida anteriormente es una zona deficitaria en términos de disponibilidad de unidades de generación, situación que se torna relevante frente a escenarios operacionales de alta demanda y crítica frente a la ausencia de la unidad CTTAR.

Considerando este elemento, cabe señalar que la condición de abastecimiento de la Zona Norte del SING se vuelve estrecha y/o crítica en la medida que crece la demanda instalada en la zona, y que dicho crecimiento se materialice sin considerar el desarrollo del sistema de transmisión.

Asimismo, cualquier iniciativa de generación de base que se ubique en la Zona Norte, permite disminuir los requerimientos de energía y potencia que transitan por el sistema de transmisión desde la Zona Centro, aliviando al sistema de transmisión y permitiendo que los flujos de potencia se mantengan dentro de los límites operacionales de las líneas, evitando así el despacho de unidades generadoras fuera de orden de mérito económico y el sobrecosto operacional que conlleva. En efecto, la presencia de las unidades de generación no convencional San Miguel 1 y 2, Pozo Almonte 2 y 3 y El Águila, declaradas en construcción según consta en el Informe Técnico de Precio de Nudo y otras proyectadas, producen un alivio en las líneas de transmisión de la zona norte. Cabe destacar que el sistema de transmisión de la zona norte presenta un bajo nivel de enmallamiento, lo cual conlleva ineficiencias en el uso de las instalaciones del sistema de transmisión, evacuando energía desde la subestación Arica hacia Pozo Almonte y desde allí hacia Lagunas, mientras por que otro lado los consumos conectados en la subestación Parinacota, ubicada físicamente sólo a 3 kilómetros de la subestación Arica, debe ser abastecida desde Tarapacá –vía Cóndores- mediante un sistema de transmisión de aproximadamente 300 kilómetros de longitud.

A modo de información adicional, y de acuerdo con lo señalado por sus promotores, la Zona Norte considera el crecimiento de los siguientes consumos principales:

Consumos Regulados en ciudades de Arica e Iquique subestaciones Parinacota y Cóndores, respectivamente.

Consumos esperados de Minera Collahuasi.

Consumos esperados de Minera Quebrada Blanca.

Por otra parte, en la Zona Norte existen dos proyectos convencionales de base con RCA Aprobada:




Central Termoeléctrica Pacífico, con dos unidades vapor-carbón de 175 MVA cada una.

Central Termoeléctrica Patache, con una unidad vapor-carbón de 110 MVA

Asimismo, existen cinco proyectos de generación en base a fuentes renovables no convencionales declarados en construcción:

Central Fotovoltaica El Águila. 2 MW de potencia, conectada en subestación El Águila 66 kV, cuya puesta en servicio se espera durante el año 2013.

Centrales Solares Pozo Almonte 2 y 3. 7,5 y 16 MW respectivamente, conectadas en subestación Pozo Almonte 66 kV, cuya puesta en servicio se espera para septiembre de 2013.

Centrales Solares San Miguel 1 y 2. 18 y 22 MW respectivamente, conectadas en subestación Parinacota 66 kV, cuya puesta en servicio se espera para octubre de 2013 y marzo de 2014, respectivamente.

Por último, cabe destacar que el sistema de transmisión Troncal de la zona norte del SING está en proceso de aumentar su capacidad de transmisión, debido principalmente a la nueva obra Encuentro – Lagunas, tendido del primer circuito. Cabe destacar que el aumento de capacidad de las líneas troncales Crucero – Lagunas 1 y 2, fue completado íntegramente durante el año 2013.

A continuación se presentan los análisis desarrollados y el diagnóstico de las instalaciones de la Zona Norte del SING.

Figura 3: Diagrama Unilineal Simplificado de la Zona Norte del SING

4.2.1 Restricción Corredor Zona Norte.

Para el Escenario Base, descrito en la Sección 3.1.2.1, y considerando fuera de servicio la unidad CTTAR, se observa que las principales congestiones en transmisión se presentan en las líneas que llevan energía desde el centro al norte del SING, es decir, los corredores Crucero – Lagunas y Encuentro – Collahuasi. En particular, la condición más crítica puede observarse durante los años 2018, 2019 y 2020, sobre todo este último año, lo cual es representado en las figuras de la Sección 7.3.1.1.

Para el año 2018, la demanda informada por los clientes de la Zona Norte es abastecida de manera suficiente, pero con un pequeño margen de operación en el sistema de transmisión, ya que al no existir

G G

G

Tarapacá 220 kV Lagunas 220 kV

Collahuasi220 kV

Quebrada Blanca 220 kV

Pozo Almonte 220 kV

Pozo Almonte 110 kV

Arica110 kV

Arica66 kVChapiquiña66 kV

CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota 220 kV

Iquique 66 kV

Parinacota 66 kV

Crucero 220 kV

Encuentro 220 kV




nueva generación local en esta zona se imponen exigentes condiciones de operación para el sistema de transmisión. Considerando el Criterio de Seguridad N-1 del conjunto de líneas que abastecen la Zona Norte desde la Zona Centro (Crucero – Lagunas 1 y 2, Encuentro – Lagunas 1 y Encuentro – Collahuasi 1 y 2), la máxima transferencia de potencia en dicho corredor alcanza un valor cercano a los 480 MW. Esta condición crítica se produce al simular una contingencia y salida de servicio de una de las líneas Encuentro - Collahuasi, manteniendo el resto de instalaciones en servicio, observándose un 100% de carga en la otra línea que compone el corredor descrito.

Tabla 8: N-1 Zona Norte Escenario Base – Año 2018.

LÍNEA Flujos de Potencia año 2018 en MW

Pre Falla Falla % carga

Crucero-Lagunas #1 95.8 116.3 66.1


Encuentro-Lagunas #1 93.5 114.1 41.1

Encuentro-Collahuasi #1 96.0 130.9 101.5

Encuentro-Collahuasi #2 95.7

N-1 Zona Norte 476.3

Es decir, de un total de 650 MW informados como demanda esperada para este año en la Zona Norte, sólo 480 MW pueden ser abastecidos desde la Zona Centro a través del Sistema de Transmisión, es decir, frente a condiciones de mantenimiento mayor o falla de la unidad CTTAR, la Zona Norte del SING podría presentar generación de unidades fuera de orden de mérito o Desconexión Manual de Carga.

De acuerdo con los resultados obtenidos en el ejercicio de revisión del sistema ante contingencias, considerando el cumplimiento del Criterio de Seguridad N-1 y la entrada de un bloque importante de demanda informada por Minera Quebrada Blanca, es imperativo contar con una nueva línea de transmisión que apoye la transferencia de potencia desde el centro al norte del SING, principalmente que refuerce el corredor Crucero/Encuentro – Lagunas, por lo que se vislumbra la necesidad de proponer la construcción del segundo circuito de la Nueva línea Encuentro – Lagunas. La entrada de este segundo circuito aumenta la transferencia de potencia de 480 MW a 670 MW aproximadamente, considerando 290 MVA de capacidad de cada circuito.

Para el año 2019, el límite de transferencias desde la Zona Centro hacia la Zona Norte permanece en 670 MW ya que no existen obras de transmisión informadas.

Al contar con la misma capacidad de transmisión, la zona presenta una situación más compleja que la presentada en el año anterior debido a la entrada de un bloque de potencia de 120 MW informado por Minera Collahuasi. De un total de 830 MW informados como demanda esperada para este año en la Zona Norte, sólo 670 MW pueden ser abastecidos desde la Zona Centro a través del Sistema de Transmisión, es decir, frente a condiciones de mantenimiento mayor o falla de la unidad CTTAR, la Zona Norte del SING podría presentar generación de unidades fuera de orden de mérito o Desconexión Manual de Carga.

Luego, de acuerdo con los resultados obtenidos en el ejercicio de revisión y diagnóstico del sistema ante contingencias para el año 2019, considerando el cumplimiento del Criterio de Seguridad N-1, es imperativo contar con una nueva línea de transmisión que apoye la transferencia de potencia desde el centro al norte del SING, principalmente que refuerce el corredor Encuentro – Collahuasi, sobre todo, considerando que el año 2020 Minera Collahuasi informa la entrada de otro bloque de demanda cercano a los 160 MW, sumando 1034 MW de demanda en la Zona Norte.

Con el repotenciamiento de la segunda línea Encuentro – Collahuasi de 130 a 170 MVA y la entrada en explotación del tercer circuito Encuentro – Collahuasi aumenta la capacidad de transmisión de potencia hacia




la Zona Norte a 900 MW, potencia que aún no es suficiente para abastecer la demanda informada. A esta propuesta se debe agregar el cuarto circuito Encuentro – Collahuasi, dejando la zona norte con 1084 MW de capacidad de transferencia.

A pesar de los aumentos propuestos para el corredor Zona Norte, es vislumbra la necesidad de contar con capacidad adicional de transmisión en caso de no contar con desarrollos importantes de generación local, para lo cual se analizan dos alternativas, primero, el cambio de conductor de las líneas Crucero – Lagunas 1 y 2, por un conductor de alta temperatura para no sobrecargarlas ante la entrada de grandes bloques de demanda; y segundo, un equipo desfasador de flujos conectado en ambos circuitos de la línea Encuentro – Lagunas, de modo de forzar que los flujos del corredor Crucero – Lagunas utilicen la línea Encuentro – Lagunas que cuenta con mayor capacidad.




Crucero-Lagunas #1 150.7 179.3 100.7

Crucero-Lagunas #2 149.9 178.4 100.1


Encuentro-Lagunas #2 148.3








Crucero-Lagunas #1 172.4 178.8 100.2






Encuentro-Collahuasi #3 113.2133.3 133.3 80.1

Encuentro-Collahuasi #4 113.2


4.2.2 Restricción Línea 220 kV Tarapacá - Lagunas.

Otro escenario que presenta directa relación con la Zona Norte corresponde al Escenario Tarapacá definido en la Sección 3.1.2.2, donde se considera la entrada de una nueva central vapor-carbón de dos módulos de 175 MW cada uno situada en el sector de la subestación Tarapacá durante el año 2019, en particular, la entrada de un primer módulo a principio del año 2019 y la entrada del segundo a fines de agosto del mismo año. La conexión de dicha central al SING fue materia de estudio, analizando distintas alternativas de conexión. Por una parte se analiza la conexión directa a la subestación Tarapacá mediante una línea de doble circuito de 220 kV de aproximadamente 5 km de largo y capacidad 350 MVA por circuito, y por otra,




mediante una línea de 5 km y 220 kV de circuito simple a subestación Tarapacá más una línea de 220 kV de simple circuito y 70 km a subestación Lagunas, ambas de 350 MVA.

Cabe mencionar que a partir de imágenes satelitales obtenidas mediante el programa Google Earth, es posible observar que la subestación Tarapacá tiene restricciones físicas para su ampliación, por cuanto se hace necesario un levantamiento más acabado de esta subestación de manera de plantear soluciones técnicamente factibles.

Figura 4: Diagrama Unilineal Simplificado Conexión Proyecto Tarapacá 1

Al considerar ambos módulos de la nueva central (cuyas inyecciones llegan a S/E Tarapacá) más la unidad CTTAR en funcionamiento, ante la salida de uno de los circuitos de la línea Tarapacá – Lagunas se presenta una sobrecarga en el circuito que queda en servicio cercana al 60% superior a la capacidad definida por los transformadores de corriente asociados al conductor, es decir, la potencia transferida por el circuito es de 290 MVA cuando la capacidad de la línea es de 180 MVA (0.48 kA), definida por la relación de transformación de los transformadores de corriente presentes en el extremo de la SS/EE Lagunas.

Si bien se observa un requerimiento de aumento de capacidad del tramo Tarapacá – Lagunas, se aprecia también una disminución en las transferencias desde la Zona Centro hacia la Zona Norte, debido a la presencia de nueva generación local en esta última.

4.2.3 Requerimientos de Potencia Reactiva.

Un punto importante dentro de la operación del sistema es el nivel de tensión en las barras. De acuerdo con las exigencias impuestas por la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, el nivel de tensión de las subestaciones debe fluctuar o mantenerse dentro del rango 0,95 a 1,05 [p]u para instalaciones del sistema de transmisión con tensión nominal igual o superior a 200 kV e inferior a 500 kV en operación normal, mientras que en estado de alerta la magnitud de la tensión en las barras debe estar entre 0,93 y 1,07 [pu] para instalaciones con tensión nominal dentro del rango mencionado.

Para el Escenario Base, la compensación de reactivos se torna relevante debido a la entrada de grandes bloques de demanda en las barras Lagunas y Collahuasi, durante los años 2018, 2019 y 2020 respectivamente, y es aún más crítico ante la salida de servicio de la unidad CTTAR.

G G

GTarapacá 220 kV

Lagunas 220 kV

Collahuasi220 kV


Pozo Almonte 220 kV

Pozo Almonte 110 kV

Arica110 kV


CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota 220 kV

Iquique 66 kV

Parinacota 66 kV

Crucero 220 kV

Encuentro 220 kV

G

Proyecto Tarapacá(2x175 MVA)




Ante la ocurrencia de esta situación crítica se identifica un déficit de potencia reactiva en las subestaciones Tarapacá y Collahuasi que se torna explícito debido al bajo nivel de tensión observado.

Tabla 11: Nivel de Tensión Zona Norte Escenario Base.

Barras Tensión en (pu) - Base

Año 2018 Año 2019 Año 2020

Collahuasi 0.93 0.91 0.90

Lagunas 0.94 0.92 0.90

Tarapacá 0.94 0.92 0.91

4.2.4 Línea Lagunas - Collahuasi.

Al analizar la entrada en servicio de la nueva unidad de generación en la zona de Tarapacá en el Escenario Base, e independiente de la forma de conexión de esta central al SING, no se observan congestiones o restricciones de transmisión en la línea Lagunas – Collahuasi, ya que la potencia entregada por las nuevas unidades es consumida por la demanda conectada en subestaciones Tarapacá y Lagunas, lo cual reduce los flujos de la línea Lagunas – Collahuasi.

4.2.5 Abastecimiento Ciudades de Arica e Iquique.

Las ciudades de Arica e Iquique, actualmente son abastecidas desde las subestaciones Parinacota y Cóndores respectivamente. Estas subestaciones son alimentadas desde la subestación Troncal Tarapacá, mediante la línea Tarapacá – Cóndores – Parinacota en 220 kV. Esta línea de transmisión es de simple circuito y no cuenta con interruptores en la totalidad de sus paños, por lo tanto, frente a cualquier tipo de contingencia simple en alguno de sus tramos, se produce la desconexión de la línea completa, dejando parcialmente sin energía ambas ciudades. Por tal efecto, y en segundo lugar debido al crecimiento esperado de los consumos regulados de la zona, es necesario determinar la estrategia óptima de expansión del sistema de transmisión, de manera que permita un abastecimiento suficiente, seguro y sustentable de la demanda en el largo plazo.

Por otra parte, los consumos regulados conectados desde la subestación Pozo Almonte no cuentan hoy en día con respaldo frente a contingencia simple de la línea Lagunas-Pozo Almonte, por esta razón, se hace necesario contar con algún tipo de iniciativa en el ámbito de la transmisión que permita superar esta condición vulnerable de abastecimiento, pasando a una condición segura y sustentable en el largo plazo.

Figura 5: Diagrama Unilineal Simplificado de la Zona Norte del SING

G G

G

Tarapacá 220 kVLagunas 220 kV

Collahuasi220 kV


Pozo Almonte 220 kV

Pozo Almonte 110 kV

Arica110 kV


CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota 220 kV

Iquique 66 kV

Parinacota 66 kV




4.3 DIAGNÓSTICO ZONA CENTRO DEL SING

Según se indica en la Sección 4.1, la Zona Centro del SING es aquella comprendida por las líneas y subestaciones del sector Tocopilla y Chuquicamata, así como por aquellas instalaciones que conforman el enlace o anillo a través de las siguientes subestaciones: Crucero, Encuentro, Laberinto, El Tesoro, Esperanza, El Cobre, Chacaya, Atacama.

La Zona Centro se caracteriza por concentrar cerca del 90% del parque generador convencional del SING, que involucra los complejos termoeléctricos Tocopilla, Norgener, Mejillones, Gas Atacama y Angamos.

Figura 6: Diagrama Unilineal Simplificado de la Zona Centro del SING

En la Figura 6 se presenta un esquema simplificado de la Zona Centro del SING con el fin de mostrar las instalaciones que fueron clasificadas como pertenecientes a dicha zona. Sin embargo, se debe recordar que para los análisis y el diagnóstico, se considera el SING en su conjunto así como las interacciones y acoplamiento entre las distintas zonas que lo conforman.

Los flujos de potencia por las líneas de la Zona Centro del SING resultantes de las simulaciones de largo plazo del Escenario Base, se presentan en la Sección 7.4.1.

A partir de los resultados de las simulaciones de largo plazo del SING no se identifican grandes congestiones en la zona centro del SING antes del año 2020. Sin embargo, las congestiones identificadas en el horizonte 2014 - 2020 son consistentes con las actuales restricciones del sistema (Políticas de operación), y/o consistentes con las restricciones identificadas en los procesos anuales de revisión de expansión de la transmisión realizados con anterioridad.

Las restricciones identificadas a partir de las simulaciones de la operación de largo plazo para la Zona Centro del SING son las siguientes:

Crucero

Encuentro

Atacama

Domeyko

Nueva Zaldívar

Escondida

Tocopilla

Norgener

El Cobre

LaberintoAngamos

Chuquicamata

Salar

PV Encuentro

1

1

2

Proyecto Mejillones GNL2Proyecto Angamos3

4Proyecto Mejillones Diesel4

5

Proyecto Mejillones IEM5

6

PV Laberinto6

7

PV Domeyko7

8

Proyecto Angamos ad8

9

Proyecto Atacama GNL9

3




Restricción Tocopilla: Restricción de la potencia máxima a despachar de las centrales conectadas en S/E Tocopilla por congestiones en el tramo Tocopilla – El Loa – Crucero. Actual Política de Operación Tocopilla.

Restricción Línea 220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins: Congestión por crecimientos de demanda en zona Escondida-Domeyko.

Restricción Línea 220 kV Atacama - Encuentro: Congestión por crecimientos de demanda en zona centro del SING, disponibilidad de gas sin restricciones en el largo plazo, y conexión de nuevos proyectos de generación en S/E Atacama (o subestación seccionadora Nueva Atacama).

Adicionalmente, a partir de los estudios eléctricos de flujos de potencia realizados en el software Power Factory, se identifican las siguientes restricciones:

Restricción de Inyección Atacama: Restricción de la inyección en S/E Atacama para cumplimiento de criterio de seguridad N-1 Troncal en la línea 220 kV Central Atacama – S/E Encuentro (Futura Nueva Encuentro).

Restricción de Inyección Chacaya: Restricción de la inyección en S/E Chacaya para cumplimiento de criterio de seguridad N-1 en líneas de inyección que salen desde dicha subestación.

Requerimientos de Potencia Reactiva: Se identificaron déficit de potencia reactiva para la Zona Centro del SING en las S/E Radomiro Tomic y S/E Spence, los cuales alcanzan los 120 MVAr y 60 MVAr respectivamente al año 2020 con los nuevos proyectos de consumo informados.

Figura 7: Diagrama Unilineal Simplificado de la Zona Centro del SING - Congestiones

Chacaya

Crucero

Encuentro

Atacama

Domeyko‐Escondida

Tocopilla

Norgener

El Cobre

Laberinto

Angamos

Chuquicamata

Salar

Domeyko‐Escondida

Zona Norte Lagunas‐Collahuasi

Antofagasta

Nueva S/E

El Abra

Radomiro Tomic

El Tesoro

Esperanza

Spence

El Loa

BarrilLa Cruz

CapricornioMantos Blancos

Tamaya

A

Mejillones

Restricciones por seguridad

Congestión




4.3.1 Restricción Tocopilla.

De acuerdo al resultado de las simulaciones de la operación de largo plazo presentados en la Sección 7.4.1, se puede observar que los flujos por las líneas 2x220 kV Tocopilla – El Loa y 2x220 El Loa – Crucero, sin restricciones operativas (Políticas de Operación), superarían en el corto plazo los flujos máximos permitidos para este tramo.

De acuerdo a las simulaciones de largo plazo, frente a una operación económica del sistema y en base a los supuestos de disponibilidad y precios de combustibles indicados en la Sección 3.1.4, los flujos de potencia por este tramo alcanzarían valores cercanos a los 650 MW para los años 2015 y el año 2016, respectivamente, en el Escenario Base. Condiciones muy similares se presentan en los demás escenarios de operación simulados.

Considerando que la actual política de operación de la central Tocopilla no permite que los flujos de potencia superen los 245 MW por cada circuito de 220 kV (490 MW en total), se puede observar que los flujos máximos alcanzados sin restricciones operativas son un 30% superior a esta restricción para los años 2015 y 2016, respectivamente.

Cabe destacar, que las simulaciones de largo plazo consideran la condición más favorable para el sistema de 220 kV, ya que se considera que el transformador Booster 110/110 kV de Central Tocopilla está en posición neutra, es decir, no se traspasan flujos desde el sistema de 110 kV de Tocopilla hacia el sistema de 220 kV.

En resumen, la actual política de operación de la Central Tocopilla considera lo siguiente:

Transferencias máximas por cada circuito de 220 kV Tocopilla – El Loa de 245 MW. Transferencias máximas por cada circuito de 110 kV Tocopilla – Chuquicamata de 65 MW. Generación bruta aproximada de central Tocopilla en función de los circuitos disponibles en 110 kV

Tocopilla - Chuquicamata:

Tabla 12: Generación bruta máxima aproximada central Tocopilla N° de circuitos disponibles

en 110 kV Generación Bruta aproximada

Central Tocopilla (MW)

4 750

3 675

2 600

De acuerdo con la política de operación antes indicada, en el escenario de operación con todos los circuitos de 110 kV disponibles, la generación bruta máxima aproximada de la central Tocopilla correspondería a 750 MW, valor inferior a los cerca de 900 MW de generación máxima disponible para ésta central.

En base a lo anterior, el escenario de operación más favorable para el sistema de 220 kV de Tocopilla, que permite un máximo despacho de la central Tocopilla (750 MW) considera lo siguiente:

Unidades U11, U12, U13, U14, U15 a plena y U16 al 85% de su capacidad. Unidades U10, TG1, TG2 y TG3 fuera de servicio. Booster 110/110 kV en posición neutral. Todos los circuitos disponibles en 110 kV. Central Tamaya fuera de servicio. EDAG por contingencia específica activo. Desconecta U14 o U15 ante falla en uno de los circuitos de

línea 220 kV Tocopilla – Crucero.

