www.revistaelectricidad.cl

2016/17

CAT

AS

TRO

DE

CE

NT

RA

LE

S Y

PR

OY

EC

TO

S E

NE

RG

ÉT

ICO

SP

OW

ER

PLA

NTS

& P

RO

JEC

TS S

UR

VE

Y

Una publicación del Grupo Editorial Editec

2016

/17

III V

ERSI

ÓN

Fotografía portada: Planta Solar Salvador, ubicada en la Región de Atacama. Fotografía tomada por: Juan Carlos Recabal.

© Grupo Editorial Editec SpA. Prohibida su reproducción total o parcial, y por cualquier tipo de medios o sistemas,

sin el consentimiento por escrito y previo de sus creadores.

Registro de Propiedad Intelectual Nº 274820

Grupo Editorial Editec SpA

Presidente Ricardo Cortés

DirectorRoly Solís

Gerente GeneralCristián Solís

Director de Conferencias y EstudiosJorge Goth

Analistas de Estudios Luis Ramírez

Ingeniero AdjuntoFelipe Cabrera

Asistente de EstudiosYolanda Zavala

Coordinación Bases de Datos Área de Estudios del Grupo Editorial Editec SpA

Base de DatosGrupo Editorial Editec SpA

Diseño y Producción Ediarte S.A.

Impreso en RR Donnelley

Producido por Felipe Ignacio Cabrera Ibacache, Ingeniero Adjunto y Luis Alberto Ramírez Rojas, Analista

de Estudios, ambos del Grupo Editorial Editec SpA

Dirección Antonio Bellet 444, Piso 6, Providencia,

Santiago de Chile. Fono +56 2 2757 4200,

Fax +56 2 2757 4201,Email: estudios@editec.cl

www.revistaelectricidad.cl/estudios-y-compendios

www.revistaelectricidad.cl

2016/17

CAT

AS

TRO

DE

CE

NT

RA

LE

S Y

PR

OY

EC

TO

S E

NE

RG

ÉT

ICO

SP

OW

ER

PLA

NTS

& P

RO

JEC

TS S

UR

VE

Y

Una publicación del Grupo Editorial Editec

2016

/17

III V

ERSI

ÓN

PEFC/29-31-75

2

20162017

CA

TAS

TR

O

DE

CE

NT

RA

LES

Y

PR

OY

EC

TO

S E

NE

RG

ÉT

ICO

S

Índice de Contenidos

Capítulo I ANÁLISIS Y ESTADÍSTICAS ................................ 51.1 Introducción ............................................................................. 61.2 Descripción de los Sistemas Eléctricos ................................. 81.3 Evolución de la Matriz Eléctrica ........................................... 101.4 Sistemas Eléctricos del País ................................................ 141.4.1 Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) ........................ 141.4.2 Sistema Interconectado Central (SIC) ......................................... 171.4.3 Sistema Eléctrico de Aysén y Sistema Eléctrico de Los Lagos ..... 191.4.4 Sistema Eléctrico de Magallanes ................................................ 231.4.5 Sistema Eléctrico de Isla de Pascua ........................................... 25

Capítulo IICENTRALES EN OPERACIÓN EN EL TERRITORIO NACIONAL ........................ 272.1 Centrales Hidroeléctricas de Embalse en Operación .......... 28 Fichas Centrales Hidroeléctricas de Embalse ANGOSTURA ............................................................................ 29 CANUTILLAR ............................................................................ 29 CIPRESES ................................................................................. 30 EL TORO ................................................................................... 30 COLBÚN ................................................................................... 30 MACHICURA ............................................................................. 30 PANGUE ................................................................................... 31 RAPEL... ................................................................................... 31 PEHUENCHE ............................................................................. 31 RALCO ..................................................................................... 312.2 Centrales Hidroeléctricas de Pasada en Operación ............ 32 Fichas Principales Centrales Hidroeléctricas de Pasada del SIC ABANICO .................................................................................. 36 ALFALFAL ................................................................................ 36 ANTUCO ................................................................................... 37 CURILLINQUE ........................................................................... 37 BLANCO ................................................................................... 37 CHACAYES ............................................................................... 37 EL PASO ................................................................................... 38 ISLA ......................................................................................... 38 HORNITOS ................................................................................ 38 LA CONFLUENCIA ..................................................................... 38 LA HIGUERA ............................................................................. 39 PEUCHÉN ................................................................................. 39 MAMPIL ................................................................................... 39 PULLINQUE .............................................................................. 39 QUILLECO ................................................................................ 40 RUCUE...................................................................................... 40 RUCATAYO ................................................................................ 40 SAUZAL .................................................................................... 402.3 Centrales Termoeléctricas en Operación ............................. 41 Fichas Principales Centrales Térmicas ANGAMOS (SING) ..................................................................... 47

ATACAMA (SING) ...................................................................... 47 KELAR (SING) ........................................................................... 47 MEJILLONES (SING) .................................................................. 47 NORGENER (SING) .................................................................... 48 TARAPACÁ (SING) ..................................................................... 48 TOCOPILLA (SING) .................................................................... 48 BOCAMINA I Y II (SIC) ............................................................... 48 CAMPICHE (SIC) ....................................................................... 49 CANDELARIA (SIC).................................................................... 49 GUACOLDA (SIC) ...................................................................... 49 NEHUENCO I Y II (SIC) ............................................................... 49 NUEVA RENCA (SIC) .................................................................. 50 NUEVA VENTANAS (SIC) ........................................................... 50 QUINTERO (SIC) ........................................................................ 50 SAN ISIDRO I Y II (SIC) .............................................................. 50 SANTA MARÍA (SIC) .................................................................. 51 TAL TAL (SIC) ........................................................................... 51 VENTANAS (SIC) ....................................................................... 512.4 Centrales Termoeléctricas de Biomasa y Biogás en Operación ........................................................... 52 Fichas Principales Centrales de Biomasa, Biogás y Cogeneración PLANTA DE ÁCIDO SULFÚRICO MEJILLONES (SING) ................. 53 ARAUCO I Y II (SIC) ................................................................... 53 CMPC LAJA (SIC) ..................................................................... 54 CMPC PACÍFICO (SIC) ............................................................... 54 LAUTARO (SIC) ......................................................................... 54 LOMAS COLORADAS (SIC) ........................................................ 54 NUEVA ALDEA III (SIC) ............................................................. 55 SANTA FE (SIC) ......................................................................... 55 VALDIVIA (SIC) .......................................................................... 55 VIÑALES (SIC) ........................................................................... 552.5 Centrales Eólicas en Operación ............................................ 56 Fichas Principales Centrales Eólicas CANELA I Y II (SIC) .................................................................... 58 EL ARRAYÁN (SIC) .................................................................... 58 LOS CURUROS (SIC) ................................................................. 58 MONTE RODONDO (SIC) ........................................................... 58 RENAICO (SIC) .......................................................................... 59 TAL TAL (SIC) ........................................................................... 59 TALINAY ORIENTE (SIC) ............................................................ 59 TALINAY PONIENTE (SIC) .......................................................... 59 TOTORAL (SIC) ......................................................................... 60 VALLE DE LOS VIENTOS (SING) ................................................. 602.6 Centrales Solares en Operación ........................................... 61 Fichas principales Centrales Solares BOLERO I, II, III (SING)............................................................... 63 MARÍA ELENA FV (SING) ........................................................... 63 POZO AL MONTE SOLAR I, II, III (SING) ..................................... 63 SOLAR JAMA I, II (PROY. SAN PEDRO SOLAR, SING) ................ 63 CARRERA PINTO ETAPA I (SIC) ................................................. 64 CHAÑARES (SIC) ...................................................................... 64

3

ÍND

ICE

Índice de Contenidos

CONEJO SOLAR (SIC) ............................................................... 64 LALACKAMA I, II (SIC) .............................................................. 64 LUZ DEL NORTE (SIC) ............................................................... 65 PARQUE FOTOVOLTAICO LOS LOROS (SIC) ............................... 65 PV SALVADOR (SIC) .................................................................. 65 SOLAR LLANO DE LLAMPOS (NUEVA AMANECER SOLAR CAP, SIC) ...................................... 65