Para este escenario de operación, una contingencia simple en uno de los circuitos Tocopilla – El Loa desencadenaría la operación de EDAG de la unidad U14 o U15, para lograr que los flujos por la otra línea Tocopilla – El Loa que quede en servicio no superen su capacidad de transmisión. En la Tabla 13, se puede




observar que la capacidad máxima informada para las líneas de inyección en 220 kV de la central Tocopilla es de 365 MVA (Limitada por TC), con lo que la eventual falla de uno de estos circuitos para el escenario de operación antes indicado estaría al límite de generar una sobrecarga del otro circuito.

Finalmente, en el eventual caso que se realice el cambio de TTCC para las líneas 220 kV Tocopilla – El Loa, no se levantaría la restricción de la central Tocopilla, ya que en el mismo escenario de operación anterior, bastaría que estuviese en servicio la central Tamaya para que con la misma contingencia simple de uno de los circuitos de 220 kV los flujos por el circuito que quede en servicio alcancen los 420 MVA.

Tabla 13: Capacidad informada para Líneas 220 kV Tocopilla - El Loa

Instalación Capacidad Térmica

(MVA) Limitación por TTCC

(MVA)

Línea 220 kV Tocopilla - El Loa, c1 419 365

Línea 220 kV Tocopilla - El Loa, c2 419 365

En vista de lo anterior, se debe buscar una alternativa que permita levantar la restricción de generación de la Central Térmica Tocopilla, ya que para las simulaciones de largo plazo en que se considera un sistema de transmisión adaptado, los flujos de potencia por el sistema de 220 kV superan en gran medida los 500 MW máximos permitidos.

Más aún, ésta restricción de transmisión se obtiene considerando la operación de un EDAG por contingencia específica en la central Tocopilla, que para efectos de planificación no debe ser considerado, con lo cual el límite de despacho de la Central Termoeléctrica Tocopilla alcanza un valor cercano a los 640 MW, 100 MW por debajo de los actuales 750 MW.

4.3.2 Restricción Central Atacama.

Escenario Base

De acuerdo con los resultados de las simulaciones de la operación de largo plazo presentados en la Sección 7.4.1, se puede observar que los flujos de potencia por las líneas 220 kV Atacama – Encuentro 1 y 2 o futuras líneas 220 kV Atacama – Seccionadora Nueva Encuentro 1 y 2 no superan los 420 MW al año 2016 para el escenario base, valor que es inferior al límite de flujos impuesto por criterio N-1 a 25°C (540 MVA a 25°C). Sin embargo lo anterior, en el horizonte 2017-2020 los flujos de potencia esperados correspondientes al Escenario Base, superan los 800 MW, valor muy superior al límite impuesto por criterio de seguridad N-1.

La magnitud de los flujos alcanzada en el horizonte 2017-2020, se debe principalmente a los crecimientos de demanda en la zona centro del SING, los proyectos de generación considerados en el plan de obras (Mejillones GNL I y II) y la completa disponibilidad de gas en el SING proyectada desde el año 2017 en adelante.

Más aún, para temperaturas superiores a 30°C, el límite de transmisión considerando criterio de seguridad N-1 para las Líneas 220 kV Atacama – Encuentro 1 y 2 baja considerablemente, alcanzando los 300 MVA a 35°C, temperatura que podría ser eventualmente alcanzada en los tramos de línea cercanos a la S/E Encuentro (o Futuro Nueva Encuentro), por lo que este tramo troncal se debe ampliar para permitir el abastecimiento seguro de la demanda, y facilitar la conexión de la oferta de generación localizada principalmente en la zona de Mejillones.

Escenario Interconexión SIC-SING Centro

Para el escenario de Interconexión - Centro, la llegada de la Interconexión SIC-SING a la S/E Seccionadora Nueva Encuentro hace que se inviertan los flujos por la Línea 220 kV Atacama – Seccionadora Nueva Encuentro, sin embargo, estos no superarían los 250 MW al año 2020 en sentido hacia Atacama, ni tampoco superaría los 500 MW inicialmente.




Escenario Interconexión SIC-SING Costa

Para el escenario de Interconexión-Costa, en el que se considera la llegada de la Interconexión a la S/E Seccionadora Nueva Atacama (u otra en sector Mejillones, considerando unidos Chacaya y Atacama), los flujos superarían los 600 MW, al igual que para el escenario base.

Finalmente se debe destacar que debido a la topología enmallada del SING en las zonas centro y sur-cordillera, el criterio de seguridad N-1 para las líneas 220 kV Atacama – Encuentro se calculó considerando la distribución de flujos entre la línea mencionada y las Líneas 220 kV Atacama – Domeyko 1 y 2.

N-1 Línea 2x220 kV Atacama – Encuentro

Debido al enmallamiento que se genera entre las líneas 220 kV Atacama – Encuentro y las líneas 220 kV Atacama – Domeyko, el criterio de seguridad N-1 para el tramo 220 kV Atacama – Encuentro es una restricción que depende de la distribución de flujos entre estas líneas cuando ocurre una contingencia simple en alguno de los circuitos asociados.

De acuerdo a los datos presentados en la Tabla 14, para una temperatura ambiente de 25°C, ante una contingencia simple en uno de los circuitos Atacama – Encuentro el flujo por el circuito que quede en servicio no debe superar los 380 MVA, sin embargo, en el caso que la temperatura ambiente es de 35°C, el flujo por el circuito que quede en servicio no debe superar los 247 MVA. Lo anterior implica una diferencia sustancial entre el criterio N-1 de este tramo a 35 y 25°C respectivamente.

Tabla 14: Capacidades líneas 220 kV Atacama - Encuentro y Atacama - Domeyko

Instalación

Capacidad según temperatura ambiente en MVA

25°C 35°C

Línea 220 kV Atacama - Encuentro, c1 380 247

Línea 220 kV Atacama - Encuentro, c2 380 247

Línea 220 kV Atacama - Domeyko, c1 278 247

Línea 220 kV Atacama - Domeyko, c2 278 247

De las simulaciones realizadas en Power Factory, el criterio de seguridad N-1 para la Línea 220 kV Atacama – Encuentro se presenta en la Tabla 15.

Tabla 15: Capacidad N-1 línea Atacama - Encuentro

Temperatura N-1 Línea 220 kV Atacama -

Encuentro (MVA)

25°C 546

35°C 300

En base a lo anterior, a una temperatura ambiente cercana a los 25°C el corredor Atacama – Encuentro no restringe generación de la Central Atacama. Sin embargo, a una temperatura cercana a los 35°C en algunos tramos del corredor Atacama – Encuentro, no es posible el despacho total de los ciclos combinados de Gas Atacama, situación que debe ser analizada.

Restricción de generación por criterio N-1 subestación Atacama

Si bien se puede evaluar el límite de transmisión del tramo 220 kV Atacama – Encuentro por criterio de seguridad N-1 a partir de la distribución de flujos por las líneas tal como se presenta en la Tabla 15, también es posible determinar los límites de inyección de potencia en la subestación Atacama por criterios de seguridad.




De acuerdo a los análisis realizados, no existirían en el corto plazo restricciones de transmisión o inyección en la S/E Atacama para temperaturas inferiores a 30°C, sin embargo, con la conexión de proyectos de generación en dicha subestación o en la Línea 220 kV Atacama – Encuentro seccionándola en la zona de Mejillones, se desencadenarían restricciones de inyección.

La restricción de inyección determinada en el mediano plazo para la subestación Atacama o en la Línea 220 kV Atacama – Encuentro en la zona de Mejillones fue desencadenada con los despachos presentados en la Tabla 16. Con estos despachos, y el escenario de demanda considerado para el año 2017, una contingencia simple en alguno de los circuitos e la Línea 220 kV Atacama-Encuentro desencadenaría una sobrecarga en el circuito paralelo.

Tabla 16: Despachos máximos en subestación Atacama por criterio de seguridad N-1 Central Generación (MW)

CC1-GASATACAMA 330

CC2-GASATACAMA 320

Mejillones GNL 1 220

Total 870

En base a lo anterior, la restricción de inyección máxima en S/E Atacama sería cercana a los 870 MW totales, con lo que sería posible conectar inicialmente un módulo de generación del proyecto Mejillones GNL 1 con las eventuales limitaciones de inyección que se podrían desencadenar, más aún, a temperaturas superiores a los 30°C.

Tabla 17: Restricción de inyección S/E Atacama Restricción Atacama (MW)

25°C 870

35°C 650

Finalmente, en la Tabla 17 se presenta la restricción de inyección en subestación Atacama para temperaturas de 25 y 35°C respectivamente, donde las grandes diferencias están asociadas a la diminución considerable de capacidad de la Línea 220 kV Atacama – Encuentro a temperaturas superiores a 30°C.

Cabe destacar que para efectos de la determinación del límite de inyección se consideró que el proyecto informado para Minera Antucoya no se conecta directamente en S/E Atacama.

4.3.3 Restricción Chacaya.

De los resultados de las simulaciones de la operación de largo plazo presentados en la Sección 7.4.1, se puede observar que los flujos de potencia por las líneas de 220 kV que salen desde S/E Chacaya no presentan problemas de suficiencia antes del año 2020, salvo el caso de la Línea 220 kV Chacaya – Mejillones que presentaría problemas de suficiencia al momento de la entrada del segundo módulo del proyecto Mejillones Carbón conectado en S/E Chacaya de acuerdo al escenario base.

Sin embargo, sólo con el análisis de suficiencia no se logran identificar problemas de sobrecarga en el sistema que se podrían generar ante contingencias simples de alguna de estas líneas de inyección que salen desde S/E Chacaya. En vista de lo anterior, se realiza el cálculo de un criterio N-1 asociado a las líneas de inyección de S/E Chacaya, con el fin de identificar posibles restricciones que se podrían generar en el sistema al momento de conectar nuevos proyectos de generación en S/E Chacaya, con la actual infraestructura del sistema de transmisión.

Cabe destacar, que el criterio de seguridad calculado no considera la posibilidad de utilizar esquemas de desconexión automática de generación (EDAG) por contingencia específica, ya que de acuerdo a lo indicado previamente estos dispositivos son herramientas operacionales para utilizar en el corto plazo, pero que no solucionan los problemas de largo plazo.




Restricción de Generación por Criterio N-1 Subestación Chacaya

Las capacidades informadas para las líneas de inyección de 220 kV que salen desde S/E Chacaya se presentan en la Tabla 18.

Tabla 18 Capacidades Líneas de inyección 220 kV Chacaya Instalación Capacidad (MVA)

Línea 220 kV Chacaya - Crucero 330

Línea 220 kV Chacaya - El Cobre I 350

Línea 220 kV Chacaya - El Cobre II 350

Línea 220 kV Chacaya - Capricornio 365

Línea 220 kV Chacaya - Mejillones 365

Para calcular restricciones por criterio de seguridad N-1 para las líneas de inyección de S/E Chacaya se consideran disponibles los nuevos proyectos de generación a conectarse en esta subestación, que en el Escenario Base corresponden al Proyecto Mejillones Carbón 1 y 2 y proyectos Mejillones Diesel.

En base a lo anterior, se realizaron contingencias simples en los circuitos anteriormente mencionados, para identificar posibles sobrecargas que se generarían en los circuitos paralelos que quedarían en servicio.

De las contingencias simples identificadas, las más críticas corresponden a las siguientes:

Sin Nueva Línea 220 kV Chacaya – O’ Higgins.

Falla en Línea 220 kV Chacaya – Capricornio. Se generan sobrecargas en Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins sólo por crecimientos de la demanda al año 2016 en la zona de Escondida.

Con Nueva Línea 220 kV Chacaya – O’ Higgins.

Falla en Línea 220 kV Chacaya – O’Higgins. Se generan sobrecargas en Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins. La anterior sobrecarga se desencadenaría sólo con 80 MW adicionales a los conectados actualmente en S/E Chacaya.

Con Nueva Línea 220 kV Chacaya – O’ Higgins y Nueva Línea Chacaya – Nueva Encuentro.

Falla en Línea 220 kV Chacaya – O’Higgins. Se generan sobrecargas en Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins. La anterior sobrecarga se desencadenaría con la entrada de un segundo módulo de generación de Carbón en S/E Chacaya.

De acuerdo a lo anterior, en la Tabla 19 se presenta la restricción de inyección en S/E Chacaya para cumplimiento de criterio de seguridad N-1.

Tabla 19: Restricción de Inyección en S/E Chacaya Restricción Chacaya (MVA)

Caso 1 Sin proyecto Chacaya - O'Higgins 750

Caso 2 Con proyecto Chacaya - O'Higgins 900

Caso 3 Con proyecto Chacaya - O'Higgins y Nueva Línea Chacaya – Nueva Encuentro 1100

Los despachos utilizados para el cálculo de dichas limitaciones de inyección se presentan en la siguiente tabla:




Restricciones de inyección en S/E Chacaya

Caso 1 Caso 2 Caso 3

CTH 150 150 150

CTM3‐TV 0 84 84

CTM3‐TG 142 142 142

CTM2 154 154 154

CTM1 150 150 150

CTA 150 150 150

Mejillones Diesel 0 80 0

Mejillones Carbón 1 0 0 280

Restricción 746 910 1110

De los resultados cabe destacar lo siguiente:

Si bien actualmente la máxima inyección en S/E Chacaya no supera los 830 MW, en el largo plazo se proyecta la conexión de centrales en la zona de mejillones (posibles de conectar en S/E Chacaya) que podrían ver limitada su inyección, dependiendo de la magnitud de los proyectos que se conecten y manteniendo la condición topológica actual.

Por otra parte, la simple solución de la congestión del tramo 220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins, a través de la propuesta de una Nueva Línea 220 kV Chacaya – O’Higgins no permite levantar de manera considerable la restricción de inyección desde Chacaya.

En base a lo anterior, y considerando que los proyectos de generación a conectarse en la zona de Mejillones superan con creces los 200 MW, es necesario robustecer el sistema de transmisión en la zona.

Por último, dada la topología actual del sistema de transmisión, la incorporación de los proyectos Mejillones Carbón 1 y 2 a conectarse en S/E Chacaya requerirían la construcción de nuevas líneas hacia la zona centro del SING (Nueva Encuentro), además de que se haga efectiva la construcción de una nueva Línea desde la zona de Mejillones hacia O’Higgins, con el fin de poder despachar su inyección. Sin embargo lo anterior, esto no soluciona del todo los problemas de distribución de flujos desde S/E Chacaya hacia la zona de Escondida-Domeyko.


De acuerdo con lo indicado anteriormente, de los análisis de flujos de potencia realizados en Power Factory, se identifican déficit de potencia reactiva en el mediano plazo para la Zona Centro del SING. Cabe destacar que los requerimientos de potencia reactiva se analizaron para el horizonte 2015-2018, para distintas condiciones de operación. En resumen:

Se detectan niveles de tensión en la zona centro del SING fuera de los rangos establecidos por la NTSyCS para estado normal de operación en el sistema de 220 kV, específicamente asociados a los consumos conectados en S/E Radomiro Tomic y S/E Spence. Lo anterior evaluando el desempeño del sistema bajo distintos escenarios de despacho y máxima demanda en el SING.

El déficit de potencia reactiva detectado alcanza los 120 MVAr en la S/E Radomiro Tomic y 60 MVAr en S/E Spence al año 2018.

Se debe destacar que para identificar déficit de potencia reactiva se considera que las máquinas en servicio aportan como mínimo la potencia reactiva indicada en la Norma Técnica de acuerdo al factor de potencia.




4.4 DIAGNÓSTICO ZONA SUR - CORDILLERA DEL SING

Según se indica en la Sección 4.1, la Zona Sur-Cordillera del SING es aquella comprendida por las líneas y subestaciones del sector O´Higgins, Palestina, Domeyko y subestaciones conectadas a ellas, así como por las instalaciones que conectan la subestación Domeyko con Laberinto a través de las SS/EE Escondida, Zaldívar y Andes. Asimismo, la Zona Sur-Cordillera comprende las instalaciones que abastecen de energía los consumos regulados de la ciudad de Antofagasta.

La Zona Sur-Cordillera se caracteriza por dar abastecimiento de energía y potencia, entre otras, a las faenas de Minera Escondida y a la ciudad de Antofagasta, a través de la línea Atacama – Esmeralda, o bien a través del sistema de 110 kV que se desprende desde subestación Capricornio.

Figura 8: Diagrama Unilineal Simplificado de la Zona Sur-Cordillera del SING

Los flujos de potencia esperados para las líneas de la zona sur - cordillera del SING, resultantes de las simulaciones de largo plazo del SING para el Escenario Base, se presentan en la Sección 7.4.2.

A partir de los resultados de las simulaciones de largo plazo del SING, es posible observar que las congestiones identificadas en el horizonte 2014 - 2020 son consistentes con las actuales restricciones del sistema, que redundan en Políticas de Operación, y/o consistentes con las restricciones identificadas en los procesos anuales de revisión de expansión de la transmisión realizados con anterioridad.

Las restricciones identificadas a partir de las simulaciones de la operación de largo plazo para la zona sur -cordillera del SING son las siguientes:

Restricción Tramo 220 kV Chacaya - Mejillones - O’Higgins - Palestina - Domeyko: Congestión por crecimientos esperados de demanda en zona Escondida-Domeyko y nuevos proyectos de generación a conectarse en S/E Chacaya.

Restricción Transformador 220/110 kV Capricornio: Congestión debida al aumento de demanda en consumos conectados en el sistema de 110 kV que contiene las subestaciones El Negro, La Negra y Alto Norte, así como debida a los consumos de clientes regulados ubicados en Antofagasta.

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos

Nueva Zaldívar

Antofagasta

Capricornio Mantos Blancos

Mejillones

Esmeralda

Andes

Oeste

Escondida

Zaldívar

Domeyko

SulfurosO’Higgins

Palestina

Coloso Alto Norte

Crucero

Crucero

Encuentro

Crucero

La Negra

El Negro

220 kV

110 kV

Fuera de servicio




Adicionalmente, a partir de los estudios eléctricos de flujos de potencia realizados en el software Power Factory, se identifican las siguientes restricciones.

Requerimientos de potencia reactiva: Se identifica déficit de potencia reactiva en S/E Domeyko y S/E O’Higgins para los años 2015 a 2018. Las condiciones previas a este periodo no son incluidas en el presente análisis, por considerar que los tiempos de construcción asociados a las propuestas de nuevas instalaciones, no permite cubrir estos requerimientos.

Figura 9: Congestiones Detectadas en la Zona Sur-Cordillera del SING

4.4.1 Restricción Tramo 220 kV Chacaya - Mejillones - O’Higgins - Palestina – Domeyko.

Tramo 220 kV Chacaya – Mejillones

De acuerdo con los resultados de las simulaciones de la operación de largo plazo presentados en la Sección 7.4.2, específicamente en la figura de la Sección 7.4.2.11, se puede observar que los flujos por la línea 1x220 kV Chacaya - Mejillones, sin restricciones operativas, superan en el mediano plazo los flujos máximos permitidos para este tramo.

De acuerdo con las simulaciones de la operación de largo plazo realizadas, los flujos de potencia por este tramo alcanzan los 350 MW para el año 2020 en el Escenario Base, valor que supera la capacidad térmica máxima de este tramo de 365 MVA. Lo anterior, como consecuencia del aumento en la demanda en la zona Escondida – Domeyko, y la conexión de proyectos de generación en la zona de Mejillones.

Cabe destacar, que esta futura limitación de la línea 220 kV Chacaya – Mejillones, dice relación con la capacidad térmica de ésta en estado normal de operación. Esta sobrecarga en estado normal de operación se desencadenaría con la conexión de los proyectos Mejillones Carbón 1 y 2 (750 MW adicionales conectados en Chacaya). Sin embargo, en términos de seguridad de sistema, una contingencia simple en alguna de las líneas que salen de S/E Chacaya, desencadenaría sobrecargas en este tramo con niveles de generación muy por debajo de los indicados anteriormente.

Dado lo anterior, en una condición normal de operación en que se encuentren en servicio todas las actuales centrales conectadas en S/E Chacaya y sólo una unidad del Proyecto Mejillones, no habría sobrecargas en

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos

Nueva Zaldívar

Antofagasta

Capricornio Mantos Blancos

Mejillones

Esmeralda

Andes

Oeste

Escondida

Zaldívar

Domeyko

SulfurosO’Higgins

Palestina

Coloso Alto Norte

Crucero

Crucero

Encuentro

CruceroCongestión en contingencia simple

Congestión en estado normal

Nuevo proyecto

2

1

Proyecto Mejillones GNL (Kelar 2x250 MW)2Proyecto Mejillones (IEM 2x375 MW) 1

Baja tensión en estado normal

Baja tensión en contingencia simple




la línea 220 kV Chacaya – Mejillones. Sin embargo, en el escenario de operación mencionado, bastaría una contingencia simple en la Línea 220 kV Chacaya – Capricornio para que se genere una sobrecarga por la línea 220 kV Chacaya – Mejillones.

Por otra parte, una contingencia simple en este tramo para los futuros escenarios de operación entre los años 2016-2020, originaría los siguientes problemas sistémicos:

Sobrecarga Línea 220 kV O’Higgins – Domeyko. Sobrecarga Línea 220 kV Chacaya – Capricornio. Sobrecarga Línea 220 kV Chacaya – Crucero. Sobrecarga Línea 220 kV Laberinto – El Cobre. Problemas de baja tensión en zona O’Higgins – Domeyko – Escondida.

Finalmente, cabe mencionar que existe un EDAG por contingencia específica que opera sobre las centrales CTM3-TV y CTM3-TG de S/E Chacaya, que actualmente se encuentra deshabilitado de acuerdo a la actual política de operación de la zona Chacaya. Si bien, la habilitación de este esquema de desconexión automático de generación podría evitar sobrecargas del tramo Chacaya – Mejillones o sobrecargas de otras líneas del sistema ante la contingencia simple de este tramo, ésta solución podría ser una medida operativa en el futuro que podría postergar las decisiones de inversión en el sistema de transmisión, pero no resulta ser una solución de largo plazo a los problemas sistémicos asociado a este tramo y al abastecimiento de las zonas Centro y Sur. Asimismo, corresponde a un esquema de control que debe ser actualizado considerando el nuevo parque generador conectado y a conectar en S/E Chacaya, así como la topología de transmisión existente y proyectada.