Capítulo IIIPROYECTOS ENCONSTRUCCIÓN Y DESARROLLO ............................................... 66 Ampliación Planta FV La Huacaya (Fase II) ................................. 70 Central Hidroeléctrica La Mina (Proyecto y Modificación) ............ 71 Modificaciones Central Hidroeléctrica Carilafquén-Malalcahuello ...... 72 Proyecto Fotovoltaico Pampa Solar Norte ................................... 73 Parque Eólico Sierra Gorda Este..................................................74 Parque Solar Finis Terrae (Ex Crucero Oeste) ............................. 75 Parque Solar Quilapilún ............................................................. 763.1 Proyectos en Construcción ................................................... 77 Central Geotérmica Cerro Pabellón ............................................ 79 Planta Fotovoltaica Arica Solar I ................................................. 80 Planta Solar Fotovoltaica Arica II (Fase I Solar María José).......... 81 Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar I .................................... 82 Planta Solar San Pedro de Atacama I (Paruma) .......................... 83 Planta Solar San Pedro de Atacama II (Lascar) ........................... 83 Planta Solar San Pedro de Atacama IV (Pular) ............................ 84 Optimización Parque Eólico Quillagua ......................................... 85 Planta Solar Cerro Dominador .................................................... 86 Planta Solar Fotovoltaica Usya ................................................... 87 Parque Fotovoltaico Huatacondo ................................................ 88 Uribe Solar ................................................................................ 89 Infraestructura Energética Mejillones .......................................... 90 Ampliación Parque Eólico San Pedro (Fase I) .............................. 93 Parque Eólico Cabo Leones I ..................................................... 94 Parque Eólico San Juan de Chañaral de Aceituno (Fase de III a VI) ...95 Central Hidroeléctrica San Pedro ............................................... 96 Central Hidroeléctrica Embalse Ancoa ........................................ 97 Proyecto Hidroeléctrico Alto Maipo (Las Lajas, Alfalfal ll) ............ 98 Central Hidroeléctrica La Mina ................................................. 100 Mini Central Hidroeléctrica Las Nieves ..................................... 101 Central Hidroeléctrica Los Cóndores ........................................ 102 Central Hidroeléctrica Río Colorado .......................................... 103 Planta Solar Fotovoltaica El Divisadero (Fase I-IV) .................... 104 Proyecto Fotovoltaico El Pelícano ............................................. 105 Guanaco Solar ........................................................................ 106 Parque Fotovoltaico Santiago Solar .......................................... 107 Planta Fotovoltaica La Esperanza ............................................. 108 El Romero Solar ...................................................................... 109 Planta Solar Fotovoltaico Doña Carmen .....................................110 Planta Solar Fotovoltaica Malgarida...........................................111 Parque Solar Fotovoltaico ValleSolar .........................................112 Valleland Solar .........................................................................113