Tramo 220 kV Chacaya - Mejillones – O’ Higgins – Palestina - Domeyko

En la Tabla 20 se presentan las capacidades del tramo 220 kV Chacaya - Mejillones – O’Higgins – Palestina – Domeyko, las cuales, en conjunto con los resultados de las simulaciones de largo plazo, serán utilizadas para identificar en qué momento del horizonte de planificación se presentarían congestiones por suficiencia.

Tabla 20: Capacidad informada para tramo 220 kV Chacaya - Mejillones - O'Higgins - Domeyko

Instalación Capacidad térmica (MVA) Capacidad por TC (MVA) Capacidad (MVA)

Línea 220 kV Chacaya ‐ Mejillones 376 365 365

Línea 220 kV Mejillones ‐ O'Higgins 260 304 260

Tramo 220 kV O'Higgins – Palestina 246 365 246

Tramo 220 kV Palestina – Domeyko 246 365 246

De los resultados de las simulaciones de la operación de largo plazo presentados en la Sección 7.4.2, se observa que los flujos de potencia por la línea 220 kV Mejillones – O’Higgins alcanzarían los 280 MW al año 2017, valor superior a los 260 MVA de capacidad informada para este tramo.

Por su parte, el tramo 220 kV O’Higgins – Palestina no presentaría congestiones por suficiencia sólo antes del año 2021, considerando que la capacidad térmica informada para todo el tramo 220 kV Mejillones – O‘Higgins – Palestina corresponde a 243 MVA.

Finalmente, el tramo 220 kV Palestina – Domeyko, sólo presenta congestiones por suficiencia a contar del año 2025.

No obstante lo anterior, de los análisis eléctricos realizados en Power Factory se observa que si bien este tramo no presenta problemas por suficiencia antes del año 2017, en el año 2016 se presentan sobrecargas en el tramo 220 kV Mejillones – O’Higgins ante la contingencia simple de alguna de las líneas 220 kV que salen desde S/E Chacaya.




En el mismo año 2016, cualquier contingencia simple en el tramo Chacaya – Mejillones, desencadenaría problemas de tensión en la zona de Domeyko – Escondida en escenarios de baja inyección de la Central Atacama.

Para los análisis eléctricos el escenario de operación crítico para este tramo considera lo siguiente:

Alta demanda en la zona de Escondida – Domeyko. Máxima inyección en S/E Chacaya. Central Atacama generando al 40% de su capacidad. CC1 al 80% de su capacidad, y CC2 fuera

de servicio. Para identificar problemas de sobrecarga y sub-tensión se analiza este escenario de operación en estado normal y con falla (Contingencia simple en alguna línea de transmisión). Las contingencias simples analizadas fueron las presentadas en la Tabla 21:

Tabla 21: Contingencias Analizadas que afectan zona Sur - Cordillera

Instalación Contingencia

Línea 220 kV Chacaya ‐ Capricornio Falla 1

Línea 220 kV Chacaya ‐ El Cobre 1 o 2 Falla 2

Línea 220 kV Chacaya ‐ Crucero Falla 3

Línea 220 kV Chacaya ‐ Mejillones Falla 4

Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins Falla 5

4.4.2 Restricción Transformador 220/110 kV S/E Capricornio

De los resultados de las simulaciones de la operación de largo plazo presentados en la Sección 7.4.2, se puede observar que los flujos de potencia por el transformador Capricornio 220/110 kV alcanzan la capacidad máxima de éste en el mediano plazo, año 2016.

Dado lo anterior, en condiciones de operación normal y bajo un escenario de alta demanda, sería necesario aplicar Desconexión Manual de Consumos a la zona de Alto Norte - Antofagasta. Por otra parte, una contingencia simple en este transformador provocaría eventualmente la desconexión forzada de consumos en la misma zona.

En base a lo anterior, es necesario analizar alternativas de expansión que solucionen los problemas de abastecimiento de la zona de Antofagasta, alternativas que permitan dar suministro confiable y sustentable, tanto a los clientes regulados de Antofagasta, como a aquellos clientes libres que se conectan a las instalaciones de 110 kV que derivan desde la subestación Capricornio.

4.4.3 Requerimientos de Potencia Reactiva

De acuerdo con lo indicado anteriormente, a partir de los análisis de flujos de potencia realizados en Power Factory, se identifica déficit de potencia reactiva en el mediano plazo para la zona sur del SING. Cabe destacar, que los requerimientos de potencia reactiva se analizan para el horizonte 2015-2018, para distintas condiciones de operación.

Los nuevos consumos informados se modelan considerando factor de potencia 0.98 inductivo, mientras que los consumos existentes y sus proyecciones consideran el factor de potencia observado en la operación real.

El escenario de operación más crítico para la zona Sur – Cordillera en lo que se refiere a déficit de potencia reactiva, corresponde a uno de baja generación de los ciclos combinados de Central Atacama y alta demanda en la zona Escondida - Domeyko.




Por lo anterior, el escenario de operación crítico considerado para el cálculo de los requerimientos de potencia reactiva para la zona sur-cordillera, en cada uno de los años analizados considera lo siguiente:

En servicio sólo 1 ciclo combinado de la Central Atacama al 70% de su generación máxima (260 MW).

Alta demanda en la zona de Escondida – Domeyko. Factor de potencia mínimo de 0,95 en terminales de los generadores para la regulación del aporte

de potencia reactiva (Cumplimiento mínimo de la NTSyCS). Consigna de tensión:

1,03 pu en barra de 220 kV de Central Atacama. 1,02 pu en barras de 220 kV de Tocopilla y Chacaya.

Para verificar las necesidades de potencia reactiva en la zona Sur – Cordillera, se realizaron simulaciones del escenario de operación antes mencionado en condición normal de operación y ante contingencias simples en la red de transmisión.

Las fallas consideradas para identificar déficit de potencia reactiva se presentan en la Tabla 22.

Tabla 22: Fallas para Análisis de Potencia Reactiva Zona Sur - Cordillera Instalación Contingencia simple

Línea 220 kV Chacaya - Mejillones Falla 1

Línea 220 kV Mejilones - O'Higgins Falla 2

Línea 220 kV Atacama – Domeyko circuito 1 Falla 3

Línea 220 kV Angamos – Laberinto circuito 1 Falla 4

Línea 220 kV Chacaya - Capricornio Falla 5

Cabe destacar, que de acuerdo a las exigencias presentes en la Norma Técnica, las tensiones en barras de 220 kV en estado normal de operación no deben ser inferiores a 0.95 pu. Sin embargo, en caso de contingencias simples en la red de transmisión (estado de alerta), las tensiones no deben ser inferiores a 0.93 pu.

4.4.4 Abastecimiento Ciudad de Antofagasta.

La ciudad de Antofagasta actualmente es abastecida de energía, principalmente, desde la subestación Esmeralda, la cual se conecta con la subestación atacama, mediante una línea de simple circuito en 220 kV. A su vez, existen dos sistemas en 110 kV que permiten alimentar otros consumos, principalmente libres, ubicados cerca de la ciudad de Antofagasta, los que corresponden a la línea 1x110 kV Mejillones Antofagasta, que actualmente opera con el extremo Antofagasta abierto, y la línea 2x110 kV Capricornio – Antofagasta, que permite energizar las subestaciones El Negro, La Negra y Alto Norte.

Todas las líneas indicadas operan actualmente de manera radial, es decir, frente a falla o simple contingencia de alguno de sus componentes, se podría producir pérdida total de los consumos conectados a cada una de ellas.

Es por la razón descrita que se considera crítico un análisis completo del sistema de abastecimiento de la zona de la ciudad de Antofagasta, que permita no sólo abastecer de energía a los clientes regulados, sino además ofrecer una alternativa de desarrollo sustentable y con mirada de largo plazo a los consumos libres, o no regulados, conectados desde las instalaciones de 220 y 110 kV que rodean la ciudad.

Para los análisis de seguridad y suficiencia de la zona sur se considera:

Despacho de generación en base a orden de mérito económico. Demanda máxima para cada año del horizonte de planificación. Proyecto Desaladora Coloso (160 MW) con nueva línea 220 kV O’Higgins – Coloso.




Análisis de Seguridad y Suficiencia

Se realizan análisis de flujos de potencia AC para los escenarios de demanda máxima. Como primer paso para los análisis, se identifican problemas de suficiencia y baja tensión en líneas o equipos de transformación que permiten el abastecimiento de ciudades en estado normal de operación, y como segundo paso, se realizan contingencias simples en dichas líneas y equipos para identificar problemas de sobrecarga, baja tensión o energía no servida.

Los principales problemas detectados son los siguientes:

Tabla 23: Instalaciones que ante falla o contingencia generan ENS en zona sur del SING Principales problemas detectados

Contingencia en Instalación Problema

Falla Línea 220 kV Chacaya - Mejillones Baja tensión en Mejillones, Pampa y Desalant

Falla Línea 220 kV Atacama - Esmeralda ENS en Centro, Sur y Portada (Antofagasta)

Falla Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta ENS en Pampa y Desalant

Falla Línea 220 kV O'Higgins - Coloso ENS en Coloso

Falla ATR 220/110 Capricornio ENS en El Negro, La Negra y Alto Norte

Falla ATR 220/110 Esmeralda ENS en Centro, Sur y Portada (Antofagasta)

Falla ATR 220/110 Mejillones ENS en Mejillones, Pampa, Desalant y Michilla

La topología actual de la zona sur del SING se presenta en la siguiente figura:

Figura 10: Sistema de Transmisión zona de Antofagasta.

De acuerdo a lo indicado anteriormente, los principales problemas detectados se refieren al bajo nivel de enmallamiento del sistema en las zonas que permiten abastecer los consumos de Antofagasta, Mejillones y La Negra, entre otros. Específicamente, los consumos se abastecen radialmente a través de las instalaciones presentadas en la siguiente tabla:

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos

Nueva ZaldívarMejillones

Esmeralda

Andes

Oeste

Escondida

Zaldívar

Domeyko

SulfurosO’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Crucero

Encuentro

Crucero

Capricornio

El Negro

Alto NorteLa Negra

Centro‐Sur‐La Portada

Antofagasta

Pampa

Desalant

Lince

Abierto

Proyecto Desaladora Coloso

Proyectos de consumo

Línea 220 kV

Línea 110 kV




Tabla 24: Instalaciones que abastecen la zona de Antofagasta Consumos Instalaciones

La Negra-El Negro-Alto Norte-Uribe

Transformador 220/110 kV Capricornio

Línea 110 kV Capricornio-Alto Norte

Línea 110 kV Capricornio-Antofagasta

Línea 110 kV Antofagasta-Alto Norte

Mejillones-Pampa-Desalant-Michilla Transformador 220/110 kV Mejillones

Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta

Centro-Sur-Uribe (Ciudad de Antofagasta)Transformador 220/110 kV Esmeralda

Línea 220 kV Atacama - Esmeralda




5. OBRAS PROPUESTAS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA

Para cada uno de los tramos del Sistema de Transmisión que requieren aumentos de capacidad, según lo indicado en el capítulo anterior, se analizan diversas alternativas de obras de transmisión orientadas a levantar dichas restricciones. Cada una de las alternativas analizadas es evaluada técnicamente y contrastada con la situación sin proyecto con el objeto de determinar los ahorros en el costo de operación y falla del sistema. Para la evaluación económica se considera, como beneficio para cada una de las alternativas planteadas, el ahorro en el Costo de Operación y Falla respecto a la situación sin proyecto, y como costo, el valor presente (a enero de 2014) de la Anualidad del Valor de Inversión.

La tasa de descuento utilizada corresponde a un 10% real anual.

El Valor de Inversión utilizado para la evaluación, corresponde a la valorización referencial realizada por el Departamento de Planificación del CDEC-SING, preparada a partir de valores referenciales obtenidos desde Decretos de Expansión de la CNE, Anexos del Estudio de Transmisión Troncal, Estudios encargados por el CDEC-SING con motivo de la Revisión Anual del Estudio de Transmisión Troncal y precios de lista de equipos y componentes, cuyo detalle no es incluido en el presente Informe por tratarse de valores referenciales.

5.1 OBRAS DE TRANSMISIÓN PROPUESTAS ZONA NORTE DEL SING

A continuación, se presentan las obras de transmisión propuestas como resultado del exhaustivo análisis de alternativas de solución de las restricciones levantadas en la etapa de diagnóstico, presentada en la Sección 4.

5.1.1 Restricción Corredor Zona Norte.

Obras Propuestas

Según lo mencionado en la Sección 4.2.1, si bien las obras troncales previstas permiten aumentar la capacidad de transmisión hacia la Zona Norte, la demanda proyectada por los Clientes durante los años 2018, 2019 y 2020 muestran la necesidad de contar con soluciones adicionales a las que están programadas en el ámbito de las instalaciones troncales. De acuerdo con los análisis efectuados, el tendido del segundo circuito Encuentro – Lagunas no permite levantar las restricciones que se observan en el Escenario Base, pues los requerimientos de la demanda se presentan tanto por el lado de Minera Collahuasi como por el consumo asociado a la demanda de un nuevo proyecto informado por Minera Quebrada Blanca.

Por lo anterior, el desarrollo del sistema de transmisión que se propone, corresponde, primero, a un aumento en la capacidad de transmisión del corredor Encuentro/Crucero – Lagunas, mediante la entrada del segundo circuito de la línea nueva Encuentro – Lagunas el año 2018, requerido por el crecimiento global de la demanda de la Zona Norte e influenciado por el nuevo proyecto de Minera Quebrada Blanca; segundo, al aumento de capacidad de transmisión del corredor Encuentro – Collahuasi, mediante el repotenciamiento del segundo circuito de la línea Encuentro – Collahuasi de 130 a 170 MVA el mismo 2018; y tercero, a la construcción de un tercer circuito de la misma línea al año 2019, condicionado a la entrada de la demanda prevista e informada por Minera Collahuasi.

Para el año 2020, las ampliaciones mencionadas para el corredor Encuentro – Collahuasi y para el corredor Encuentro/Crucero – Lagunas, no son suficientes debido a la entrada de un nuevo bloque de demanda informada por Minera Collahuasi, por lo que se propone un cuarto circuito de la línea Encuentro – Collahuasi de 170 MVA para este año.




De esta forma, la capacidad de transmisión de potencia desde la zona centro al norte del SING aumenta de 480 a 670 MW con la nueva línea Encuentro – Lagunas segundo circuito, luego aumenta a 900 MW con la entrada del tercer circuito Encuentro – Collahuasi, y finalmente aumentaría a 1080 MW con la entrada del cuarto circuito Encuentro – Collahuasi.

En resumen: Tabla 25: Resumen Zona Norte.

Escenario Obras Propuestas Zona Norte

Base

- Segundo circuito de la nueva línea Encuentro – Lagunas coincidente con la entrada de la demanda de Minera Quebrada Blanca (año 2018).

- Ampliación segundo circuito de línea Encuentro – Collahuasi a 170 MVA.

- Tercer Encuentro - Collahuasi, entrando en servicio coincidente con la entrada del primer bloque de demanda de Minera Collahuasi (año 2019).

- Cuarto Encuentro - Collahuasi, entrando en servicio coincidente con la entrada del segundo bloque de demanda de Minera Collahuasi (año 2020).

5.1.2 Restricción Línea 220 kV Tarapacá - Lagunas.

Los flujos de potencia por la línea Tarapacá – Lagunas están sujetos a la existencia o no de generación adicional en la subestación Tarapacá o la zona cercana a dicha subestación.

En caso que no exista generación local, los flujos de potencia estarán condicionados por los crecimientos de la demanda, tanto de clientes regulados en las subestaciones Cóndores y Parinacota como a los nuevos consumos de Minera Collahuasi y Quebrada Blanca en el puerto de Tarapacá. Bajo esta condición de operación, la línea requiere aumentar su capacidad de transmisión a partir del año 2019, para lo cual se realiza un ajuste menor en la razón de transformación de los transformadores de corriente en los paños de la línea en el extremo Lagunas (de 400:5 A, como está definido en la actualidad, a 800:5 A), con lo que se espera un aumento de capacidad de 180 a 250 MVA por circuito.

En caso que exista generación local, se observa la necesidad de aumentar la capacidad de transmisión del tramo ante la entrada en servicio de la primera unidad generadora.

Las opciones analizadas para la conexión de una nueva central de generación son:

i. Conexión de nuevas unidades directamente a subestación Tarapacá y aumento de capacidad mediante tercer circuito.

ii. Conexión de nuevas unidades mediante un circuito a subestación Tarapacá y un circuito a subestación Lagunas, la primera línea debería tener una longitud aproximada de 5 kilómetros, y la segunda unos 70 kilómetros.

iii. Seccionamiento de línea Tarapacá – Cóndores, conexión de nuevo complejo de generación en esta nueva subestación y construcción de una línea en 1x220 kV de 350 MVA hacia subestación Lagunas.




De acuerdo con el análisis de imágenes satelitales mediante Google Earth, es posible observar que la subestación Tarapacá no cuenta con espacio físico disponible para aumentar el número de paños de línea, razón por la que se supone que el promotor del proyecto de generación debe construir una nueva subestación para alojar los paños de inyección y que deberá construir una línea desde dicha subestación hacia la subestación Lagunas.

Los análisis desarrollados dan cuenta que la solución óptima para esta inyección corresponde a la planteada en el literal iii anterior, es decir, la construcción de una subestación seccionadora de la línea Tarapacá – Cóndores, más una línea de 350 MVA desde dicha subestación hasta Lagunas.

Para efectos de la evaluación económica, se considera sólo el Valor de Inversión de la nueva línea, por considerar que ésta corresponde a un refuerzo del corredor Troncal Tarapacá – Lagunas, mientras que la subestación corresponde a inversiones que el promotor del proyecto de generación debe efectuar necesariamente para inyectar su producción al sistema.

Los flujos de potencia por esta línea se encuentran en Sección ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..


Debido al aumento significativo de la demanda de energía y potencia de Minera Quebrada Blanca y Minera Collahuasi, así como a los supuestos en relación a la disponibilidad de generación de base en la Zona Norte del SING, es necesario suplir el requerimiento de potencia reactiva mediante compensación estática en subestaciones Collahuasi y el sector Tarapacá – Cóndores. No se considera compensación en S/E Lagunas pues ésta ya cuenta con 100 MVAr correspondientes a los bancos de condensadores de Minera Collahuasi (40 MVAr) y Troncal (60 MVAr), además que la demanda aumenta considerablemente en las subestaciones propuestas.

A partir de los análisis y estudios estáticos, se propone instalar compensación reactiva por un monto total de 40 MVAr en la barra de Pozo Almonte para el año 2018, por ser esta la ubicación mejor evaluada para mejorar los problemas de tensión en la Zona.

Frente a la entrada de un nuevo bloque de demanda de Minera Collahuasi, se observa un aumento en este requerimiento de potencia reactiva, siendo necesaria la instalación de 140 MVAr en la zona, los cuales deben estar repartidos entre SS/EE Collahuasi (60 MVAr), Cóndores (40 MVAr) y Quebrada Blanca (40 MVAr). Este requerimiento de reactivos es el necesario al suponer que el sistema de transmisión se desarrolla según lo propuesto en la Sección 5.1.1.

5.1.4 Resumen Corredor Zona Norte.

De acuerdo a lo indicado en los numerales anteriores el plan de obras de transmisión recomendado para la Zona Norte es el siguiente:

Número Obra Año Tipo AVI+COMA

En miles de USD

1 Tendido segundo circuito Encuentro - Lagunas 2018 Troncal 1831

2 Banco de Condensador 40 MVAr en SS/EE Pozo Almonte 2018 Adicional 280

3 Ampliación segundo circuito de línea Encuentro –

Collahuasi a 170 MVA 2019 Adicional Sin Información

4 Línea Encuentro – Collahuasi tercer circuito 2019 Adicional

5 Línea Encuentro – Collahuasi cuarto circuito 2020 Adicional 1831

6 Banco de Condensador 40 MVAr en SS/EE Cóndores 2020 Subtransmisión 280




Número Obra Año Tipo AVI+COMA

En miles de USD

7 Banco de Condensador 40 MVAr en SS/EE Quebrada

Blanca 2020 Adicional 280

8 Banco de Condensador 60 MVAr en SS/EE Collahuasi 2020 Adicional 280

9 Nueva línea Tarapacá – Lagunas 250 MVA 2019 Troncal 2638

(*) Para efectos de la valorización de las líneas adicionales Encuentro – Collahuasi #3 y #4 se utilizó de manera referencial los valores de la nueva línea Encuentro – Lagunas circuito #1 y Encuentro – Lagunas tendido circuito #2, respectivamente.

Tabla 26: Beneficio Proyectos Zona Norte. Costo de Operación y Falla en miles de USD

Año Escenario Base Escenario Base con Proyectos Diferencia

2014 951 951 0.0

2015 1381 1381 0.0

2016 1062 1062 0.0

2017 1215 1215 0.0

2018 1392 1383 9.0

2019 1512 1506 5.9

2020 1649 1629 19.7

2021 1811 1811 0.5

2022 1932 1931 0.6

2023 2021 2020 1.1

En base a lo anterior, el beneficio económico de los proyectos en conjunto, en el horizonte 2014-2023 en valor presente del año 2014 y considerando una tasa de descuento del 10% real anual, corresponde a como mínimo a 29 Millones de dólares, pues considera que el año 2021 entran en operación 400 MW de generación en la Zona Norte que descongestionan el sistema de transmisión. El valor presente de la anualidad de inversión necesaria para materializar los proyectos descritos anteriormente se estima del orden de 13 Millones de dólares.

5.1.5 Abastecimiento Ciudades de Arica e Iquique.

Según lo indicado en la Sección 4.2.5, el abastecimiento de las ciudades de la zona norte depende del desempeño de un sistema eminentemente radial, es decir, que no soporta un análisis de contingencia simple sin presentar Energía No Suministrada. Por esta razón, y otras expuestas en dicha sección, se hace necesario analizar de manera completa el sistema de transmisión de la zona norte, de manera de proponer obras que permitan abastecer dichos consumos de manera suficiente, segura y sustentable en el largo plazo.

Luego, con el fin de dar mayor seguridad de suministro a la zona, se propone enmallar el sistema, primero mediante una línea de 2x220 kV tendido del primer circuito entre subestaciones Cóndores y Pozo Almonte, formando un anillo en 220 kV entre las subestaciones Tarapacá, Cóndores, Pozo Almonte y Lagunas, y segundo, mediante un transformador 220/110 kV de 100 MVA en S/E Parinacota más una intervención menor en la línea de 1x110 kV Arica-Pozo Almonte, formando un anillo entre las subestaciones Pozo Almonte, Cóndores, Parinacota y Arica.