3.2 Proyectos Aprobados y en Calificación ..............................114 Planta de Concentración Solar de Potencia Copiapó Solar (SIC) .116 Espejo de Tarapacá (SING) .......................................................117 Pampa Solar (SING) ..................................................................118 Parque Eólico Aurora (SIC) ........................................................119 Parque Eólico Chiloé (SIC) ....................................................... 120 Parque Eólico Piñón Blanco (SIC) ............................................. 121 Parque Solar Fotovoltaica Doña Antonia (SIC) ........................... 122 Parque Solar Olmué (SIC) ........................................................ 123 Parque Solar Sol del Verano (SIC) .............................................124 Planta Solar Atacama II (SING) ................................................. 125 Parque Solar Fotovoltaico Sol del Desierto (SING) ..................... 127 Ampliación Planta Fotovoltaica Diego de Almagro Solar (SING)....... 128 Parque Fotovoltaico Délano (SIC) ............................................. 128 Parque Eólico La Estrella (SIC) ................................................. 129 Parque Solar Pedernales (SIC) ................................................. 129 Modificación Parque Solar Azapa (SING) .................................. 130 Modificación Proyecto FV Coya (SING) ..................................... 130 Nueva Planta Fotovoltaica Carrera Pinto Solar (SING) ................ 131 Parque Eólico Mulchén ............................................................ 131 Proyecto Fotovoltaico Lagunas ................................................. 132 Central El Campesino (SIC) ...................................................... 134 Parque Fotovoltaico Cielos de Tarapacá (SING) ......................... 135 Parque Eólico Rihue (SIC) ........................................................ 136 Parque Solar Fotovoltaico Luz del Oro (SIC) .............................. 137 Parque Solar Fotovoltaico Tamarico (SIC) ................................. 138 Planta Fotovoltaica Malgarida II (SIC) ....................................... 139 Eólica La Cabaña (SIC) ............................................................ 140 Planta Termosolar Camarones (SING) ........................................141 Central Hidroeléctrica Rucalhue (SIC) ....................................... 142 Parque Eólico Los Trigales (SIC) ............................................... 143 Planta Solar CEME I (SING) ...................................................... 144 Parque Eólico Malleco (SIC) ..................................................... 145 Campos del Sol Norte (SIC) ..................................................... 146 Campos del Sol Centro (SIC).................................................... 147 Parque Eólico Cerro Tigre (SING) ............................................. 148 Parque Solar Andino (SIC) ....................................................... 148 Parque Solar Domeyko (SIC) .................................................... 149 Planta Solar Fotovoltaica Piedra Colgada (SIC) ......................... 149 Planta Solar Cachiyuyo (SIC) .................................................... 150 Parque Eólico Punta de Talca (SIC) .......................................... 150 Parque Solar Qanqiña (SING) ................................................... 151 ANDES LNG (SIC) .................................................................... 155 Central Ciclo Combinado Tierra Noble (SIC) .............................. 156 Fotoelectricidad El Loa (SING) .................................................. 157 Parque Eólico Victoria (SIC)...................................................... 158 Parque Fotovoltaico Santa Isabel (SING) ................................... 159 Parque Fotovoltaico Granja Solar (SING) ................................... 160 Central a Gas Natural Las Arcillas (SIC).................................... 161 Trébol Solar Copiapó (SIC) ....................................................... 162 Central Termoeléctrica Ttanti (SING) ........................................ 163

4

20162017

CA

TAS

TR

O

DE

CE

NT

RA

LES

Y

PR

OY

EC

TO

S E

NE

RG

ÉT

ICO

S

Hz Hertz

W Watts

kW Kilowatts

MW Megawatts

GW Gigawatts

kWh Kilowatts hora

MWh Megawatts hora

GWh Gigawatts hora

TWh Terawatts hora

V Volt

kV Kilovolt

kVA Kilovoltamperio

MVA Megavoltamperio

L Litros

t Toneladas

Mt Millones de toneladas

cal Calorías

Kcal Kilocalorías

kg Kilogramos

kg/h Kilogramos por hora

t/h Toneladas por hora

m Metros

m2 Metros cuadrados

m3 Metros cúbicos

km Kilómetros

km2 Kilómetros cuadrados

m/s Metros por segundo

Abreviaciones y Nomenclatura

m3/s Metros cúbicos por segundo

m3/h Metros cúbicos por hora

US$ Dólares estadounidenses

MUS$ Miles de dólares estadounidenses

MMUS$ Millones de dólares estadounidenses

msnm Metros sobre nivel del mar

rpm Revoluciones por minuto

S/E Subestación

ha Hectáreas

CADE Comisión Asesora de Desarrollo Eléctrico

CCTP Comisión Ciudadana Técnico Parlamentaria

CNE Comisión Nacional de Energía

CDEC Centro de Despacho Económico de Carga

DIA Declaración de Impacto Ambiental

EIA Estudio de Impacto Ambiental

ERNC Energía Renovable No Convencional

GNL Gas Natural Licuado

OLADE Organización Latinoamericana de Energía

PMGD Pequeños Medios de Generación Distribuida

SEA Servicio de Evaluación Ambiental

SEIA Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental

SIC Sistema Interconectado Central

SING Sistema Interconectado del Norte Grande

SADI Sistema Argentino de Interconección

s/a Sin Antecedentes

N/I No Informa

www.revistaelectricidad.cl

2016/17

CAPÍTULO IANÁLISIS

Y ESTADÍSTICAS

Parque Eólico El Arrayán.Fotografía: Juan Carlos Recabal.