Las obras mencionadas anteriormente se presentan en la siguiente figura en color rojo:




Figura 11: Sistema de Transmisión Propuesto para Abastecimiento de Ciudades de la Zona Norte.

Las obras mencionadas anteriormente permiten dar seguridad de suministro a todas las subestaciones mencionadas anteriormente: Pacífico, Palafitos, Cerro Dragón, Alto Hospicio, Pukará, Chinchorro, Quiani y Pozo Almonte, ante las siguientes contingencias:

Contingencia simple en alguno de los transformadores 220/110, 220/66 ó 110/66 kV ubicados en SS/EE Cóndores, Parinacota, Pozo Almonte.

Fallas en Líneas 220 kV Tarapacá-Cóndores, Cóndores-Parinacota, Lagunas-Pozo Almonte y nueva línea Cóndores-Pozo Almonte.

Fallas en Líneas 110 kV Pozo Almonte-Arica, nueva Parinacota-Arica. Fallas en Líneas de 66 kV Arica-Tap Off Quiani, Tap Off Quiani-Parinacota.

Con lo anterior, es posible cumplir con el criterio de seguridad N-1, tanto en líneas como en transformadores.

Cabe destacar que en el corto plazo, sin la solución propuesta, es necesario realizar intervenciones menores en las redes Adicionales y de Subtransmisión, así como maniobras en distribución que permitan abastecer la demanda en condiciones de falla y contingencia, manteniendo los estándares exigidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

En la siguiente tabla se presenta un resumen de las obras necesarias para mejorar la seguridad de suministro de los consumos de la zona norte.

Tabla 27: Obras propuestas para abastecimiento ciudades Zona Norte. N° Obras Propuestas Fecha

1 Nueva línea 2x220 kV Cóndores-Pozo Almonte tendido primer circuito de 180 MVA y 70 km de longitud 2017

2 Patio 110 kV en S/E Parinacota y nuevo transformador 110/66 kV 100 MVA 2017

3 By pass en línea Arica-Pozo Almonte 110 kV y derivación hacia S/E Parinacota 110 kV 2017

4 Cambio T/C línea Arica-Pozo Almonte 2016

5 Normalización Tap Off Quiani y cambio TT/CC líneas Parinacota-Tap Off Quiani y Tap Off Quiani-Arica 2016

G G

G

Tarapacá 220 kVLagunas 220 kV

Collahuasi220 kV


Pozo Almonte 220 kV

Pozo Almonte 110 kV

Arica110 kV


CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota 220 kV

Iquique 66 kV

Parinacota 66 kV

Parinacota 110 kV




5.2 OBRAS DE TRANSMISIÓN ZONA CENTRO

En esta Sección, se presentan las obras de transmisión que se consideran necesarias para levantar las restricciones de transmisión de la Zona Centro del SING que se podrían presentar en el sistema en el mediano y largo plazo de acuerdo con los Escenarios supuestos.

5.2.1 Restricción Tocopilla.

Obra Propuesta

Para levantar la restricción de transmisión presentada en la Sección 4.3.1 se propone como obra de transmisión una nueva línea 1x220 kV Tocopilla – Norgener, considerando que la distancia entre estas subestaciones es inferior a 1 km, lo que implica que el mayor costo de inversión estaría solamente asociado a los paños de conexión en las subestaciones, dependiendo de la opción técnica propuesta.

Por otra parte, considerando que la capacidad de la Línea 220 kV Tocopilla – Norgener es similar a la capacidad del tramo 220 kV Tocopilla – Crucero (ver Tabla 28), y que en estado normal de operación el porcentaje de uso de las líneas de inyección de la central Norgener está muy por debajo del porcentaje de uso de las líneas 2x220 kV Tocopilla – Crucero, la alternativa de conexión de ambas subestaciones se ve como una alternativa económicamente rentable y técnicamente factible para levantar las restricciones de inyección de la central Tocopilla.

Tabla 28: Capacidad Informada Líneas en 220 kV de Centrales Tocopilla y Norgener Instalación Capacidad térmica (MVA) Limitación por TC (MVA)

Línea 220 kV Tocopilla - Crucero, c1 419 365

Línea 220 kV Tocopilla - Crucero, c2 419 365

Línea 220 kV Norgener - Crucero, c1 426 304

Línea 220 kV Norgener - Crucero, c2 426 304

Para corroborar que efectivamente este proyecto levanta la restricción presentada en la Sección 4.3.1, se realizan estudios eléctricos de flujos de potencia en el software Power Factory.

Estos análisis, al igual que los presentados en la Sección 4.3.1 tienen como objetivo identificar la máxima inyección posible de la central Tocopilla en estado normal de operación. Dado lo anterior, el escenario crítico analizado considera lo siguiente:

Todas las unidades de la central Tocopilla en servicio y a plena carga (885 MW). Las dos unidades de Norgener en servicio y a plena carga (270 MW). Booster 110/110 kV en posición neutral. Todos los circuitos disponibles en 110 kV. Central Tamaya en servicio. EDAG por contingencia específica desactivado. No se desconectarían centrales U14 o U15 ante falla

en línea 2x220 kV Tocopilla - Crucero.




Despachos utilizados:

Tabla 29: Despachos Utilizados Análisis Enlace Tocopilla - Norgener Central Tocopilla

Unidad P (MW)

U10 37

U11 37

U12 75

U13 75

U14 122

U15 116

U16 350

TG1 17

TG2 17

TG3 38

Total 884

Norgener

Unidad P(MW)

NTO1 135

NTO2 135

Total 270

Para el escenario crítico presentado anteriormente se realizan las contingencias simples que podrían presentar mayores sobrecargas en las líneas de inyección de las centrales Tocopilla y Norgener.

Las fallas analizadas fueron las que se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 30: Contingencias Consideradas para Análisis Enlace Tocopilla - Norgener Instalación Contingencia simple

Línea 220 kV Tocopilla - El Loa, c1 o c2 Falla 1

Línea 220 kV Norgener - Barriles - Crucero, c1 o c2 Falla 2

Los resultados de los flujos de potencia previos y posteriores a las contingencias simples analizadas se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 31: Flujos por Líneas de Transmisión – Enlace Tocopilla - Norgener

Instalación Potencia en (MVA)

Estado Normal Falla 1 Falla 2

Línea 220 kV Tocopilla - Crucero, c1 232 - 307

Línea 220 kV Tocopilla - Crucero, c2 237 306 313

Línea 220 kV Norgener - Crucero, c1 255 328 337

Línea 220 kV Norgener - Crucero, c2 249 322 -

Línea 220 kV Tocopilla - Norgener, c1 127 200 43

Línea 220 kV Tocopilla - Norgener, c2 127 200 43

De los resultados se puede concluir que el enlace 220 kV Tocopilla – Norgener permite levantar completamente la restricción de la central Tocopilla, ya que en ningún caso se supera el límite térmico de las líneas de transmisión previamente mencionadas. Sin embargo, se debe destacar que para levantar completamente la restricción es necesario realizar el cambio de Transformadores de Corriente de las líneas 220 kV Norgener – Crucero 1 y 2, en los paños de sus cuatro extremos.

Más aún, con el enlace en 220 kV Tocopilla – Norgener, es posible deshabilitar el EDAG que opera por contingencia específica sobre las unidades U14 o U15, ya que los niveles de flujo por las líneas de 220 kV Tocopilla – Crucero no superan sus límites de transmisión ante contingencias simples en alguna de las líneas del sistema en cuestión.




No se mencionan las líneas de 110 kV que salen desde subestación Tocopilla hacia Central Tamaya y hacia el sector de Minera Chuquicamata, ya que con el enlace éstas operarían dentro de sus márgenes normales de transferencia, y ante las contingencias simples antes mencionadas no se generan sobrecargas en dicho sistema de transmisión. Por otra parte, la indisponibilidad programada de alguna de las líneas de 110 kV se podría mitigar utilizando los transformadores Booster 110/110 kV para desfasar flujos desde el sistema de 110 kV hacia el sistema de 220 kV, considerando que habrían holguras en el sistema de 220 kV con el enlace 220 kV Tocopilla – Norgener.

En base a lo anterior, en caso que se realice el enlace 220 kV Tocopilla – Norgener, y con el fin de dar mayor holgura a las inyecciones de las centrales Tocopilla y Norgener cuando se encuentre fuera de servicio alguna de las líneas de 110 kV de Tocopilla, se recomendaría realizar el cambio de TTCC de las Líneas de 220 kV Tocopilla - Crucero y de las Líneas 220 kV Norgener – Crucero.

Cabe destacar que la solución anterior queda sujeta a factibilidad técnica en lo que se refiere a:

Forma de conexión en ambas subestaciones. Impacto que podría causar en términos de aumento de nivel de cortocircuito de los paños.

En barra de 220 kV de S/E Tocopilla el nivel de cortocircuito aumenta de 14 a 18 (kA). En barra de 220 kV de Norgener el nivel de cortocircuito aumenta de 9 a 18 (kA).

El impacto en términos de oscilaciones dinámicas entre los generadores de la central Norgener y la central Tocopilla.

Evaluación Económica

Con el fin de cuantificar el beneficio económico de la obra de transmisión Nueva Línea 1x220 kV Tocopilla – Norgener, se realizan simulaciones de la operación económica de largo plazo, con y sin la restricción de la inyección de la central Tocopilla. Se considera como fecha de puesta en servicio de este proyecto el año 2015, suponiendo que no se requiere mayores tramitaciones ambientales, por tratarse de intervenciones dentro de subestaciones.

Los resultados se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 32: Beneficio del Proyecto de Enlace Tocopilla – Norgener. Costo de Operación y Falla en MMUSD

Año Con Restricción

de Tocopilla Sin restricción

de Tocopilla Diferencia

2013 831.2 831.2 0

2014 999.3 999.3 0

2015 1125.3 1123 2.4

2016 1294.6 1291.1 3.6

2017 1455.1 1451.4 3.6

2018 1587.1 1583.5 3.6

2019 1605.1 1600.8 4.3

2020 1677.3 1672.1 5.2

2021 1739.2 1735 4.2

2022 1797.8 1792.7 5.1

2023 1885.9 1881.3 4.5

2024 2010.7 2003.5 7.2

2025 2150.1 2143.2 6.9

2026 2294.6 2287 7.6

2027 2439.1 2430.2 8.9




En base a lo anterior, el beneficio económico de ambos proyectos en conjunto, en el horizonte 2014-2028 en valor presente del año 2014 y considerando una tasa de descuento del 10% real anual, corresponde a 27 Millones de dólares, y el valor presente de la inversión necesaria para materializar los proyectos descritos anteriormente se estima del orden de 1.5 Millones de dólares.

5.2.2 Restricción Central Atacama.

Las obras propuestas para levantar la restricción de inyección en S/E Chacaya y la restricción del corredor 220 kV Chacaya - Mejillones – O’Higgins – Domeyko mencionadas en la siguiente sección ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. permiten levantar las restricciones de inyección de la Central – Atacama. Sin embargo, se debería realizar un análisis más detallado respecto de la necesidad de ampliación de capacidad de este corredor en caso que se materialicen los proyectos propuestos en las secciones 5.2.3 y ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., con el fin de que este corredor no limite las capacidades de despacho de la S/E Chacaya y S/E Atacama a temperaturas cercanas a los 35°C.

5.2.3 Restricción Chacaya.

Al igual que la restricción anterior, se analiza de manera conjunta en la siguiente sección.




5.3 OBRAS DE TRANSMISIÓN ZONA SUR-CORDILLERA

En esta Sección se presentan las obras de transmisión que se consideran necesarias para levantar las restricciones de la Zona Sur - Cordillera del SING que se podrían presentar en el sistema en el mediano y largo plazo, de acuerdo con los supuestos considerados de oferta y demanda.

El análisis de la Zona Sur-Cordillera, que consistente en el despacho de subestaciones Atacama y Chacaya y el desarrollo de los corredores Mejillones – Domeyko y Mejillones – Nueva Encuentro, se desarrolla de manera integral con el objetivo de proponer un único plan de obras de transmisión que permita dar solución integral a todos los problemas de las zonas antes descritas.

Es así como se converge luego de analizadas diversas alternativas, a que el óptimo para el desarrollo del sistema de transmisión, pasa por la construcción del enlace Chacaya – Atacama mediante la construcción de una subestación seccionadora ubicada en la zona de Mejillones, que para efectos del presente Informe se denomina, Subestación Nueva Atacama, complementada con el seccionamiento de la línea Atacama – Domeyko en S/E O’Higgins.

Si se analiza el comportamiento de la subestación Chacaya, se aprecia que para permitir el despacho de las unidades de generación en el largo plazo, se debe incurrir en diversas obras que permitan levantar las restricciones que debido al aumento de inyecciones y a la repartición natural de los flujos por el sistema de transmisión.

La siguiente tabla presenta el desarrollo esperado para S/E Chacaya, si se materializa de manera aislada.

Restricción Chacaya

Inyección Sin Chacaya - O'Higgins Con Chacaya-O'Higgins Con Chacaya-OHiggins +Nueva Línea Chacaya - Nueva Encuentro

CTH 150 150 150

CTM3-TV 0 84 84

CTM3-TG 142 142 142

CTM2 154 154 154

CTM1 150 150 150

CTA 150 150 150

Mejillones Diesel 0 80 0

Mejillones Carbón 1 0 0 280

Restricción 746 910 1110

Asumiendo que se realiza una nueva Línea 220 kV Chacaya – O’Higgins para levantar las restricciones en el tramo 220 kV Chacaya-Mejillones-O’Higgins, se considera solo las restricciones con y sin una Nueva Línea 220 kV Chacaya – Nueva Encuentro.

Restricción Chacaya Sin Línea 220 kV Chacaya-Nueva Encuentro 910 Con Línea 220 kV Chacaya-Nueva Encuentro 1110

Es decir, S/E Chacaya, con dos líneas adicionales a las existentes, podría evacuar hasta 1110 MW.




Si se analiza el comportamiento de la subestación Atacama, se aprecia que para permitir el despacho de las unidades de generación en el largo plazo, se debe incurrir en diversas obras que permitan levantar las restricciones que debido al aumento de inyecciones y a la repartición natural de los flujos por el sistema de transmisión.

La siguiente tabla presenta el desarrollo esperado para S/E Atacama, si se materializa de manera aislada.

Restricción de Inyección en S/E Atacama

Con Chacaya-O'Higgins Con Chacaya-O'Higgins

Central Generación (MW)-Sin Línea N.ATA-ENC Generación (MW)-Con Línea N.ATA-ENC

CC1-GASATACAMA 330 330

CC2-GASATACAMA 320 330

Mejillones GNL 1 120 150

Mejillones GNL 2 0 150

Total 770 960

En resumen

Restricción Atacama Sin Línea 220 kV Atacama-Nueva Encuentro 770 Con Línea 220 kV Atacama-Nueva Encuentro 960

Es decir, S/E Atacama, con dos líneas adicionales a las existentes, podría evacuar hasta 960 MW.

Por otra parte, al desarrollar el sistema de manera integral, como es lo que se propone en el presente informe, y se analiza el comportamiento de las subestaciones Atacama y Chacaya de manera interconectada mediante el proyecto descrito anteriormente, se observa lo siguiente.

La restricción conjunta Chacaya – Atacama considera la máxima inyección posible entre ambas subestaciones cuando se realiza el proyecto Seccionadora Nueva Atacama 220 kV que permite el enlace entre las subestaciones Chacaya y Atacama.

Dicho proyecto considera:

Troncal: Seccionadora 220 kV Nueva Atacama que enlaza las S/E Chacaya y Atacama mediante seccionamiento de línea Atacama – Encuentro y Chacaya – El Cobre.

Adicional: Seccionadora 220 kV O’higgins, que secciona las Líneas 220 kV Atacama – Domeyko 1 y 2 en S/E O’Higgins.

El comportamiento de las restricciones de inyección en la Zona de Mejillones es el siguiente:




Restricción conjunta Chacaya - Atacama

Con Chacaya-O'Higgins Con Chacaya-O'Higgins

Sin Línea Nueva Atacama - Nueva Encuentro Con Línea Nueva Atacama - Nueva Encuentro

Chacaya 1480 1560

Atacama 1004 1164

Total 2484 2724

Carbon Mejillones 660 740

xrw ED CTM2 154 154

CTA 150 150

CTH 150 150

xrw ED CTM1 149 149

rw ED CTM3-TV 75 75

rw ED CTM3-TG 142 142

rw GA TV2C 122 122

rw GA TV1C 122 122

rw GA TG1A 105 105

rw GA TG1B 105 105

rw GA TG2B 105 105

rw GA TG2A 105 105

Mejillones GNL 340 500

Es decir, solo materializando esta obra es posible evacuar 2500 MW de capacidad instalada en Mejillones, por sobre lo que se obtendría con desarrollos independientes, y con una menor inversión.

En resumen, la restricción final conjunta final para las inyecciones correspondientes a las S/E Chacaya, Atacama y Nueva Atacama es la siguiente:

Restricción Chacaya - Atacama Sin Línea 220 kV Nueva Atacama-Nueva Encuentro 2450 Con Línea 220 kV Nueva Atacama-Nueva Encuentro 2700

Evaluación económica:

Seccionadora Nueva Encuentro (Troncal), y seccionadora O’Higgins.

Caso 1 Sin enlace, sin Líneas desde Atacama y Chacaya hacia Nueva Encuentro

Caso 2 Sin enlace, con Líneas desde Atacama y Chacaya hacia Nueva Encuentro

Caso 3 Con enlace, sin Línea 220 kV Nueva Atacama – Nueva Encuentro

Caso 4 Con enlace, con Línea 220 kV Nueva Atacama – Nueva Encuentro




Costos de operación en MUSD

Año Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4

2014 950834.3 950834.3 950834.3 950834.3

2015 1380666.1 1380666.1 1380666.1 1380666.1

2016 1062254.2 1062254.2 1062254.2 1062254.2

2017 1215702.1 1215442.1 1213793.8 1213793.8

2018 1400318.7 1386432.0 1382222.2 1382222.2

2019 1583426.9 1523997.0 1502737.6 1502737.6

2020 1914865.2 1701357.7 1627181.1 1624099.7

2021 2183204.0 1899720.1 1802016.0 1799363.8

2022 2284232.4 2022607.4 1924970.7 1920616.6

2023 2322356.2 2090132.6 2011509.3 2009001.4

El determinar la diferencia de costos solo por el enlace y situación actual del sistema se obtienen lo siguiente:

VAN $655.75 MMUSD


Año Sin Enlace Enlace Diferencia (MMUSD)

2014 950834.3 950834.3 0.0

2015 1380666.1 1380666.1 0.0

2016 1062254.2 1062254.2 0.0

2017 1215702.1 1213793.8 1.9

2018 1400318.7 1382222.2 18.1

2019 1583426.9 1502737.6 80.7

2020 1914865.2 1627181.1 287.7

2021 2183204.0 1802016.0 381.2

2022 2284232.4 1924970.7 359.3

2023 2322356.2 2011509.3 310.8

Es decir, solo por el hecho de materializar el enlace hay un beneficio de 655 millones de USD.

Diferencia de costos por el enlace considerando nuevas líneas. Caso sin enlace considera 2 líneas en cambio caso con enlace solo 1 línea.




VAN $176.74 MMUSD


Año Sin enlace+Proyectos propios Con enlace+Proyecto troncal N.ATA-N. ENC Diferencia (MMUSD) 2014 950834.3 950834.3 0.0

2015 1380666.1 1380666.1 0.0

2016 1062254.2 1062254.2 0.0

2017 1215442.1 1213793.8 1.6

2018 1386432.0 1382222.2 4.2

2019 1523997.0 1502737.6 21.3

2020 1701357.7 1624099.7 77.3

2021 1899720.1 1799363.8 100.4

2022 2022607.4 1920616.6 102.0

2023 2090132.6 2009001.4 81.1

Es decir, si se desarrollan los corredores de manera independiente y de todas maneras se interconectan las instalaciones mediante la subestación propuesta, de todas formas existe un beneficio, esta vez ascendente a 176 millones de USD.

Por lo anterior, y considerando los montos de inversión indicados en la Sección 6.

5.3.1 Restricción Transformador 220/110 kV S/E Capricornio:

Las soluciones de transmisión para el transformador 220/110 kV de S/E Capricornio son analizadas integralmente en la sección 5.3.3 que analiza el abastecimiento de la ciudad de Antofagasta y los complejos industriales que la rodean.


Obras Propuestas

En lo que se refiere a los requerimientos de potencia reactiva, éstos son los indicados en la Sección 4.4.3 en caso que no se realicen los proyectos que solucionan los problemas de transmisión del corredor 220 kV Mejillones – O’Higgins – Domeyko. Esto es:

Año 2015: 100 MVAr (60 MVAr en S/E Domeyko y 40 MVAr en S/E O’Higgins) Año 2016: 160 MVAr (80 MVAr en S/E Domeyko y 80 MVAr en S/E O’Higgins) Año 2017: 220 MVAr (120 MVAr en S/E Domeyko y 100 MVAr en S/E O’Higgins) Año 2018: 320 MVAr (160 MVAr en S/E Domeyko y 160 MVAr en S/E O’Higgins)

Si bien se identifican problemas de baja tensión en la zona Escondida / Domeyko en la actual operación del SING y en el año 2014, los proyectos propuestos se consideran sólo a contar del año 2015 debido a los plazos involucrados en la construcción de las soluciones técnicas, las cuales no podrían estar presentes antes de esa fecha.

Finalmente, se debe destacar que de acuerdo con los análisis de flujos de potencia realizados en Power Factory, los proyectos de transmisión que solucionan los problemas de suficiencia del tramo Chacaya - Mejillones – O’Higgins – Domeyko, son:

Enlace Chacaya – Atacama año 2017. Seccionamiento línea 2x220 kV Atacama – Domeyko en S/E O’Higgins (2015-2016). Nueva línea 1x220 kV Chacaya – O’Higgins, capacidad 365 MVA a 35°C (2018).




Si se llevan a cabo los proyectos anteriores, los requerimientos de potencia reactiva de la zona Escondida / Domeyko se reducen sólo a la necesidad de compensación en S/E Domeyko por 80 MVAr.

Nueva compensación reactiva de 80 MVAr capacitiva en S/E Domeyko (2015-2016).

5.3.3 Abastecimiento Ciudad de Antofagasta.

A partir de los análisis efectuados que permitieron dar lugar al diagnóstico presentado en la Sección 4.4.4, se detecta la necesidad de aumentar el nivel de enmallamiento del sistema de transmisión que permite el abastecimiento de la ciudad de Antofagasta. Esto permite, por una parte, ofrecer una alternativa de suministro seguro y confiable a los consumos, y por otra parte permite utilizar de manera eficiente las instalaciones existentes del sistema de transmisión, evitando duplicar inversiones.

Para llevar a cabo el enmallamiento indicado, se propone la construcción de una línea 1x110 kV entre las subestaciones Esmeralda y Antofagasta, formando un anillo en 110 kV, y dar un apoyo al anillo de 110 kV Capricornio – Antofagasta - Alto Norte, a través de un nuevo transformador 220/110 kV en su extremo sur, aprovechando el cruce natural que se produce entre las líneas en 220 kV entre O’Higgins y Coloso y la línea 110 kV Antofagasta – Alto Norte, en la zona donde se ubica la S/E La Negra.

Finalmente, se propone un enmallamiento entre las subestaciones Esmeralda y Coloso a través de una línea en 220 kV, la cual no resulta necesaria en el corto plazo.

Las obras mencionadas anteriormente se presentan en la siguiente figura:

Figura 12: Sistema de Transmisión Propuesto para zona de Antofagasta.

Las obras mencionadas anteriormente permiten dar seguridad de suministro a todas las subestaciones ubicadas en la Zona: Antofagasta, Mejillones, Pampa, Desalant, Michilla, La Negra, El Negro, Alto Norte y Coloso, ante las siguientes contingencias:

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos

Nueva ZaldívarMejillones

Esmeralda

Andes

Oeste

Escondida

Zaldívar

Domeyko

SulfurosO’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Crucero

Encuentro

Crucero

Capricornio

El Negro

Alto Norte

La Negra110

Centro‐Sur‐La Portada

Antofagasta

Pampa

Desalant

Lince

Proyecto Desaladora Coloso

Proyectos de consumo

Línea 220 kV

Línea 110 kV

La Negra 220

Obras abastecimiento ciudades

Esmeralda‐Coloso 220 Esm‐Ant 110




Contingencia simple en alguno de los transformadores 220/110 kV Mejillones, Esmeralda, Capricornio y Nuevo Transformador 220/110 kV en S/E La Negra.

Fallas en líneas 220 kV Atacama – Esmeralda, Chacaya – Mejillones y Mejillones – O’Higgins. Fallas en líneas 110 kV Capricornio - Alto Norte, Antofagasta - Alto Norte, Mejillones – Antofagasta.

Con lo anterior, es posible cumplir con el criterio de seguridad N-1, tanto en líneas como en transformadores.

Cabe destacar que en el corto plazo, sin la solución propuesta, es necesario invertir en un nuevo transformador en S/E Capricornio, decisión que se posterga al agregar el nuevo transformador propuesto en S/E La Negra, el cual permite, asimismo, entregar una solución de más largo plazo que el transformador en subestación Capricornio.

En la siguiente tabla se presenta un resumen de las obras necesarias para mejorar la seguridad de suministro de los consumos de la zona sur.

Tabla 33: Obras propuestas para abastecimiento ciudad de Antofagasta y alrededores. N° Obras Propuestas Fecha

1 Transformador 220/110 kV S/E La Negra y Seccionamiento Línea 220 kV O'Higgins - Coloso 2014-2016

2 Nueva Línea 1x110 kV Antofagasta - Esmeralda 2014-2016

3 Cambios de TTCC en Líneas de 110 kV Capricornio - Antofagasta, Antofagasta-Alto Norte 2016

4 Nueva Línea 1x220 kV Esmeralda - Coloso o desde Esmeralda - Nueva S/E 2018-2019

Es necesario mencionar, que si no se realizan las obras de expansión propuestas en el Informe de Expansión Troncal, es necesario adelantar la nueva Línea 220 kV Esmeralda – Coloso, y se requiere, adicionalmente, un nuevo Banco de autotransformadores 220/110 en S/E Capricornio, el cual no basta por sí solo para dar completa solución al suministro seguro y suficiente en el largo plazo.




6. VALORIZACIÓN DE INSTALACIONES DE TRANSMISISÓN

Un elemento importante dentro de la evaluación económica de las obras propuestas para levantar las restricciones observadas en el sistema de transmisión del SING, corresponde a la valorización de dichas obras. Para efectos del presente ejercicio de planificación, y como una forma de representar de la mejor forma posible los costos en los que deberán incluir los agentes privados que incurran en inversiones destinadas a mejorar el sistema de transmisión, se considera para cada una de las obras propuestas, un set de información básica que permite reproducir los cálculos en base a los supuestos considerados y los precios unitarios utilizados.

El set de información básica que se señala en el párrafo anterior comprende:

Ficha del proyecto. Cuadro con las principales características de la instalación presentada, indicando nivel de tensión, ubicación geográfica, longitud, tipo (1x220 kV, 2x220 kV u otro), vano medio, tipo de estructuras consideradas, cantidad de paños (caso de subestaciones), configuración, etcétera.

Ficha de Valorización. Cuadro con las principales componentes de costo que permiten rehacer los cálculos en función de los supuestos considerados y las características de las instalaciones, indicadas en la Ficha del Proyecto.

Diseño de Ingeniería y Planos. Para líneas, diagrama de las estructuras utilizadas y ubicación referencial; para las subestaciones diagramas unilineales y planos de planta.

Los valores de equipos y componentes utilizados para llevar a cabo la valorización de instalaciones, corresponden, por una parte a valores utilizados por el consultor del Estudio de Transmisión Troncal del año 2010, y por otra a precios de lista consultados directamente con proveedores.

A continuación se presentan las fichas de los proyectos de expansión del sistema de transmisión Troncal propuestos.




6.1 LÍNEA ENCUENTRO – LAGUNAS – TENDIDO CIRCUITO 2

Esta obra consiste en el tendido del segundo circuito de la línea Encuentro – Lagunas licitada y adjudicada durante el año 2013, los supuestos que justifican la propuesta se encuentran en la sección 5.1.1.

6.1.1 Ficha del Proyecto

N° Subconductores por fase: 1 N° Circuitos: 2

PROYECTO: LÍNEA 220kV ENCUENTRO ‐ LAGUNAS, CIRCUITO 2

Nivel de Tensión: 220kV Longitud: 175 km

Conductor: ACAR 900 MCM

Cable de guardia: OPGW

CARACTERISTICAS ELECTRICAS Circuito N°1 Circuito N°2Circuitos N°1 y 2

en Paralelo

Capacidad (MVA) 290 290 580

BASES DE CALCULOVano Medio: 400 mtrs.

Tensión Máxima: 20% de la tensión de rotura

AISLADORES

Estructura de Suspensión:

Cadenas de 14 aisladores de disco B&S, 70kN

Estructuras de Anclaje:


ESTRUCTURAS NORMALES

Suspensión Normal Anclaje Normal

Valor estimado de inversión del proyecto de expansión por tramo

Fundación Hormigon Armado Hormigon Armado

Torre Estructura Metálica Estructura Metálica

Cruceta Estructura Metálica Estructura Metálica

Objetivo general del proyecto:

El Proyecto consiste en el montaje y operación del segundo circuito en 220 kV de la linea Encuentro‐Lagunas.

Éste sistema de transmisión unira la subestación (S/E) Encuentro con la (S/E) Lagunas. reforzando o ampliando

la capacidad actual del SING.

277.70

N°Tramo V.I.

MUSD$

A.V.I.

MUSD$

COMA

MUSD$De Barra A Barra

P.005 Encuentro Lagunas 13,224 1,553.29




6.1.2 Resumen Valorización

Infraestructura Energética

Proyecto No.: 005Tendido Conductor Circuito 2 REV.: A

LT 220kV Encuentro - Lagunas COSTO ESTIMADO DE CAPITAL FECHA: 28/08/2013

ItemDescripción Tag/Size Unidad Cantidad HH Valor Costo Materiales Costo

Equipos Primarios

Costo Descuento % Costo Total

1,0 COSTOS DIRECTOSLongitud de la Linea km 175Numero de Circuitos c/u 1Numero de Conductores por Fase c/u 1Estructuras de Anclaje c/u 49Estructuras de Remate c/u 10Estructuras de Suspensión c/u 428

1,1 A. SUMINISTROS 4,470,276Cable ACAR 900 MCM km 630 5,381 3,389,903 1 3,389,903Conjunto de suspensión en I para conductor ACAR Cjto. 1,314 218 286,355 1 286,355Conjunto de anclaje tipo a compresión para conductor ACAR Cjto. 354 174 61,561 1 61,561Conjunto preformado para conductor ACAR Cjto. 1,314 28 36,156 1 36,156Amortiguador Stockbridge para conductor ACAR c/u 5,844 19 109,346 1 109,346Manguito de empalme para conductor ACAR c/u 210 17 3,467 1 3,467Aislador de disco B&S 10" x 5 3/4", porcelana, carga de rotura electromecánica 70 kN, tipo neblina 15 c/u 19,710 22 433,871 1 433,871Aislador de disco B&S 10" x 5 3/4", porcelana, carga de rotura electromecánica 120 kN, tipo neblina 16 c/u 5,664 26 149,616 1 149,616

1,2 B. CONSTRUCCION Y MONTAJE 2,379,582a) Montaje de aislación 468,092Cadenas de suspensión y roldanas c/u 1,314 3,767 412,524 1 412,524Cadenas de Anclaje c/u 354 3,767 55,568 1 55,568b) Tendido de cable 1,911,490Colocación de la coordina km 175 10,100 504,983 1 504,983Tendido km 175 10,100 504,983 1 504,983Tensado y flechado km 175 10,304 515,197 1 515,197Colocación de preformados y enmorsetado c/u 1,314 815 356,969 1 356,969Colocacion de amortiguadores Stockbridge c/u 5,844 502 29,357 1 29,357

TOTAL COSTOS DIRECTOS 6,849,858

2,0 COSTOS INDIRECTOS

2,1 Ingenieria y Compras gb 1.0% 6,849,858 68,499 1 68,4992,2 Dirección de Obra Mth 12 2,520 40 100,800 1 100,8002,3 Ensayos y Puesta en Servicio km 175 579 101,290 1 101,2902,4 Transporte al Sitio gb 3.0% 4,470,276 134,108 1 134,1082,5 Campamento (oficinas, baños, vestidores etc.) m² 200 120 24,000 1 24,0002,6 Operación del Campamento Mth 12 1,500 18,000 1 18,0002,7 Abastecimiento (servicio de comidas, agua, etc.) Mth 12 3,000 36,000 1 36,0002,8 Ambiental (mitigación y Compensación) gb 2% 6,849,858 102,748 1 102,748

SUBTOTAL COSTOS DIRECTOS 585,445

Contingencia 5.0% gb 371,765Utilidades 20.0% gb 1,487,061

TOTAL COSTOS INDIRECTOS 2,444,270COSTO ESTIMADO DE CAPITAL

Mano de Obra Suministros

9,294,129




6.2 LÍNEA TARAPACÁ - LAGUNAS


Conductor: AAAC Greeley 927,2 MCM

PROYECTO: LÍNEA 2x220kV S/E TARAPACÁ ‐ S/E LAGUNAS

Nivel de Tensión:

Fundación

220kV Longitud: 56 km


AISLADORES


CARACTERISTICAS ELECTRICAS

Torre






Hormigon Armado Hormigon Armado

Estructura Metálica Estructura Metálica

N°

Cruceta


El Proyecto consiste en la construcción y operación de un sistema de transmisión eléctrica cuya configuración

de diseño será de 2x220 kV habilitando y energizando un sólo circuito. Éste sistema de transmisión unira la

subestación (S/E) Tarapacá con la (S/E) Lagunas. reforzando o ampliando la capacidad actual del SING.



Circuito N°1 Circuito N°2Circuitos N°1 y 2

en Paralelo

Capacidad (MVA) 290 290 580




383.88

Tramo V.I.

MUSD$

A.V.I.

MUSD$

COMA


P.007 Tarapacá Lagunas 19,194 2,254.52






Proyecto No.: 007Línea de transmisión 220 kV REV.: A

LT 220kV Tarapaca - Lagunas COSTO ESTIMADO DE CAPITAL FECHA: 28/08/2013


Equipos Primarios


1,0 COSTOS DIRECTOSLongitud de la Linea km 56Numero de Circuitos c/u 1Numero de Conductores por Fase c/u 1Estructuras de Anclaje liviano c/u 22Estructuras de Anclaje Pesado c/u 10Estructuras de Suspensión liviana c/u 140Estructuras de Suspensión Pesada c/u 7

1,1 A. SUMINISTROS 3,463,355Conductor AAAC 927,2 MCM Greeley km 176 5,488 967,996 1 967,996Conjunto de suspensión en I para conductor AAAC Cjto. 520 210 109,378 1 109,378Conjunto de anclaje tipo a compresión para conductor AAAC Cjto. 211 174 36,728 1 36,728Conjunto preformado para conductor AAAC Cjto. 520 28 14,317 1 14,317Amortiguador Stockbridge para conductor AAAC c/u 84 100 8,400 1 8,400Manguito de empalme para conductor AAAC c/u 59 15 882 1 882Aislador de disco B&S 10" x 5 3/4", porcelana, carga de rotura electromecánica 70 kN, tipo neblina 14 c/u 8,013 22 176,380 1 176,380Aislador de disco B&S 10" x 5 3/4", porcelana, carga de rotura electromecánica 120 kN, tipo neblina 15 c/u 3,485 26 92,052 1 92,052Clable de Guardia OPGW km 67 2,568 172,547 1 172,547Conjunto de suspensión para cable OPGW c/u 147 65 9,546 1 9,546Conjunto de anclaje tipo a compresión para cable OPGW c/u 32 97 3,099 1 3,099Amortiguador Stockbridge para cable OPGW c/u 533 18 9,392 1 9,392Caja de empalme para cable OPGW c/u 11 455 5,095 1 5,095Prensa paralela para puentes para cable OPGW c/u 64 30 1,902 1 1,902Estructuras de Anclaje liviano kg 177,529 2 322,402 1 322,402Estructuras de Anclaje Pesado kg 201,668 2 366,239 1 366,239Estructuras de Suspensión liviana kg 546,977 2 993,339 1 993,339Estructuras de Suspensión Pesada kg 43,913 2 79,749 1 79,749Esfera de aluminio ϕ260 mm para balizamiento diurno c/u 20 119 2,384 1 2,384Pintura para balizamiento Lt 100 13 1,339 1 1,339Placa de peligro de muerte c/u 14 11 151 1 151Placas de numeración c/u 179 11 1,935 1 1,935Puesta a Tierra Pletina de acero galvanizado 38x5 A37-24 kg 19,439 5 88,104 1 88,104

1,2 B. CONSTRUCCION Y MONTAJE 6,416,649a) Obras civiles 1,638,973Replanteo km 56 566 42,263 1 42,263Construcción de caminos de acceso km 56 1,970 110,294 1 110,294Excavaciones m3 5,348 1,430 878,967 1 878,967Relleno compactado m3 3,592 192 46,072 1 46,072Hormigonado de bases torres autosoportadas m3 2,298 2,461 404,089 2 157,288 1 561,377b) Montaje 2,166,684Estructuras metálicas autosoportadas t 970 2,400 444,304 1 444,304Cadenas de suspensión y roldanas c/u 520 3,767 1,225,092 1 1,225,092Cadenas de Anclaje c/u 211 3,767 497,289 1 497,289c) Tendido de conductor 2,238,089Colocación de la coordina conductor km 56 10,100 161,595 1 161,595Tendido conductor km 56 10,100 161,595 1 161,595Tensado y flechado conductor km 56 10,304 164,863 1 164,863Colocación de preformados y enmorsetado conductor c/u 520 815 141,348 1 141,348Colocacion de amortiguadores Stockbridge c/u 700 502 175,819 1 175,819Colocación de la cordina cable de guardia OPGW km 56 10,100 161,595 1 161,595Tendido cable de guardia OPGW km 56 10,100 230,850 1 230,850Tensado y flechado cable de guardia OPGW km 56 10,100 179,550 1 179,550Enmorsetado cable de guardia OPGW Torre 179 10,100 860,876 1 860,876d) Puesta a tierra 372,902Zanjeo m 12,960 1,545 166,841 1 166,841Colocacion de pletinas m 12,960 1,545 166,841 1 166,841Medición de resistencia Torre 179 438 39,220 1 39,220

TOTAL COSTOS DIRECTOS 9,880,004


2,1 Ingenieria y Compras gb 2.0% 9,880,004 197,600 1 197,6002,2 Dirección de Obra Mth 12 2,520 40 100,800 1 100,8002,3 Inspeccion y prevencion de riesgos Mth 12 7,560 30 226,800 1 226,8002,4 Ensayos y Puesta en Servicio km 56 579 32,413 1 32,4132,5 Transporte al Sitio gb 3.0% 3,463,355 103,901 1 103,9012,6 Campamento (oficinas, baños, vestidores etc.) m2 200 120 24,000 1 24,0002,7 Operación del Campamento Mth 12 3,000 36,000 1 36,0002,8 Abastecimiento (servicio de comidas, agua, etc.) Mth 12 5,000 60,000 1 60,0002,9 Compra del Terreno Ha 224 5,000 1,120,000 1 1,120,000

2,10 Ambiental (mitigación y Compensación) gb 2% 9,880,004 148,200 1 148,200

SUBTOTAL COSTOS DIRECTOS 2,049,714

Contingencia 5.0% gb 596,486Utilidades 20.0% gb 2,385,944



14,912,147




6.3 SUBESTACIÓN SECCIONADORA NUEVA ATACAMA


El proyecto consiste en construir y operar una Subestación Eléctrica (S/E) de 220 kV que seccione las líneas de

doble circuito Chacaya‐El Cobre de propiedad de E‐CL y Atacama‐Encuentro de propiedad de Transelec Norte

permitiendo la unión física entre la (S/E) Atacama y la (S/E) Chacaya, reforzando o ampliando la capacidad del

sistema de Transmisión Troncal del SING.


Marco de Barra

Fundación Hormigón Armado

Pilar Estructura Metálica

PROYECTO: S/E SECCIONADORA 220kV NUEVA ATACAMA

Función a desempeñar :

Composición: Tipo intemperie

Frecuencia: 50 HzNivel de Tensión: 220 kV

En corriente alternaOperación:De enlace para interconectar líneas

P.000

Viga Estructura Metálica

Valor estimado de inversión del proyecto de expansión

N°

Extensión ‐ Estructura Metálica

S/E SECCIONADORA 220kV NUEVA ATACAMA

VI

MUSD$

24,044

A.V.I.

MUSD$

2.82

COMA

MUSD$

‐


Estructura Metálica

33

96

24

SF6

Aire

aceite

aceite

‐

40

Cantidad

Marco de Línea

Hormigón Armado

Estructura Metálica

Configuración:

EQUIPOS

Tipo

Monopolar

Interruptor y Medio

Comunicación: Con onda portadora, fibra óptica N° de Paños: 9

Medio aislante

48

Apertura central

Capacitivo

Inductivo

Oxido metálico

Interruptor de Potencia

Transformador de Corriente

Pararrayo

Desconectadores

Transformador de Potencial






Proyecto No.: 000

Subestación: Nueva Atacama REV.: A

Configuración: Interruptor y Medio COSTO ESTIMADO DE CAPITAL FECHA: 28/08/2013

Ítem Descripción Código/Tamaño Unidad Cantidad HH Valor CostoMateriales menores

CostoMateriales Primarios


1,0 COSTOS DIRECTOSPaño de Línea c/u 8Paño de Transformador c/u 1Paño de Acoplamiento de Barras c/u 0Paño Seccionador de Barras c/u 0Paño Interruptor y Medio c/u 7Barras c/u 2

1,1 A. SUMINISTROS 11,935,026a) Equipos y Materiales de Patio 9,282,559b) Servicios Auxiliares 296,018c) Control y Protecciones 2,356,449

1,2 B. CONSTRUCCION Y MONTAJE 3,806,155a) Construcción Obras Civiles 2,779,801b) Montaje de Equipos y Materiales 1,026,354TOTAL COSTOS DIRECTOS 15,741,181


SUBTOTAL COSTOS INDIRECTOS 3,494,238



24,044,273




6.4 NUEVA LÍNEA NUEVA ATACAMA – NUEVA ENCUENTRO


3,000

CARACTERISTICAS ELECTRICAS Circuito N°1


Circuito N°2

PROYECTO: LÍNEA 2x220kV S/E NUEVA ATACAMA ‐ S/E NUEVA ENCUENTRO


Circuitos N°1 y 2

en Paralelo




Capacidad (MVA) 1,500 1,500

Conductor: ACAR 700 MCM





AISLADORES





220kVNivel de Tensión:

4N° Subconductores por fase: 2N° Circuitos:

Longitud: 120 km

1,256.62

El Proyecto consiste en la construcción y operación de un sistema de transmisión eléctrica cuya configuración

de diseño será de 2x500 kV habilitando y energizando un sólo circuito en 220 kV. Éste sistema de transmisión

unira la futura subestación (S/E) Nueva Atacama, ubicada en la comuna de Mejillones, Región de

Antofagasta, con la futura (S/E) Nueva Encuentro, ubicada en la comuna de Maria Elena, Región de

Antofagasta. reforzando o ampliando la capacidad actual del SING.

Tramo

A BarraN°

Nueva Atacama Nueva EncuentroP.001

V.I.

MUSD$

A.V.I.