Plant

a Sola

r Salv

ador

- En

ergía

Sola

r. Fo

togr

afía:

Juan

Car

los R

ecab

al.

6

20162017

CA

TAS

TR

O

DE

CE

NT

RA

LES

Y

PR

OY

EC

TO

S E

NE

RG

ÉT

ICO

S

6

1.1 IntroducciónLa condición exportadora de Chile hace que el costo de la energía

sea uno de los puntos determinantes en la competitividad de sus pro-ductos frente a otros mercados. Existe amplia evidencia de la estrecha relación que existe entre crecimiento económico y consumo eléctrico, lo que permite prever que en la medida que el país continúe por la senda de progreso, sus requerimientos de energía seguirán aumen-tando en los próximos años (se constata que siempre el consumo energético es alrededor de dos puntos porcentuales por sobre el PIB, aunque los expertos hablan de eficiencia energética para desacoplar esa curva). Las estimaciones para Chile de demanda y capacidad de generación eléctrica apuntan a un crecimiento significativo en las próximas décadas.

De acuerdo al “Informe de Previsión de Demanda 2015-2030, SIC-SING, Fijación de Precio de Nudo”, publicado en octubre de 2015, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) espera que para 2020 el país, sumando el SING y SIC alcanzará una demanda de elec-tricidad de 82.870 GWh. Esto supone que la capacidad instalada a nivel país debiera estar en torno a los 23.650 MW. De esta manera, el país necesitaría instalar 3.729 MW adicionales a lo ya existente. Mientras que al 2030 alcanzará una demanda de electricidad de 120.701 GWh, creciendo un 73% respecto a los 69.751 GWh de generación eléctrica al año 2015.

Desde el punto de vista de la demanda, se ha establecido la necesi-dad de una mayor flexibilidad en las tarifas finales así como esquemas de gestión de consumo. Una propuesta interesante que apunta en este sentido consistió en la aprobación del Proyecto de Ley que crea el sistema de medición neta o Net Metering (Ley 20.571), que permitiría a los consumidores generar en forma local la energía que consumen así como la posibilidad de inyectar sus excedentes. Sin embargo, para que la ley entre en vigencia necesita de un reglamento que aún está en proceso de análisis y depuración en el Ministerio de Energía, el cual transformaría el modelo en Net Billing, donde la compañía distribuidora pagaría al cliente un valor establecido por cada kWh inyectado menor a aquel que el cliente paga, pero que incluiría el costo de transporte y las mínimas pérdidas por el transporte mismo.

Para formular soluciones a los problemas mencionados, en 2011 se crearon dos comisiones relativas a los desafíos del sector eléctrico: la Comisión Asesora de Desarrollo Eléctrico (CADE), constituida por técnicos y especialistas de diversos ámbitos, y la Comisión Ciudadana Técnico Parlamentaria (CCTP), conformada por académicos, parla-mentarios y representantes de organizaciones ambientalistas y de la sociedad civil. Si bien ambas comisiones difieren en puntos centrales, como el rol del Estado y la naturaleza de los argumentos esgrimidos, ambas verifican coincidencias en el diagnóstico de varios temas, así como en las propuestas presentadas.