MUSD$

59,839 7,028.67

De Barra


COMA

MUSD$






Proyecto No.: 001Línea de transmisión 220 kV REV.: A

LT 220kV Nueva Atacama - Nueva Encuentro COSTO ESTIMADO DE CAPITAL FECHA: 28/08/2013Transformarble a 2X500kV


Equipos Primarios


1,0 COSTOS DIRECTOSLongitud de la Linea km 120Numero de Circuitos c/u 1Numero de Conductores por Fase c/u 4Estructuras de Anclaje liviano c/u 30Estructuras de Anclaje Pesado c/u 10Estructuras de Suspensión liviana c/u 230Estructuras de Suspensión Pesada c/u 10

1,1 A. SUMINISTROS 17,624,8351,2 B. CONSTRUCCION Y MONTAJE 13,082,898

a) Obras civiles 3,137,030b) Montaje 4,525,171c) Tendido de conductor 4,638,406d) Puesta a tierra 782,291TOTAL COSTOS DIRECTOS 30,707,733


SUBTOTAL COSTOS DIRECTOS 13,180,372



54,860,130


Proyecto No.: 001

Subestación: Nueva Atacama REV.: A

Ampliación Paño (LT 220 kV N.Atacama-N.Encuentro) COSTO ESTIMADO DE CAPITAL FECHA: 29/08/2013





1,1 A. SUMINISTROS 1,100,456a) Equipos y Materiales de Patio 958,475b) Servicios Auxiliares 13,372c) Control y Protecciones 128,608

1,2 B. CONSTRUCCION Y MONTAJE 426,458a) Construcción Obras Civiles 307,097b) Montaje de Equipos y Materiales 119,361TOTAL COSTOS DIRECTOS 1,526,914


SUBTOTAL COSTOS INDIRECTOS 464,776

TOTAL COSTOS INDIRECTOS 962,698COSTO ESTIMADO DE CAPITAL


2,489,612


Proyecto No.: 001

Subestación: Nueva Encuentro REV.: A

Ampliación Paño (LT 220 kV N.Atacama-N.Encuentro) COSTO ESTIMADO DE CAPITAL FECHA: 29/08/2013





1,1 A. SUMINISTROS 1,100,456a) Equipos y Materiales de Patio 958,475b) Servicios Auxiliares 13,372c) Control y Protecciones 128,608

1,2 B. CONSTRUCCION Y MONTAJE 426,458a) Construcción Obras Civiles 307,097b) Montaje de Equipos y Materiales 119,361TOTAL COSTOS DIRECTOS 1,526,914





2,489,612




6.5 AMPLIACIÓN TRAMO NUEVA ENCUENTRO - ENCUENTRO


PROYECTO: AMPLIACIÓN TRAMO 220kV S/E NUEVA ENCUENTRO ‐ S/E ENCUENTRO

Circuitos N°1 y 2

en Paralelo




Capacidad (MVA) 1,000 1,000 2,000


Conductor:


N°



AISLADORES

Estructura de Suspensión: ‐ Estructuras de Anclaje: ‐




Tramo

ACCR

Cable de guardia: ‐

El Proyecto consiste en el cambio de conductor de un sistema de transmisión eléctrico cuya configuración de

diseño es 2x220 kV. Éste sistema de transmisión unira la futura subestación (S/E) Nueva Encuentro con la (S/E)

Encuentro, ubicada en la comuna de Maria Elena, Región de Antofagasta. reforzando o ampliando la

capacidad actual del SING.

Circuito N°2

Nivel de Tensión: 220kV Longitud: 28 km


V.I.

MUSD$

A.V.I.

MUSD$

COMA


‐P.002 Nueva Atacama Nueva Encuentro 9,367 1,100.24






Proyecto No.: 002Cambio de Conductor Circuito 1 y Circuito 2 REV.: A

Tramo LT 220 kV N. Encuentro - Encuentro COSTO ESTIMADO DE CAPITAL FECHA: 28/08/2013


Equipos Primarios



1,1 A. SUMINISTROS 5,979,8781,2 B. CONSTRUCCION Y MONTAJE 416,421

a) Retiro y Tendido de cable 416,421TOTAL COSTOS DIRECTOS 6,396,299





8,687,165


Proyecto No.: 002

Subestación: Encuentro REV.: A

Cambio Transformadores de Corriente COSTO ESTIMADO DE CAPITAL FECHA: 28/08/2013





1,1 A. SUMINISTROS 140,800a) Equipos y Materiales de Patio 140,800

1,2 B. CONSTRUCCION Y MONTAJE 80,425a) Construcción Obras Civiles 42,612b) Montaje de Equipos y Materiales 37,813TOTAL COSTOS DIRECTOS 221,225





679,830




6.6 AMPLIACIÓN TRAMO NUEVA ENCUENTRO - ENCUENTRO


PROYECTO: AMPLIACIÓN TRAMO 220kV S/E ATACAMA ‐ S/E NUEVA ATACAMA

2

Fundación

Torre

Hormigon Armado Hormigon Armado


Nivel de Tensión: 220kV Longitud: 3.2 km

N° Subconductores por fase: N° Circuitos: 2

Conductor:

N°

Cruceta


El Proyecto consiste en el cambio de conductor de un sistema de transmisión eléctrico cuya configuración de

diseño es 2x220 kV. Éste sistema de transmisión unira la futura subestación (S/E) Nueva Atacama con la (S/E)

Atacama. reforzando o ampliando la capacidad actual del SING.



ACCR

Cable de guardia: ‐


Circuito N°2Circuitos N°1 y 2

en Paralelo

Capacidad (MVA) 1,000 1,000 2,000




AISLADORES

Estructura de Suspensión: ‐ Estructuras de Anclaje: ‐


‐

Tramo V.I.

MUSD$

A.V.I.

MUSD$

COMA


P.008 Atacama Nueva Atacama 1,889 221.88






Proyecto No.: 008Cambio de Conductor Circuito 1 y Circuito 2 REV.: A

Tramo LT 220 kV Atacama - Nueva Atacama COSTO ESTIMADO DE CAPITAL FECHA: 28/08/2013


Equipos Primarios



1,1 A. SUMINISTROS 728,5141,2 B. MONTAJE 47,952

a) Retiro y Tendido de cable 47,952TOTAL COSTOS DIRECTOS 776,466





1,209,025


Proyecto No.: 008

Subestación: Atacama REV.: A

Cambio Transformadores de Corriente COSTO ESTIMADO DE CAPITAL FECHA: 28/08/2013





1,1 A. SUMINISTROS 140,800a) Equipos y Materiales de Patio 140,800

1,2 B. CONSTRUCCION Y MONTAJE 80,425a) Construcción Obras Civiles 42,612b) Montaje de Equipos y Materiales 37,813TOTAL COSTOS DIRECTOS 221,225





679,830




6.7 SECCIONAMIENTO LÍNEA ATACAMA – DOMEYKO EN SE O’HIGGINS


Función a desempeñar : De enlace para interconectar líneas Operación: En corriente alterna

PROYECTO: SECCIONAMIENTO LÍNEA ATACAMA ‐ DOMEYKO EN S/E O'HIGGINS

Nivel de Tensión: 220 kV Frecuencia: 50 Hz

Composición: Tipo intemperie Configuración: ‐

Comunicación: ‐ N° de Paños: 5

EQUIPOS

Tipo Medio aislante Cantidad

Interruptor de Potencia Monopolar SF6 21

Desconectadores Apertura central Aire 24

Transformador de Potencial Capacitivo aceite 18

Transformador de Corriente Inductivo aceite 21

Pararrayo Oxido metálico ‐ 18


Marco de Barra Marco de Línea

Fundación Hormigón Armado Hormigón Armado

Valor estimado de inversión del proyecto de expansión

Pilar Estructura Metálica Estructura Metálica

Viga Estructura Metálica Estructura Metálica

Extensión ‐ Estructura Metálica


El proyecto consiste en construir y operar una Subestación Eléctrica (S/E) de 220 kV que seccione la línea de doble

circuito Atacama‐Domeyko de propiedad de Minera Escondida permitiendo la unión física entre la (S/E)

Atacama y la (S/E) O'higgins. reforzando o ampliando la capacidad actual del corredor sur del SING.

N°VI

MUSD$

A.V.I.

MUSD$

COMA

MUSD$

P.004 Seccionamiento Línea Atacama ‐ Domeyko 12,229 1,436.41 ‐






Proyecto No.: 004

Subestación: O'higgins REV.: A

Ampliación COSTO ESTIMADO DE CAPITAL FECHA: 28/08/2013





1,1 A. SUMINISTROS 5,468,263a) Equipos y Materiales de Patio 4,512,678b) Servicios Auxiliares 275,018c) Control y Protecciones 680,568

1,2 B. CONSTRUCCION Y MONTAJE 2,790,427a) Construcción Obras Civiles 2,166,576b) Montaje de Equipos y Materiales 623,851TOTAL COSTOS DIRECTOS 8,258,690


SUBTOTAL COSTOS INDIRECTOS 1,524,613



12,229,129




7. ANEXOS

7.1 ANEXO 1. COSTO DE DESARROLLO DE LARGO PLAZO

Para efectos del análisis de expansión del sistema de transmisión, se supone que la unidad de desarrollo de largo plazo corresponde a una unidad vapor-carbón con las siguientes características:

Inversión Potencia 200 MW

Factor de Planta 0,836 - Vida Útil 24 años

Inversión Unitaria 2350 US$/kW Costo 470 Millones de US$ Muelle 15,0 Millones de US$

Total Inversión 485 Millones de US$

Los costos anuales de operación considerados son por su parte: Costos Anuales de Operación (Fijos y Variables)

Man y Ope Anual 9,40 MUS$/Año Peaje Anual 2,0 MUS$/Año Combustible 98,05 US$/ Ton

Combustible Declarado 98,05 US$/ Ton Consumo Específico 0,397 Ton/MWh

C.VarCom 38,92 US$/MWh CVNC 3,0 US$/MWh Cvar 41,92 US$/MWh

Energía Anual 1464,0 GWh

Costo de Operación (Variable) 61,38 Millones US$/Año

El valor presente de las anualidades de costo, considerando una tasa del 10% real anual y un periodo de vida útil de 24 años, corresponde a 654 millones de USD, según lo siguiente:

Costos de Operación Total (Período de Vida Util) Man y Ope Total 84 Millones de US$ Costos Variables 551 Millones de US$

Peaje Total 18 Millones de US$ Total Costos Operativos 654 Millones de US$

Es decir, el total de costos de la unidad genérica es de 1138,88 millones de USD en valor presente.

Por su parte los ingresos de esta unidad corresponden a los siguientes:

Ingresos por Energía Precio 77,98 US$/MWh

Energía 1464 GWh Ingresos Energía Anual 114 Millones de US$

Ingresos Energía Total 1026 Millones de US$

Ingresos por Potencia

Precio 8,75 US$/kW/mes Potencia 200 MW FacPot 0,60

Potencia Firme 120 MW Ingresos Potencia Anual 13 Millones de US$

Ingresos Potencia Total 113




7.2 ANEXO 2. DEMANDA INFORMADA POR CLIENTES DEL SING

Demanda de Energía

Energía [GWh] Año

Nombre fantasía Tipo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

ALTONORTE Proyección de

Consumo 353 337 353 337 353 353 337 353 337 353 353 337 353 337 353

ATACAMA AGUA Proyección de

Consumo 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91

COSAYACH Proyección de

Consumo 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 42 43 44 45 47

ELECDA Nuevo Proyecto 0 11 12 13 14 15 16 18 19 21 22 24 26 28 30 Proyección de

Consumo 932 971 1.013 1.056 1.101 1.147 1.196 1.247 1.300 1.355 1.413 1.473 1.535 1.601 1.669

ELIQSA Proyección de

Consumo 514 530 546 562 580 597 615 634 654 674 694 715 737 760 783

EMELARI Proyección de

Consumo 307 313 320 327 333 340 347 355 362 370 377 385 393 402 410

ENAEX Proyección de

Consumo 61 61 61 61 61 61 61 61 61 61 61 61 61 61 61

INACESA Nuevo Proyecto 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 Proyección de

Consumo 57 57 63 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64

MINERA ANTUCOYA Proyección de

Consumo 36 320 415 415 415 415 415 415 415 415 415 415 415 415 415

MINERA CERRO COLORADO Proyección de

Consumo 273 269 313 339 329 315 319 312 305 262 220 220 220 220 220

MINERA CERRO DOMINADOR

Proyección de Consumo

78 78 78 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42

MINERA CHUQUICAMATA Proyección de

Consumo 2.260 2.138 2.145 2.136 2.385 2.390 2.404 2.381 2.379 2.443 2.483 2.279 2.242 2.242 2.242

MINERA COLLAHUASI Nuevo Proyecto 0 0 0 0 26 1.244 2.815 2.875 2.875 2.875 2.875 2.875 2.875 2.875 2.875 Proyección de

Consumo 1.458 1.487 1.549 1.494 1.473 1.469 1.469 1.469 1.469 1.469 1.469 1.469 1.469 1.469 1.469

MINERA EL ABRA Nuevo Proyecto 0 0 0 0 0 0 0 3.495 3.495 3.495 3.495 3.495 3.495 3.495 3.495 Proyección de

Consumo 767 767 741 713 713 713 713 713 713 713 713 713 713 713 713

MINERA EL TESORO Nuevo Proyecto 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Proyección de

Consumo 295 256 236 196 172 175 175 162 157 157 110 0 0 0 0

MINERA ESCONDIDA Nuevo Proyecto 0 742 1.237 1.935 1.739 1.899 2.101 2.207 2.192 2.189 2.190 2.133 2.096 2.154 2.224 Proyección de

Consumo 3.573 3.443 3.133 3.147 3.113 3.062 2.950 2.844 2.821 2.793 2.812 2.783 2.768 2.830 2.867




Energía [GWh] Año


MINERA ESPERANZA Nuevo Proyecto 0 20 115 120 585 1.680 1.680 1.680 2.527 2.766 2.760 2.760 2.760 2.760 2.760 Proyección de

Consumo 1.195 1.195 1.195 1.195 1.195 1.195 1.195 1.195 1.195 1.195 1.195 1.195 1.195 1.195 1.195

MINERA GABY Nuevo Proyecto 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 Proyección de

Consumo 545 544 522 513 508 493 465 455 433 195 44 30 6 4 4

MINERA GRACE Proyección de

Consumo 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66

MINERA HALDEMAN Proyección de

Consumo 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55

MINERA MANTOS BLANCOS Proyección de

Consumo 219 196 188 188 165 116 114 114 0 0 0 0 0 0 0

MINERA MERIDIAN Nuevo Proyecto 11 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Proyección de

Consumo 135 147 118 121 119 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118

MINERA MICHILLA Proyección de

Consumo 172 180 138 122 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA MINISTRO HALES Nuevo Proyecto 588 588 551 551 551 551 551 551 551 551 553 551 551 551 553

MINERA QUEBRADA BLANCA

Nuevo Proyecto 0 0 0 108 2.051 2.363 2.363 2.363 2.363 2.363 2.363 2.363 2.363 2.363 2.363 Proyección de

Consumo 196 259 259 182 105 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA RADOMIRO TOMIC Nuevo Proyecto 0 0 479 1.238 1.214 1.023 1.005 1.015 987 990 1.067 1.010 1.005 1.005 1.005 Proyección de

Consumo 714 707 726 1.238 1.214 1.023 1.003 1.015 987 990 1.064 1.010 1.005 1.005 1.005

MINERA SIERRA GORDA Proyección de

Consumo 378 1.212 1.347 2.044 2.050 2.050 2.056 2.050 2.090 2.090 2.096 2.090 2.090 2.090 2.096

MINERA SPENCE Nuevo Proyecto 0 0 512 1.043 1.066 1.066 1.066 1.066 1.066 1.066 1.066 1.066 1.066 1.066 1.066 Proyección de

Consumo 658 707 707 707 707 707 707 707 707 707 707 707 707 707 707

MINERA ZALDIVAR Nuevo Proyecto 0 0 0 0 0 72 850 848 848 848 850 1.696 1.696 1.696 1.701 Proyección de

Consumo 516 543 509 513 539 501 511 532 541 550 541 504 473 437 206

MOLY-COP Proyección de

Consumo 71 71 71 71 71 71 71 71 71 71 71 71 71 71 71

MOLYNOR Proyección de

Consumo 22 30 41 43 43 54 58 57 57 57 58 57 57 57 58

SABO Proyección de

Consumo 21 21 22 22 23 24 24 25 26 27 28 28 29 30 31

SQM Proyección de

Consumo 769 765 780 790 803 842 822 828 828 828 830 828 828 828 830

Total general 17.448 19.252 20.771 23.923 26.201 28.533 30.982 34.619 35.340 35.449 35.505 35.854 35.815 35.981 35.990




Demanda de Potencia en Punta

Demanda Máxima Anual [MW] Año


ALTONORTE Proyección de

Consumo 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44

ATACAMA AGUA Proyección de

Consumo 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11

COSAYACH Proyección de

Consumo 4 4 5 5 5 5 5 5 5 6 6 6 6 6 7

ELECDA Nuevo Proyecto 0 2 2 3 3 3 3 3 4 4 4 5 5 5 6 Proyección de

Consumo 168 175 183 191 199 207 216 225 235 245 255 266 277 289 301

ELIQSA Proyección de

Consumo 94 97 100 103 106 110 113 116 120 124 127 131 135 139 144

EMELARI Proyección de

Consumo 50 51 52 53 54 55 56 58 59 60 61 63 64 65 67

ENAEX Proyección de

Consumo 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7

INACESA Nuevo Proyecto 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 Proyección de

Consumo 9 9 9 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10

MINERA ANTUCOYA Proyección de

Consumo 8 48 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60

MINERA CERRO COLORADO Proyección de

Consumo 38 37 44 47 46 45 45 44 43 37 31 31 31 31 31

MINERA CERRO DOMINADOR

Proyección de Consumo

11 11 11 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

MINERA CHUQUICAMATA Proyección de

Consumo 293 277 278 277 309 310 311 309 309 317 321 296 291 291 291

MINERA COLLAHUASI Nuevo Proyecto 0 0 0 0 15 165 375 384 384 384 384 384 384 384 384 Proyección de

Consumo 190 194 202 195 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192

MINERA EL ABRA Nuevo Proyecto 0 0 0 0 0 0 0 420 420 420 420 420 420 420 420 Proyección de

Consumo 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

MINERA EL TESORO Nuevo Proyecto 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Proyección de

Consumo 40 42 41 38 37 37 37 36 36 36 33 0 0 0 0

MINERA ESCONDIDA Nuevo Proyecto 0 102 170 266 239 261 288 304 301 301 300 293 288 296 305 Proyección de

Consumo 491 474 430 433 428 421 405 391 388 384 386 383 381 389 393

MINERA ESPERANZA Nuevo Proyecto 0 3 15 15 74 200 200 200 309 336 335 335 335 335 335 Proyección de

Consumo 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150




Demanda Máxima Anual [MW] Año


MINERA GABY Nuevo Proyecto 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 Proyección de

Consumo 76 75 74 73 73 73 72 70 61 33 7 5 1 1 1

MINERA GRACE Proyección de

Consumo 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

MINERA HALDEMAN Proyección de

Consumo 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

MINERA MANTOS BLANCOS Proyección de

Consumo 31 31 31 31 31 31 31 31 0 0 0 0 0 0 0

MINERA MERIDIAN Nuevo Proyecto 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Proyección de

Consumo 17 19 15 16 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15

MINERA MICHILLA Proyección de

Consumo 22 23 17 15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA MINISTRO HALES Nuevo Proyecto 79 79 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74

MINERA QUEBRADA BLANCA

Nuevo Proyecto 0 0 0 16 291 335 335 335 335 335 335 335 335 335 335 Proyección de

Consumo 28 37 37 26 15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA RADOMIRO TOMIC Nuevo Proyecto 0 0 64 166 163 137 135 136 133 133 143 136 135 135 135 Proyección de

Consumo 96 95 97 166 163 137 135 136 133 133 143 136 135 135 135

MINERA SIERRA GORDA Proyección de

Consumo 59 148 178 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246

MINERA SPENCE Nuevo Proyecto 0 0 65 133 136 136 136 136 136 136 136 136 136 136 136 Proyección de

Consumo 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90

MINERA ZALDIVAR Nuevo Proyecto 0 0 0 0 0 9 110 110 110 110 110 220 220 220 220 Proyección de

Consumo 66 70 65 66 69 64 65 68 69 71 69 65 61 55 26

MOLY-COP Proyección de

Consumo 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17

MOLYNOR Proyección de

Consumo 3 4 6 6 6 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

SABO Proyección de

Consumo 9 9 9 9 10 10 10 11 11 11 12 12 12 13 13

SQM Proyección de

Consumo 103 103 104 106 108 113 110 111 111 111 111 111 111 111 111

Total general 2,432 2,665 2,881 3,296 3,626 3,919 4,248 4,695 4,765 4,780 4,784 4,821 4,817 4,846 4,848




7.3 ANEXO 3. FLUJOS DE POTENCIA – CURVAS DE DURACIÓN

7.3.1 Zona Norte del SING

7.3.1.1 Corredor Zona Norte Escenario Base

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =37

máximo=97

mínimo =14

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

Crucero 220->Lagunas 220

media =45

máximo=108

mínimo =23

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =36

máximo=101

mínimo =11

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =84

máximo=143

mínimo =48

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =115

máximo=178

mínimo =74

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =144

máximo=216

mínimo =89

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

t[%]F

lujo

(MW

)

media =53

máximo=156

mínimo =-23

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =55

máximo=160

mínimo =-17

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =65

máximo=178

mínimo =-8

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =70

máximo=184

mínimo =-18

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =87

máximo=212

mínimo =1

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =88

máximo=203

mínimo =-2

2026

Límite




10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =56

máximo=92

mínimo =40

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

Encuentro 220->Collahuasi 220

media =62

máximo=100

mínimo =46

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =54

máximo=92

mínimo =37

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =80

máximo=116

mínimo =57

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =117

máximo=157

mínimo =88

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =161

máximo=209

mínimo =121

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =112

máximo=174

mínimo =63

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =113

máximo=175

mínimo =67

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =119

máximo=189

mínimo =72

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =121

máximo=192

mínimo =69

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =131

máximo=206

mínimo =78

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =132

máximo=204

mínimo =77

2026

Límite




10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =56

máximo=92

mínimo =40

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

Encuentro 220->Collahuasi 220 II

media =62

máximo=100

mínimo =46

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =54

máximo=92

mínimo =37

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =80

máximo=116

mínimo =57

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =117

máximo=157

mínimo =88

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =161

máximo=209

mínimo =121

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =112

máximo=174

mínimo =63

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =113

máximo=175

mínimo =67

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =119

máximo=189

mínimo =72

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =121

máximo=192

mínimo =69

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =131

máximo=206

mínimo =78

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =132

máximo=204

mínimo =77

2026

Límite




10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

Encuentro 220->Lagunas 220 I

media =0

máximo=0

mínimo =0

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =31

máximo=87

mínimo =0

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =88

máximo=150

mínimo =51

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =120

máximo=186

mínimo =77

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =150

máximo=226

mínimo =93

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =55

máximo=163

mínimo =-24

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =58

máximo=168

mínimo =-18

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =68

máximo=186

mínimo =-8

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =74

máximo=192

mínimo =-19

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =92

máximo=223

mínimo =2

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =93

máximo=213

mínimo =-1

2026

Límite




10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =28

máximo=48

mínimo =9

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

Lagunas 220->Pozo Almonte 220

media =38

máximo=60

mínimo =16

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =34

máximo=63

mínimo =-16

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =18

máximo=62

mínimo =-70

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =12

máximo=59

mínimo =-88

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =8

máximo=62

mínimo =-101

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =8

máximo=60

mínimo =-102

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =48

máximo=107

mínimo =-65

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =85

máximo=144

mínimo =-32

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =101

máximo=163

mínimo =-17

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =101

máximo=162

mínimo =-17

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =102

máximo=164

mínimo =-17

2026

Límite




10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =66

máximo=105

mínimo =41

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

Tarapaca 220->Condores 220

media =78

máximo=124

mínimo =51

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =81

máximo=126

mínimo =53

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =83

máximo=130

mínimo =55

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =86

máximo=132

mínimo =57

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =88

máximo=138

mínimo =40

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =91

máximo=142

mínimo =61

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =94

máximo=145

mínimo =63

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =97

máximo=148

mínimo =65

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =100

máximo=154

mínimo =68

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =103

máximo=156

mínimo =70

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =106

máximo=163

mínimo =72

2026

Límite




10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =54

máximo=94

mínimo =-109

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo(M

W)

Tarapaca 220->Lagunas 220

media =42

máximo=81

mínimo =-129

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =38

máximo=77

mínimo =-131

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =11

máximo=52

mínimo =-162

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-20

máximo=23

mínimo =-195

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-51

máximo=27

mínimo =-232

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =310

máximo=444

mínimo =-45

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =341

máximo=442

mínimo =-28

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =337

máximo=439

mínimo =-38

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =336

máximo=437

mínimo =8

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =332

máximo=434

mínimo =-170

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

400

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =328

máximo=432

mínimo =-47

2026

Límite




7.4 ANEXO 4. FLUJOS DE POTENCIA – CURVAS DE DURACIÓN

7.4.1 Zona Centro del SING

7.4.1.1 Línea 220 kV Tocopilla – El Loa

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =470

máximo=648

mínimo =166

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

Tocopilla 220->El Loa 220

media =485

máximo=648

mínimo =51

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =486

máximo=598

mínimo =69

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =492

máximo=655

mínimo =120

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =488

máximo=695

mínimo =114

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =479

máximo=694

mínimo =31

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =474

máximo=679

mínimo =54

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =484

máximo=693

mínimo =113

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =468

máximo=688

mínimo =95

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =479

máximo=690

mínimo =117

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =472

máximo=692

mínimo =52

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =483

máximo=706

mínimo =123

2026

Límite




7.4.1.2 Línea 220 kV El Loa - Crucero

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =445

máximo=623

mínimo =146

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

El Loa 220->Crucero 220

media =460

máximo=621

mínimo =31

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =462

máximo=571

mínimo =50

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =467

máximo=626

mínimo =100

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =463

máximo=666

mínimo =95

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =458

máximo=669

mínimo =15

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =453

máximo=654

mínimo =38

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =463

máximo=666

mínimo =97

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =447

máximo=661

mínimo =79

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =458

máximo=663

mínimo =101

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =451

máximo=667

mínimo =36

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =462

máximo=680

mínimo =106

2026

Límite




7.4.1.3 Línea 220 kV Norgener - Barril.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =200

máximo=236

mínimo =0

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

Norgener 220->Barril 220

media =199

máximo=236

mínimo =0

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =200

máximo=236

mínimo =0

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =199

máximo=236

mínimo =0

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =200

máximo=236

mínimo =0

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =200

máximo=236

mínimo =0

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =200

máximo=236

mínimo =0

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =200

máximo=236

mínimo =0

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =200

máximo=236

mínimo =0

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =200

máximo=236

mínimo =0

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =200

máximo=236

mínimo =0

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =200

máximo=236

mínimo =0

2026

Límite




7.4.1.4 Línea 220 kV Barril - La Cruz

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =192

máximo=230

mínimo =-9

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

Barril 220->La Cruz 220

media =191

máximo=230

mínimo =-9

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =192

máximo=230

mínimo =-8

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =191

máximo=230

mínimo =-9

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =191

máximo=230

mínimo =-9

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =192

máximo=230

mínimo =-9

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =192

máximo=230

mínimo =-8

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =192

máximo=230

mínimo =-9

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =192

máximo=230

mínimo =-9

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =192

máximo=230

mínimo =-9

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =192

máximo=230

mínimo =-9

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =192

máximo=230

mínimo =-8

2026

Límite




7.4.1.5 Línea 220 kV La Cruz – Crucero

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =173

máximo=211

mínimo =-27

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

La Cruz 220->Crucero 220

media =173

máximo=212

mínimo =-27

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =174

máximo=211

mínimo =-27

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =173

máximo=211

mínimo =-28

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =173

máximo=211

mínimo =-27

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =173

máximo=212

mínimo =-27

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =174

máximo=211

mínimo =-26

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =174

máximo=211

mínimo =-27

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =174

máximo=211

mínimo =-27

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =174

máximo=212

mínimo =-27

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =174

máximo=211

mínimo =-27

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =174

máximo=211

mínimo =-27

2026

Límite




7.4.1.6 Línea 110 kV Tocopilla - A.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =78

máximo=96

mínimo =44

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

Tocopilla 110->A 110

media =69

máximo=96

mínimo =23

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =66

máximo=90

mínimo =35

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =69

máximo=98

mínimo =31

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =69

máximo=111

mínimo =35

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =69

máximo=110

mínimo =26

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =68

máximo=111

mínimo =28

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =67

máximo=112

mínimo =28

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =66

máximo=112

mínimo =28

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =68

máximo=111

mínimo =25

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =66

máximo=111

mínimo =20

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =66

máximo=112

mínimo =19

2026

Límite




7.4.1.7 Línea 110 kV Tocopilla - Tamaya

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-40

-20

0

20

40

60

80

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-8

máximo=83

mínimo =-44

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-40

-20

0

20

40

60

80

t[%]

Flu

jo(M

W)

Tocopilla 110->Tamaya 110

media =52

máximo=87

mínimo =-29

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-40

-20

0

20

40

60

80

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =69

máximo=87

mínimo =-33

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-40

-20

0

20

40

60

80

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =71

máximo=90

mínimo =-20

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-40

-20

0

20

40

60

80

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =71

máximo=90

mínimo =-18

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-40

-20

0

20

40

60

80

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =70

máximo=89

mínimo =-30

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-40

-20

0

20

40

60

80

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =70

máximo=89

mínimo =-34

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-40

-20

0

20

40

60

80

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =68

máximo=89

mínimo =-25

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-40

-20

0

20

40

60

80

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =69

máximo=90

mínimo =-24

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-40

-20

0

20

40

60

80

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =70

máximo=91

mínimo =-16

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-40

-20

0

20

40

60

80

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =67

máximo=90

mínimo =-36

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-40

-20

0

20

40

60

80

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =68

máximo=89

mínimo =-22

2026

Límite




7.4.1.8 Línea 220 kV Crucero-Salar

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =40

máximo=90

mínimo =-3

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

Crucero 220->Salar 220

media =49

máximo=99

mínimo =-1

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =50

máximo=102

mínimo =8

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =62

máximo=119

mínimo =17

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =63

máximo=115

mínimo =11

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =65

máximo=111

mínimo =8

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =65

máximo=117

mínimo =17

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =56

máximo=131

mínimo =-20

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =60

máximo=127

mínimo =2

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =62

máximo=126

mínimo =-3

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =54

máximo=121

mínimo =-6

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =53

máximo=110

mínimo =-7

2026

Límite




7.4.1.9 Línea 220 kV Salar - Chuquicamata

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =8

máximo=27

mínimo =-8

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

Salar 220->Chuquicamata 220

media =6

máximo=26

mínimo =-10

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =7

máximo=26

mínimo =-12

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =6

máximo=25

mínimo =-14

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =5

máximo=24

mínimo =-14

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =5

máximo=25

mínimo =-13

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =4

máximo=24

mínimo =-14

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =10

máximo=41

mínimo =-18

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =9

máximo=38

mínimo =-17

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =8

máximo=38

mínimo =-17

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =8

máximo=39

mínimo =-17

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =8

máximo=37

mínimo =-16

2026

Límite




7.4.1.10 Línea 220 kV Crucero – Chuquicamata

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =44

máximo=95

mínimo =2

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

Crucero 220->Chuquicamata 220

media =54

máximo=104

mínimo =4

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =55

máximo=107

mínimo =13

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =68

máximo=124

mínimo =23

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =69

máximo=120

mínimo =16

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =70

máximo=117

mínimo =13

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =70

máximo=122

mínimo =22

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =61

máximo=137

mínimo =-14

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =66

máximo=133

mínimo =9

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =68

máximo=132

mínimo =3

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =59

máximo=126

mínimo =0

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =58

máximo=114

mínimo =0

2026

Límite




7.4.1.11 Línea 220 kV Crucero – El Abra

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =88

máximo=98

mínimo =78

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

t[%]

Flu

jo(M

W)

Crucero 220->El Abra 220

media =85

máximo=95

mínimo =73

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =82

máximo=91

mínimo =72

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =82

máximo=91

mínimo =72

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =82

máximo=91

mínimo =72

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =82

máximo=91

mínimo =70

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =495

máximo=554

mínimo =437

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =495

máximo=554

mínimo =437

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =495

máximo=554

mínimo =437

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =493

máximo=554

mínimo =424

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =495

máximo=554

mínimo =437

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

600

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =495

máximo=554

mínimo =437

2026

Límite




7.4.1.12 Línea 220 kV Crucero – Radomiro Tomic

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =81

máximo=87

mínimo =72

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

Crucero 220->Radomiro Tomic 220

media =138

máximo=149

mínimo =124

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =287

máximo=309

mínimo =255

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =281

máximo=303

mínimo =250

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =237

máximo=255

mínimo =211

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =231

máximo=250

mínimo =207

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =235

máximo=253

mínimo =209

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =228

máximo=246

mínimo =203

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =229

máximo=246

mínimo =204

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =246

máximo=265

mínimo =219

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =233

máximo=251

mínimo =208

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

400

450

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =232

máximo=250

mínimo =207

2026

Límite




7.4.1.13 Línea 220 kV Crucero – Encuentro

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-500

0

500

1000

1500

2000

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =376

máximo=563

mínimo =35

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-500

0

500

1000

1500

2000

t[%]

Flu

jo(M

W)

Crucero 220->Encuentro 220

media =272

máximo=588

mínimo =-268

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-500

0

500

1000

1500

2000

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =141

máximo=447

mínimo =-257

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-500

0

500

1000

1500

2000

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =72

máximo=342

mínimo =-352

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-500

0

500

1000

1500

2000

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =90

máximo=375

mínimo =-238

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-500

0

500

1000

1500

2000

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =145

máximo=475

mínimo =-293

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-500

0

500

1000

1500

2000

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-68

máximo=198

mínimo =-412

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-500

0

500

1000

1500

2000

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-5

máximo=392

mínimo =-398

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-500

0

500

1000

1500

2000

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-67

máximo=299

mínimo =-494

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-500

0

500

1000

1500

2000

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-94

máximo=230

mínimo =-569

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-500

0

500

1000

1500

2000

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-205

máximo=160

mínimo =-665

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-500

0

500

1000

1500

2000

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-261

máximo=106

mínimo =-683

2026

Límite




7.4.1.14 Línea 220 kV Central Atacama – Encuentro

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =33

máximo=334

mínimo =-138

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

Central Atacama 220->Encuentro 220

media =0

máximo=0

mínimo =0

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2026

Límite




7.4.1.15 Línea 220 kV Central Atacama – Seccionadora Nueva Encuentro

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

Central Atacama 220->Nueva Encuentro 220

media =-24

máximo=415

mínimo =-198

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-1

máximo=495

mínimo =-196

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =174

máximo=647

mínimo =-151

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =257

máximo=836

mínimo =-118

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =287

máximo=926

mínimo =-150

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =288

máximo=789

mínimo =-152

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =395

máximo=969

mínimo =-150

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =362

máximo=1016

mínimo =-131

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =434

máximo=1136

mínimo =-135

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =400

máximo=1074

mínimo =-178

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =468

máximo=1281

mínimo =-218

2026

Límite




7.4.1.16 Línea 220 kV Seccionadora Nueva Encuentro – Encuentro

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =0

máximo=0

mínimo =0

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

Nueva Encuentro 220->Encuentro 220

media =-24

máximo=409

mínimo =-200

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-1

máximo=487

mínimo =-197

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =172

máximo=635

mínimo =-151

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =297

máximo=818

mínimo =41

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =340

máximo=906

mínimo =38

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =341

máximo=773

mínimo =0

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =271

máximo=762

mínimo =-105

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =119

máximo=671

mínimo =-214

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =183

máximo=782

mínimo =-212

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =163

máximo=714

mínimo =-208

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-200

0

200

400

600

800

1000

1200

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =244

máximo=915

mínimo =-177

2026

Límite




7.4.1.17 Línea 220 kV Encuentro – Spence

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =85

máximo=94

mínimo =78

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

Encuentro 220->Spence 220

media =144

máximo=159

mínimo =131

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =202

máximo=224

mínimo =183

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =205

máximo=227

mínimo =186

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =205

máximo=227

mínimo =186

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =204

máximo=227

mínimo =186

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =205

máximo=227

mínimo =186

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =205

máximo=227

mínimo =186

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =205

máximo=227

mínimo =186

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =204

máximo=227

mínimo =186

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =205

máximo=227

mínimo =186

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =205

máximo=227

mínimo =186

2026

Límite




7.4.1.18 Línea 220 kV Encuentro – El Tesoro

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =27

máximo=102

mínimo =-27

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

Encuentro 220->El Tesoro 220

media =44

máximo=144

mínimo =-25

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =46

máximo=119

mínimo =-16

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =50

máximo=150

mínimo =-7

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =82

máximo=166

mínimo =-3

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =55

máximo=184

mínimo =-33

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =47

máximo=140

mínimo =-28

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =35

máximo=151

mínimo =-42

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =36

máximo=136

mínimo =-40

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =62

máximo=151

mínimo =-26

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =124

máximo=199

mínimo =45

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =148

máximo=250

mínimo =63

2026

Límite




7.4.1.19 Línea 220 kV El Tesoro – Esperanza

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =2

máximo=54

mínimo =-72

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

Esperanza 220->El Tesoro 220

media =-17

máximo=52

mínimo =-115

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-23

máximo=38

mínimo =-94

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-31

máximo=26

mínimo =-126

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-61

máximo=23

mínimo =-145

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-35

máximo=53

mínimo =-161

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-28

máximo=46

mínimo =-120

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-16

máximo=60

mínimo =-131

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-18

máximo=59

mínimo =-117

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =15

máximo=107

mínimo =-81

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =26

máximo=99

mínimo =-45

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =3

máximo=95

mínimo =-96

2026

Límite




7.4.1.20 Línea 220 kV Esperanza – El Cobre I y II

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-48

máximo=-9

mínimo =-76

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

Esperanza 220->El Cobre 220 I

media =-52

máximo=-3

mínimo =-84

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-49

máximo=-14

mínimo =-81

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-72

máximo=-31

mínimo =-105

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-121

máximo=-73

mínimo =-171

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-133

máximo=-64

mínimo =-186

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-137

máximo=-85

mínimo =-180

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-140

máximo=-77

mínimo =-182

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-136

máximo=-81

mínimo =-180

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-152

máximo=-94

mínimo =-198

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-158

máximo=-116

mínimo =-202

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-146

máximo=-97

mínimo =-187

2026

Límite




10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-48

máximo=-9

mínimo =-76

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

Esperanza 220->El Cobre 220 II

media =-52

máximo=-3

mínimo =-84

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-49

máximo=-14

mínimo =-81

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-72

máximo=-31

mínimo =-105

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-121

máximo=-73

mínimo =-171

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-133

máximo=-64

mínimo =-186

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-137

máximo=-85

mínimo =-180

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-140

máximo=-77

mínimo =-182

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-136

máximo=-81

mínimo =-180

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-152

máximo=-94

mínimo =-198

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-158

máximo=-116

mínimo =-202

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-146

máximo=-97

mínimo =-187

2026

Límite




7.4.1.21 Línea 220 kV Laberinto – El Cobre

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =25

máximo=110

mínimo =-120

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

Laberinto 220->El Cobre 220

media =26

máximo=104

mínimo =-117

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =1

máximo=102

mínimo =-144

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =21

máximo=133

mínimo =-129

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =56

máximo=172

mínimo =-67

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-17

máximo=120

mínimo =-189

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-31

máximo=101

mínimo =-198

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-46

máximo=118

mínimo =-204

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-85

máximo=83

mínimo =-253

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-36

máximo=116

mínimo =-229

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =4

máximo=145

mínimo =-194

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-200

-100

0

100

200

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =9

máximo=172

mínimo =-156

2026

Límite




7.4.1.22 Línea 220 kV Crucero – Laberinto I y II

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-11

máximo=74

mínimo =-70

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)


media =0

máximo=109

mínimo =-74

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =3

máximo=82

mínimo =-64

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-8

máximo=95

mínimo =-75

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-15

máximo=83

mínimo =-113

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-41

máximo=102

mínimo =-144

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-51

máximo=54

mínimo =-136

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-62

máximo=70

mínimo =-147

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-58

máximo=56

mínimo =-142

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-54

máximo=53

mínimo =-148

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-17

máximo=68

mínimo =-105

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =9

máximo=116

mínimo =-83

2026

Límite




10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-11

máximo=75

mínimo =-72

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)


media =0

máximo=111

mínimo =-75

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =3

máximo=84

mínimo =-65

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-8

máximo=98

mínimo =-76

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-15

máximo=85

mínimo =-115

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-42

máximo=104

mínimo =-147

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-52

máximo=56

mínimo =-139

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-63

máximo=72

mínimo =-151

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-59

máximo=57

mínimo =-145

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-55

máximo=54

mínimo =-151

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-17

máximo=70

mínimo =-108

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =9

máximo=118

mínimo =-85

2026

Límite




7.4.1.23 Línea 220 kV Angamos – Laberinto I y II

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =187

máximo=213

mínimo =-13

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

Angamos 220->Laberinto 220 I

media =186

máximo=212

mínimo =-14

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =179

máximo=206

mínimo =-21

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =179

máximo=206

mínimo =-22

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =179

máximo=206

mínimo =-21

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =179

máximo=206

mínimo =-21

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =179

máximo=206

mínimo =-21

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =177

máximo=204

mínimo =-23

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =177

máximo=204

mínimo =-24

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =177

máximo=204

mínimo =-24

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =177

máximo=204

mínimo =-23

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =177

máximo=204

mínimo =-23

2026

Límite




10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =187

máximo=213

mínimo =-13

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

Angamos 220->Laberinto 220 II

media =186

máximo=212

mínimo =-14

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =179

máximo=206

mínimo =-21

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =179

máximo=206

mínimo =-22

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =179

máximo=206

mínimo =-21

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =179

máximo=206

mínimo =-21

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =179

máximo=206

mínimo =-21

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =177

máximo=204

mínimo =-23

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =177

máximo=204

mínimo =-24

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =177

máximo=204

mínimo =-24

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =177

máximo=204

mínimo =-23

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

100

200

300

400

500

600

700

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =177

máximo=204

mínimo =-23

2026

Límite




7.4.1.24 Línea 220 kV Chacaya – Crucero

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =67

máximo=157

mínimo =-7

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

Chacaya 220->Crucero 220

media =60

máximo=157

mínimo =-42

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =66

máximo=141

mínimo =-37

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =86

máximo=159

mínimo =-16

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =118

máximo=246

mínimo =-2

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =184

máximo=323

mínimo =8

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =202

máximo=314

mínimo =32

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =213

máximo=328

mínimo =41

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =206

máximo=321

mínimo =44

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =206

máximo=327

mínimo =39

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =180

máximo=295

mínimo =15

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =162

máximo=278

mínimo =-12

2026

Límite




7.4.1.25 Línea 220 kV Chacaya – El Cobre I y II

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =68

máximo=123

mínimo =16

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

Chacaya 220->El Cobre 220 I

media =71

máximo=129

mínimo =14

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =80

máximo=125

mínimo =8

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =93

máximo=133

mínimo =19

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =124

máximo=186

mínimo =49

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =173

máximo=253

mínimo =74

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =184

máximo=253

mínimo =72

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =186

máximo=254

mínimo =73

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =181

máximo=251

mínimo =75

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =185

máximo=254

mínimo =71

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =193

máximo=261

mínimo =74

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =198

máximo=259

mínimo =83

2026

Límite




10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =68

máximo=123

mínimo =16

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

Chacaya 220->El Cobre 220 II

media =71

máximo=129

mínimo =14

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =80

máximo=125

mínimo =8

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =93

máximo=133

mínimo =19

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =124

máximo=186

mínimo =49

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =173

máximo=253

mínimo =74

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =184

máximo=253

mínimo =72

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =186

máximo=254

mínimo =73

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =181

máximo=251

mínimo =75

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =185

máximo=254

mínimo =71

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =193

máximo=261

mínimo =74

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =198

máximo=259

mínimo =83

2026

Límite




7.4.1.26 Línea 220 kV Chacaya – Capricornio

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =102

máximo=163

mínimo =53

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

Chacaya 220->Capricornio 220

media =120

máximo=188

mínimo =52

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =133

máximo=177

mínimo =61

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =146

máximo=189

mínimo =78

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =174

máximo=241

mínimo =95

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =222

máximo=310

mínimo =109

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =236

máximo=306

mínimo =118

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =231

máximo=298

mínimo =113

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =228

máximo=307

mínimo =122

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =232

máximo=304

mínimo =112

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =238

máximo=312

mínimo =114

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =246

máximo=311

mínimo =126

2026

Límite




7.4.1.27 Línea 220 kV Capricornio – Mantos Blancos

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =42

máximo=96

mínimo =-14

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

Capricornio 220->Mantos Blancos 220

media =51

máximo=111

mínimo =-8

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =63

máximo=108

mínimo =-9

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =73

máximo=114

mínimo =-3

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =99

máximo=160

mínimo =26

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =148

máximo=228

mínimo =38

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =158

máximo=232

mínimo =49

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =155

máximo=227

mínimo =39

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =149

máximo=222

mínimo =43

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =153

máximo=226

mínimo =38

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =159

máximo=227

mínimo =44

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =163

máximo=225

mínimo =48

2026

Límite




7.4.1.28 Línea 220 kV Laberinto – Mantos Blancos

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-46

máximo=8

mínimo =-98

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

Laberinto 220->Mantos Blancos 220

media =-35

máximo=25

mínimo =-102

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-42

máximo=29

mínimo =-101

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-55

máximo=23

mínimo =-108

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-86

máximo=-13

mínimo =-160

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-135

máximo=-38

mínimo =-215

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-144

máximo=-37

mínimo =-216

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-153

máximo=-42

mínimo =-223

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-148

máximo=-43

mínimo =-225

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-151

máximo=-38

mínimo =-222

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-158

máximo=-44

mínimo =-240

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-162

máximo=-48

mínimo =-235

2026

Límite




7.4.2 Zona Sur – Cordillera del SING

7.4.2.1 Línea 220 kV Crucero – Laberinto I y II

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-11

máximo=74

mínimo =-70

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]F

lujo

(MW

)