7

CA

PÍT

ULO

I

1. A

NÁ

LIS

IS Y

ES

TAD

ÍST

ICA

S

7

CA

PÍT

ULO

I

1.1 IntroducciónLa energía pasó a ser un factor clave y estratégico para alcanzar

las metas de desarrollo económico y social, por lo que es indispen-sable asegurar el suministro energético futuro en concordancia con las exigencias que nuestra sociedad impone a este sector. En un contexto de desarrollo del sector que se da a través de soluciones del mercado, éste no siempre brinda las decisiones que llevan a preservar el bien común y las preferencias que nuestra sociedad exige a este esencial insumo. Para ello, el Estado debe tener un rol de planifica-ción y conducción que considere a todas las partes interesadas en la definición de una estrategia sólida y consistente, que vaya orientando el mercado. Precisamente, la “Agenda de Energía” presentada en mayo de 2014 por la Presidenta de la República como una hoja de ruta para el desarrollo de las acciones del Gobierno en esta materia, estableció como una de sus tareas “diseñar y ejecutar una Política Energética de largo plazo que contara con validación social, política y técnica”. Para ello, se especificaron dos horizontes: uno de corto plazo, para someter a discusión las líneas de trabajo en términos de los estándares, políticas y regulaciones que garanticen la factibilidad técnica y sustentabilidad de la matriz energética; y otro de mediano y largo plazo, para discutir aquellos aspectos estratégicos y tecnológicos que definan la matriz energética que el país impulsará hacia el año 2050. En el marco de la Agenda de Energía, se desarrolló un proceso de discusión convocante que incluyó a los actores relevantes del sector público, la industria, la academia, la sociedad civil, las regiones y la ciudadanía en general, con miras a obtener, como resultado final, la “Política Energética” de largo plazo del país. Se constituyó, así, un Comité Consultivo, liderado por el Ministro de Energía e integrado por actores clave del sector, con representación nacional y regional, provenientes de varios ministerios e instituciones públicas; de gre-mios; de la sociedad civil y de universidades nacionales. En el mes de septiembre del mismo año, este Comité evacuó una propuesta de “Hoja de Ruta 2050: Hacia una energía sustentable e inclusiva para Chile” con elementos clave a ser considerados por la Política Energética de largo plazo, documento que ha servido como insumo esencial para el desarrollo que aquí se presenta. A su vez, entre el 4 de noviembre y el 4 de diciembre de 2014, se llevó a cabo un proceso de consulta ciudadana del documento de Política Energética. Para alcanzar esta visión al 2050, la Política Energética se sustenta en 4 pilares: Seguridad y Calidad de Suministro, Energía como Motor de Desarrollo, Compatibilidad con el Medio Ambiente y Eficiencia y Educación Energética. Sobre estas bases, deben desarrollarse las diversas medidas y planes de acción planteados hasta el año 2050.

El 2015 de acuerdo a uno de los ejes de la Agenda de Energía liderada por el Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía, el CDEC-SING y el CDEC-SIC trabajaron en el diseño y plan de acción para todas las variables asociadas al proceso de interconexión eléc-trica de los dos principales sistemas interconectados nacionales, el

cual permitirá derribar una frontera al interior de nuestro país, para aprovechar los beneficios eléctricos, económicos, ambientales y sociales que emanan de esta unión. Este proceso de interconexión, inédito en nuestro país, conlleva adicionalmente la integración de los dos CDEC existentes en un solo organismo –el futuro Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional– según se ha definido en el proyecto de ley de transmisión que actualmente se tramita en el Congreso Nacional. El desarrollo energético también ha traspasado las fronteras nacionales, gracias a la operación exitosa de la interconexión con el Sistema Argentino de Interconexión –SADI–, la que contribuye a la seguridad del SING y permite realizar intercambios de energía eléctrica con Argentina, constituyendo a la vez un aporte concreto para la integración regional.

Considerando lo anterior, el principal objetivo del Catastro de Centrales y Proyectos Energéticos es poner a disposición del sector y del país una fuente de información actualizada respecto al estado actual de la matriz eléctrica, la evolución de sus indicadores y los cambios en la oferta de los últimos años. De la misma forma, presenta las inversiones más importantes en el sector de generación, muchas de ellas utilizando nuevas tecnologías que han incrementado su competitividad y las que serán responsables del desarrollo energético del futuro.