media =0

máximo=109

mínimo =-74

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =3

máximo=82

mínimo =-64

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-8

máximo=95

mínimo =-75

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-15

máximo=83

mínimo =-113

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-41

máximo=102

mínimo =-144

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-51

máximo=54

mínimo =-136

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-62

máximo=70

mínimo =-147

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-58

máximo=56

mínimo =-142

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-54

máximo=53

mínimo =-148

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-17

máximo=68

mínimo =-105

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =9

máximo=116

mínimo =-83

2026

Límite




10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-11

máximo=75

mínimo =-72

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)


media =0

máximo=111

mínimo =-75

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =3

máximo=84

mínimo =-65

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-8

máximo=98

mínimo =-76

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-15

máximo=85

mínimo =-115

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-42

máximo=104

mínimo =-147

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-52

máximo=56

mínimo =-139

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-63

máximo=72

mínimo =-151

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-59

máximo=57

mínimo =-145

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-55

máximo=54

mínimo =-151

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-17

máximo=70

mínimo =-108

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-300

-200

-100

0

100

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =9

máximo=118

mínimo =-85

2026

Límite




7.4.2.2 Línea 220 kV Oeste – Laberinto

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-80

máximo=-49

mínimo =-94

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

Oeste 220->Laberinto 220

media =-82

máximo=-52

mínimo =-98

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-84

máximo=-49

mínimo =-100

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-73

máximo=-40

mínimo =-86

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-65

máximo=-31

mínimo =-84

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-75

máximo=-36

mínimo =-97

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-73

máximo=-44

mínimo =-92

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-68

máximo=-34

mínimo =-88

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-78

máximo=-43

mínimo =-101

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-68

máximo=-32

mínimo =-90

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-75

máximo=-34

mínimo =-100

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-76

máximo=-43

mínimo =-99

2026

Límite




7.4.2.3 Línea 220 kV Andes – Oeste

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-45

máximo=-15

mínimo =-58

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

Andes 220->Oeste 220

media =-45

máximo=-16

mínimo =-57

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-47

máximo=-13

mínimo =-60

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-35

máximo=2

mínimo =-49

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-26

máximo=9

mínimo =-46

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-35

máximo=4

mínimo =-58

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-32

máximo=0

mínimo =-51

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-28

máximo=6

mínimo =-49

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-38

máximo=1

mínimo =-60

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-28

máximo=7

mínimo =-53

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-34

máximo=6

mínimo =-61

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-250

-200

-150

-100

-50

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-35

máximo=-2

mínimo =-60

2026

Límite




7.4.2.4 Línea 220 kV Andes – Nueva Zaldívar

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =45

máximo=57

mínimo =15

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

Andes 220->Nueva Zaldivar 220

media =45

máximo=57

mínimo =15

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =47

máximo=60

mínimo =12

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =35

máximo=48

mínimo =-2

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =26

máximo=46

mínimo =-9

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =35

máximo=57

mínimo =-4

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =32

máximo=51

mínimo =0

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =28

máximo=48

mínimo =-6

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =38

máximo=60

mínimo =-1

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =42

máximo=92

mínimo =-7

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =63

máximo=142

mínimo =1

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =64

máximo=153

mínimo =2

2026

Límite




7.4.2.5 Línea 220 kV Nueva Zaldívar – Zaldívar

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =134

máximo=149

mínimo =97

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

Nueva Zaldivar 220->Zaldivar 220

media =128

máximo=148

mínimo =93

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =131

máximo=149

mínimo =89

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =118

máximo=134

mínimo =79

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =111

máximo=134

mínimo =70

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =187

máximo=214

mínimo =143

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =186

máximo=213

mínimo =152

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =181

máximo=213

mínimo =142

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =201

máximo=232

mínimo =161

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =194

máximo=228

mínimo =145

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =276

máximo=310

mínimo =222

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

350

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =286

máximo=332

mínimo =230

2026

Límite




7.4.2.6 Línea 220 kV Zaldívar – Escondida

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =72

máximo=89

mínimo =36

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

Zaldivar 220->Escondida 220

media =70

máximo=86

mínimo =35

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =72

máximo=88

mínimo =30

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =56

máximo=73

mínimo =14

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =46

máximo=69

mínimo =4

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =32

máximo=61

mínimo =-15

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =28

máximo=51

mínimo =-11

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =22

máximo=46

mínimo =-20

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =41

máximo=69

mínimo =-6

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =35

máximo=68

mínimo =-13

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =25

máximo=62

mínimo =-28

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =38

máximo=82

mínimo =-16

2026

Límite




7.4.2.7 Línea 220 kV Nueva Zaldívar – Escondida

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =71

máximo=87

mínimo =36

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

Nueva Zaldivar 220->Escondida 220

media =69

máximo=85

mínimo =35

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =71

máximo=87

mínimo =31

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =56

máximo=72

mínimo =15

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =45

máximo=68

mínimo =5

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =33

máximo=62

mínimo =-13

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =30

máximo=52

mínimo =-8

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =24

máximo=48

mínimo =-17

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =42

máximo=70

mínimo =-3

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =37

máximo=68

mínimo =-10

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =28

máximo=64

mínimo =-24

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =41

máximo=83

mínimo =-12

2026

Límite




7.4.2.8 Línea 220 kV Escondida – Domeyko

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-11

máximo=60

mínimo =-39

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

Domeyko 220->Escondida 220

media =-41

máximo=34

mínimo =-66

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-48

máximo=35

mínimo =-76

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-20

máximo=70

mínimo =-59

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-2

máximo=82

mínimo =-50

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =16

máximo=111

mínimo =-42

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =19

máximo=97

mínimo =-28

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =31

máximo=116

mínimo =-20

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =44

máximo=137

mínimo =-10

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =55

máximo=158

mínimo =-12

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =74

máximo=176

mínimo =-4

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =133

máximo=239

mínimo =39

2026

Límite




7.4.2.9 Línea 220 kV Domeyko – Sulfuros

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-7

máximo=64

mínimo =-36

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

Domeyko 220->Sulfuros 220

media =-23

máximo=54

mínimo =-47

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-25

máximo=59

mínimo =-53

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =5

máximo=98

mínimo =-37

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =24

máximo=109

mínimo =-24

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =40

máximo=135

mínimo =-19

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =39

máximo=117

mínimo =-8

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =48

máximo=134

mínimo =-4

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =32

máximo=124

mínimo =-23

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =45

máximo=148

mínimo =-21

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =65

máximo=168

mínimo =-12

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =81

máximo=188

mínimo =-11

2026

Límite




7.4.2.10 Línea 220 kV Nueva Zaldívar – Sulfuros

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =82

máximo=113

mínimo =11

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

Nueva Zaldivar 220->Sulfuros 220

media =96

máximo=124

mínimo =23

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =101

máximo=132

mínimo =18

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =72

máximo=107

mínimo =-15

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =52

máximo=99

mínimo =-31

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =30

máximo=89

mínimo =-64

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =25

máximo=71

mínimo =-53

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =13

máximo=62

mínimo =-71

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =24

máximo=79

mínimo =-69

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =13

máximo=75

mínimo =-86

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-6

máximo=70

mínimo =-109

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-22

máximo=68

mínimo =-129

2026

Límite




7.4.2.11 Línea 220 kV Chacaya – Mejillones

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =212

máximo=259

mínimo =145

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

Chacaya 220->Mejillones 220

media =228

máximo=288

mínimo =148

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =285

máximo=328

mínimo =200

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =251

máximo=285

mínimo =156

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =285

máximo=357

mínimo =191

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =356

máximo=430

mínimo =227

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =372

máximo=438

mínimo =255

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =368

máximo=430

mínimo =234

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =376

máximo=441

mínimo =258

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =371

máximo=432

mínimo =255

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =396

máximo=467

mínimo =273

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =401

máximo=467

mínimo =249

2026

Límite




7.4.2.12 Línea 220 kV Mejillones – O’Higgins

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =167

máximo=217

mínimo =104

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

Mejillones 220->O'higgins 220

media =185

máximo=229

mínimo =109

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =243

máximo=275

mínimo =163

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =222

máximo=257

mínimo =134

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =254

máximo=306

mínimo =164

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =323

máximo=383

mínimo =200

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =339

máximo=391

mínimo =228

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =334

máximo=392

mínimo =205

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =342

máximo=397

mínimo =230

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =337

máximo=387

mínimo =226

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =361

máximo=423

mínimo =245

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

100

200

300

400

500

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =365

máximo=430

mínimo =220

2026

Límite




7.4.2.13 Línea 220 kV O’Higgins – Palestina

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =128

máximo=176

mínimo =69

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

O'higgins 220->Palestina 220

media =122

máximo=163

mínimo =48

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =104

máximo=131

mínimo =29

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =111

máximo=144

mínimo =28

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =119

máximo=168

mínimo =34

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =162

máximo=213

mínimo =47

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =165

máximo=214

mínimo =56

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =162

máximo=213

mínimo =42

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =169

máximo=214

mínimo =61

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =164

máximo=217

mínimo =63

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =190

máximo=250

mínimo =79

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

300

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =195

máximo=256

mínimo =59

2026

Límite




7.4.2.14 Línea 220 kV Palestina – Domeyko

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =109

máximo=155

mínimo =51

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

Palestina 220->Domeyko 220

media =107

máximo=147

mínimo =33

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =89

máximo=116

mínimo =16

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =96

máximo=128

mínimo =15

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =104

máximo=152

mínimo =22

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =147

máximo=196

mínimo =33

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =149

máximo=196

mínimo =42

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =146

máximo=196

mínimo =28

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =153

máximo=197

mínimo =47

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =148

máximo=200

mínimo =48

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =140

máximo=197

mínimo =35

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =145

máximo=203

mínimo =7

2026

Límite




7.4.2.15 Línea 220 kV O’Higgins – Coloso

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =36

máximo=39

mínimo =32

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

O'Higgins 220->Coloso 220

media =60

máximo=66

mínimo =53

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =134

máximo=146

mínimo =119

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =107

máximo=116

mínimo =95

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =129

máximo=141

mínimo =114

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =152

máximo=166

mínimo =133

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =165

máximo=179

mínimo =146

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =164

máximo=178

mínimo =145

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =164

máximo=178

mínimo =144

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =164

máximo=178

mínimo =143

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =161

máximo=175

mínimo =142

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

250

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =160

máximo=174

mínimo =141

2026

Límite




7.4.2.16 Transformador 220/110 kV S/E Capricornio

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =60

máximo=75

mínimo =51

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

t[%]

Flu

jo(M

W)

Capricornio 220->Capricornio 110

media =69

máximo=80

mínimo =54

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =69

máximo=79

mínimo =54

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =72

máximo=83

mínimo =62

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =73

máximo=84

mínimo =57

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =72

máximo=83

mínimo =56

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =75

máximo=86

mínimo =62

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =74

máximo=85

mínimo =57

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =76

máximo=89

mínimo =65

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =77

máximo=90

mínimo =60

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =76

máximo=89

mínimo =60

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =79

máximo=92

mínimo =61

2026

Límite




7.4.2.17 Línea 110 kV Antofagasta – Capricornio

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-30

máximo=-25

mínimo =-38

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

Antofagasta 110->Capricornio 110

media =-34

máximo=-26

mínimo =-40

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-34

máximo=-26

mínimo =-40

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-36

máximo=-30

mínimo =-41

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-36

máximo=-28

mínimo =-42

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-36

máximo=-27

mínimo =-42

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-37

máximo=-30

mínimo =-44

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-37

máximo=-28

mínimo =-43

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-38

máximo=-32

mínimo =-45

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-39

máximo=-30

mínimo =-46

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-38

máximo=-30

mínimo =-45

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =-40

máximo=-30

mínimo =-47

2026

Límite




7.4.2.18 Línea 110 kV Capricornio – El negro

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =30

máximo=37

mínimo =26

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

Capricornio 110->El Negro 110

media =34

máximo=39

mínimo =27

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =34

máximo=39

mínimo =27

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =36

máximo=40

mínimo =31

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =36

máximo=41

mínimo =29

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =35

máximo=40

mínimo =28

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =37

máximo=42

mínimo =31

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =36

máximo=41

mínimo =29

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =38

máximo=43

mínimo =33

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =38

máximo=43

mínimo =30

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =37

máximo=43

mínimo =30

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =39

máximo=44

mínimo =31

2026

Límite




7.4.2.19 Línea 110 kV El Negro – Alto Norte

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =26

máximo=33

mínimo =22

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

El Negro 110->Alto Norte 110

media =31

máximo=35

mínimo =24

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =30

máximo=34

mínimo =23

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =32

máximo=36

mínimo =27

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =32

máximo=36

mínimo =24

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =31

máximo=35

mínimo =24

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =32

máximo=37

mínimo =26

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =31

máximo=36

mínimo =24

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =33

máximo=37

mínimo =28

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =33

máximo=38

mínimo =25

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =32

máximo=37

mínimo =25

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =34

máximo=39

mínimo =26

2026

Límite




7.4.2.20 Línea 110 kV Antofagasta – La Negra

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =21

máximo=26

mínimo =18

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

Antofagasta 110->La Negra 110

media =25

máximo=28

mínimo =19

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =25

máximo=27

mínimo =19

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =26

máximo=28

mínimo =21

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =26

máximo=28

mínimo =20

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =25

máximo=28

mínimo =20

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =26

máximo=29

mínimo =22

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =26

máximo=28

mínimo =20

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =26

máximo=29

mínimo =22

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =26

máximo=29

mínimo =21

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =26

máximo=28

mínimo =20

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =27

máximo=29

mínimo =21

2026

Límite




7.4.2.21 Línea 110 kV La Negra – Alto Norte

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =12

máximo=16

mínimo =6

2015

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

La Negra 110->Alto Norte 110

media =10

máximo=15

mínimo =5

2016

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =8

máximo=12

mínimo =4

2017

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =9

máximo=13

mínimo =4

2018

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =9

máximo=14

mínimo =4

2019

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =8

máximo=15

mínimo =3

2020

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =8

máximo=14

mínimo =3

2021

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =7

máximo=14

mínimo =2

2022

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =8

máximo=15

mínimo =3

2023

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =7

máximo=13

mínimo =2

2024

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =6

máximo=12

mínimo =1

2025

Límite

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

t[%]

Flu

jo(M

W)

media =7

máximo=14

mínimo =1

2026

Límite




7.5 ANEXO 5. SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL

7.5.1 Demanda del SIC

La demanda proyectada para el SIC utiliza como base la información contenida en la versión definitiva del Informe Técnico de Precio de Nudo de abril 2013, emitido por la Comisión.

La modelación de la curva de duración de la demanda considera cinco bloques mensuales, cuidando de mantener la correlación horaria entre ambos sistemas (coincidencia de la demanda en horas de punta).

Como base para la modelación de la curva de duración de la demanda se utilizan los perfiles mensuales de consumo disponibles en el sitio web del CDEC-SIC, es decir, se busca representar de la mejor manera posible el comportamiento de los consumidores, para de esta forma determinar los requerimientos sobre las instalaciones del sistema de transmisión del SING, bajo condiciones de potencia máxima coincidente.

Debido a que el objetivo del presente análisis se enfoca en los requerimientos del sistema de transmisión del SING, sólo se indican los valores globales de demanda del SIC.

Energía Potencia

Gráfico 18: Proyección de Demanda del SIC.

Esta demanda es abastecida mediante la generación que se indica en la siguiente Sección, que según se indica, corresponde a la establecida en el Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo de abril de 2013.

7.5.2 Oferta del SIC

La oferta de generación considerada para efectos de la simulación de la operación del sistema, consiste en aquella necesaria para alcanzar, en el largo plazo, el costo marginal que permite rentabilizar la inversión y operación de la unidad genérica de desarrollo, que para efectos de este ejercicio de planificación consiste en una unidad vapor-carbón cuyas características generales se presentan en la Sección 7.1.

La oferta de generación del SIC corresponde a aquella indicada en el ITD y depende del escenario hidrológico que se presente. Por esta razón, y como una manera de presentar de manera objetiva la oferta disponible independiente de la condición hidrológica imperante, se presenta a continuación en forma de capacidad instalada.

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

Energía [TWh] 50 53 56 59 62 66 69 72 76 80 84 88 92 97 102

Crecimiento [%] 6,3 5,9 5,7 5,4 5,1 5,0 5,0 4,9 4,9 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0

0,0

1,5

3,0

4,5

6,0

7,5

9,0

0

20

40

60

80

100

120C

reci

mie

nto

[%]

En

erg

ía [T

Wh

]

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

Potencia [MW] 7.161 7.569 7.999 8.431 8.853 9.290 9.748 10.222 10.719 11.231 11.792 12.382 13.001 13.651 14.333

Crecimiento [%] 5,7 5,7 5,4 5,0 4,9 4,9 4,9 4,9 4,8 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

Cre

cim

ien

to [%

]

Po

ten

cia

[MW

]




Gráfico 19: Oferta de Generación Sistema Interconectado Central.

7.5.3 Topología Base y Sistema de Transmisión del SIC

La modelación del sistema de transmisión del Sistema Interconectado Central considera un total de 63 barras, en tensiones de 110, 154, 220 y 500 kV, y 88 líneas y transformadores. La demanda ha sido concentrada en 30 barras, al igual que las inyecciones.

A partir del año 2015 se considera el desarrollo del sistema de transmisión en 500 kV en la zona centro del SIC, más precisamente aquellas instalaciones asociadas a la subestación Lo Aguirre y los seccionamientos que este proyecto propone a las actuales instalaciones en 550 kV entre Alto Jahuel y Polpaico.

El mes de enero de 2018 entra en servicio el sistema de transmisión en 500 kV desde la subestación Polpaico hasta la subestación Cardones en el norte del SIC. Este sistema de transmisión permite la llegada de la línea de interconexión SIC - SING a partir de enero de 2020, y con ello el intercambio de energía y potencia entre ambos sistemas.

Para efectos de evitar distorsiones en las señales de precio en el largo plazo, se considera que las líneas del SIC no tienen límites de transmisión. Asimismo, como una forma de simplificar los análisis no se consideran las pérdidas de transmisión en el SIC.

7.5.4 Disponibilidad y Precio de Combustibles

La disponibilidad y precios de los combustibles del SIC utilizados para la simulación de la operación son los indicados en el Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo de abril 2013, aquellos años del horizonte donde no existe información han sido completados manteniendo el mismo valor del último año del que se dispone de información.

En el siguiente gráfico se presenta la evolución de las bandas de precio de los principales combustibles del SIC para el periodo 2014 - 2028.

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5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

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

Potencia Instalada SIC(MW por tipo)

Embalse + Serie Pasada Eólica Biomasa + Desechos Forestales Carbón Otro Geotermia GNL Diesel + Fuel Oil

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10%

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100%

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

Potencia Instalada SIC(% por tipo)

Embalse + Serie Pasada Eólica Biomasa + Desechos Forestales Carbón Otro Geotermia GNL Diesel + Fuel Oil




Gráfico 20: Evolución de banda de precios de combustibles en el SIC.

En relación a la disponibilidad de combustibles, el único que presenta algún tipo de restricción en el suministro es el Gas Natural. En cuanto a la disponibilidad de gas natural de origen regional (gas desde Argentina u otros países) se supone nula en todo el periodo. En cuanto a la disponibilidad de gas natural licuado (GNL), se utiliza lo indicado en el ITD Abr13.

Central Tal Tal

100% disponibilidad de GNL para todo el horizonte de análisis. Hasta el mes de junio de 2016 opera como dos unidades GNL en Ciclo Abierto. A partir de julio del mismo año pasa a operar como Ciclo Combinado.

Central Nehuenco

Central Nehuenco 1, 100% disponibilidad de GNL a partir de abril de 2015, antes sólo diesel. Central Nehuenco 2, 100% disponibilidad de GNL a partir de abril de 2016, antes sólo diesel.

Central Candelaria

Unidades 1 y 2, 100% disponibilidad de GNL a partir de octubre de 2018. Hasta el mes de diciembre de 2019 opera como dos unidades en Ciclo Abierto. A partir de enero de 2020 para a operar como Ciclo Combinado.

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1802013

2014

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2021

2022

2023

2024

2025

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2027

Banda de Precio del Carbón(USD/Ton)

7,00

7,50

8,00

8,50

9,00

9,50

10,00

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

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2022

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2025

2026

2027

Banda de Precio del GNL(USD/MMBTU)

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200

400

600

800

1000

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2013

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2018

2019

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2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

Banda de Precio del Diesel(USD/Ton)

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200

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2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

Banda de Precio del Fuel Oil(USD/Ton)




Central San Isidro 1 y 2

100% disponibilidad de GNL para todo el horizonte de análisis.

Central Nueva Renca

100% disponibilidad de GNL a partir de abril de 2014, antes sólo diesel.

Central Quintero

Unidades 1 y 2, 100% disponibilidad de GNL a para todo el horizonte de análisis. Hasta el mes de octubre de 2018 opera como dos unidades en Ciclo Abierto. A partir de noviembre del mismo año opera como Ciclo Combinado.

7.5.5 Estadística Hidrológica

Para efectos de simular la oferta de generación de las unidades hidroeléctricas del SIC se utiliza la misma estadística hidrológica considerada en el ITD de octubre 2012, es decir, para las centrales hidroeléctricas de embalse se utilizó una muestra estadística de 51 años de los afluentes en régimen natural en las diferentes cuencas del país, desde abril de 1960 hasta marzo de 2011.

A efectos de generar una muestra que contenga situaciones más extremas y en base a la energía afluente al sistema para cada año hidrológico, se agregaron tres hidrologías a la estadística real bajo los siguientes criterios:

i. Una hidrología seca, que pondera los afluentes de la situación más seca como sistema (año 1998-1999), por el guarismo 0,8.

ii. Una hidrología seca, que pondera los afluentes de la siguiente situación más seca como sistema (año 1968-1969), por el guarismo 0,9.

iii. Una hidrología húmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la dispersión de la misma sea mínima.

De esta forma, el total de años hidrológicos utilizados para el presente análisis es de 54.

Para las centrales de pasada se aplicó un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estuvieran dentro de los máximos y mínimos de cada central.

expansion sistema transmision sing preliminar

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