La tercera versión del Catastro de Centrales y Proyectos Energéticos representa un nuevo esfuerzo del Área de Estudios que, esperamos, sea recibido como un nuevo aporte informativo al sector por parte del Grupo Editorial Editec. Esta publicación repre-senta una labor sostenida por el Área de Estudios, que requiere la colaboración de las empresas del sector. A todos ellos agradecemos la disponibilidad de información y reconocemos el apoyo prestado. Invitamos, asimismo, a todos nuestros lectores a hacernos llegar sus comentarios, sugerencias y aportes, con el fin de perfeccionar la obra en sus futuras ediciones.

Con la concreción de este material, el Grupo Editorial Editec SpA completa un grupo de publicaciones especializadas en el sector energético, que incluye a la Revista Electricidad, el portal www.revistaelectricidad.cl; el newsletter Electricidad al día; el Compendio Energético de Chile y las conferencias especializadas ElecGas (Santiago); Foro Eléctrico del Sur, ForoSur (Concepción); Foro Eléctrico del Norte, ForoNor (Antofagasta); Foro Solar, Enersol (Antofagasta); y Foro Eólico de Chile, Eolo (Santiago).

Área de Estudios del Grupo Editorial Editec SpA.

Un sistema eléctrico está conformado por el conjunto de centrales generadoras, líneas de transmisión, subestaciones eléctricas y líneas de distribución, interconectadas entre sí.

En Chile se clasifican según su tamaño. Los sistemas mayores son aquellos con una capacidad instalada de generación igual o superior a 200 MW; los medianos poseen una capacidad instalada superior a 1,5 MW e inferior a 200 MW, y los pequeños corresponden a aquellos que poseen una capacidad instalada igual o inferior a 1,5 MW (Brokering et al., 2008).

Car ibbean Sea

Santiago

Bogotá

Quito

Georgetown Paramaribo

Caracas

FrenchGuiana(France)

ARGENTINA

BOLIVIA

BRASIL

CHILE

COLOMBIA

ECUADOR

GUYANA

PARAGUAY

PERÚ

SURINAME

URUGUAY

VENEZUELA

CENTRALAMERICA

Rancagua

Valparaíso

Coquimbo

CopiapóChañaral

Antofagasta

IquiqueSING800 km

Arica

LebuConcepciónTalcahuano

Temuco

Puerto Montt

SIC2.200 km

AYSÉN

MAGALLANES

Equator

Tropic of Capricorn

Arctic Circle

Antarctic Circle

Tropic of Cancer

Equator

20°E0°20°W 40°E40°W

40°N

40°S

60°E E°08W°08 60°W

60°S

20°S

20°N

60°N

120°E100°W 100°E80°N

80°S

120°W 140°E160°W 160°E140°W

W E

N

S

1000 2000

1000 2000

0mi

0km

Punta Arenas

La actividad de generación es desarrollada en Chile por empresas de capitales privados, reguladas y fiscalizadas por el Estado, que además cumple con la planificación indicativa de inversiones en los segmentos de generación y transmisión a modo de recomendación no forzosa (INE, 2009).

La capacidad instalada de generación eléctrica se encuentra distribui-da territorialmente en cuatro sistemas a lo largo del país, prácticamente autónomos. A continuación se describe cada uno de estos sistemas:

• Sistema Interconectado del Norte Grande (SING): Sistema mayor que abastece la zona norte del país, desde Arica por el norte hasta la localidad de Coloso en el límite sur. A diciembre de 2015 constituía el 24,8% de la capacidad instalada neta total en el país, atendiendo al 6,3% de la población nacional. Su generación es casi en su totalidad térmica (96,7%) y orientada a satisfacer principal-mente el consumo de la industria minera.

• Sistema Interconectado Central (SIC): Sistema mayor que abastece a la zona centro-sur del país, desde Taltal por el norte hasta Quellón, ubicado en la isla de Chiloé por el sur. La distancia entre ambas localidades es aproximadamente de 2.100 km. Constituye el 74,5% de la capacidad instalada neta total en el país. Su generación es 47,7% ter-moeléctrica y 46,9% hidroeléctrica, atendiendo el 92,2% de la población del país en 2015.

• Sistema Eléctrico de Aysén (incluye el Sistema de Los Lagos): En la práctica corresponde a cinco subsistemas medianos, no interconectados entre sí, ubicados en la zona sur del país: Palena, General Carrera y Aysén, Hornopirén, Cochamó. Su capa-cidad conjunta corresponde a sólo 0,22% nacional, con generación eléctrica de 23,0% termoeléctrica y 73,1% hidroeléctrica, siendo el más pequeño de los sistemas, atendiendo el 0,6% de la población del país en 2015.

• Sistema Eléctrico de Magallanes: Corresponde a cuatro subsistemas medianos no interconectados entre sí: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, que abastecen a las ciudades del mismo nombre. Se localiza en el extremo más aus-tral del país. Su capacidad instalada corresponde al

Fuente: Chile. Energy Policy Review, 2009. Agencia Internacional de Energía.

1.2 Descripción de los Sistemas Eléctricos

Figura 1.1

Sistemas eléctricos de Chile

8

20162017

CA

TAS

TR

O

DE

CE

NT

RA

LES

Y

PR

OY

EC

TO

S E

NE

RG

ÉT

ICO

S

Tabla 1.1

Principales estadísticas de los sistemas eléctricos de Chile 2015

SistemaTipo

de sistema

Área de cobertura

(regiones)

Capacidad Instalada neta

(MW)

Demanda Máxima (MW)

Generación Anual (GWh)

Ventas aClientes (GWh)

CoberturaPoblacional

SING Interconectado XV, I, II 5.302,0 2.465,0 18.731,1 15.457,0 6,3%

SIC Interconectado II a X, RM y XIV 15.911,0 7.577,0 50.564,5 49.552,0 92,2%

Aysén* Mediano XI 46,0 23,0 148,9 118,0 0,6%

Magallanes Mediano XII 106,0 53,0 306,5 279,0 0,9%Fuente: Área de Estudios de Editec, en base a datos del “Reporte Anual Estadísticas de Operación CDEC-SIC 2006-2015”, mayo 2016, CDEC-SIC, excepto Generación Anual, base de datos de la CNE.* incluye Sistema de Los Lagos.

combinado, incorporada a mediados de 1999 en el SIC. Las centrales que funcionan en base a esta tecnología utilizan un sistema de doble generación, donde los gases calientes de la combustión del gas natural funcionan como elemento motor, al mismo tiempo que esta combustión genera el vapor que mueve las turbinas.

Las centrales hidroeléctricas, por su parte, se caracterizan en general por tener costos de operación más bajos que las centrales térmicas. Su funcionamiento se basa en el aprovechamiento de la caída del agua desde cierta altura, lo cual induce el movimiento de las turbinas acopladas a un generador. Sin embargo, su localización en la zona centro-sur traspasa costos al sistema de transmisión encargado del suministro de los grandes centros de consumo. Estos costos se derivan del uso de diversos insumos de producción necesarios para el transporte de grandes volúmenes de energía entre dos puntos geográ-ficos, junto a la inversión en infraestructura (líneas y subestaciones) y la mantención de las instalaciones.

En las Figuras 1.2 y 1.3 se pueden apreciar la participación por tipo de central en la generación eléctrica bruta y la capacidad instalada total respectivamente.

0,50% del total nacional en 2015, siendo el 98,9% de su generación termoeléctrica y atiende al 0,9% de la población.

La Figura 1.1 muestra la ubicación geográfica de cada uno de los sistemas descritos, junto a los principales centros de consumo abaste-cidos por cada uno de ellos. En la Tabla 1.1 se resumen las principales características de los sistemas eléctricos nacionales, considerando datos de 2015 publicados por el CDEC-SIC y la CNE. La Tabla 1.2 desagrega la generación bruta de cada sistema por tipo de central, mientras que la Tabla 1.3 muestra la capacidad instalada en cada uno.

En la actualidad la generación de energía eléctrica tiene dos fuentes principales a nivel agregado: hidráulica y térmica, junto con otros tipos en desarrollo como las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), las cuales en 2015 alcanzaron el 7,41% de participación en la matriz conjunta de los sistemas, y que han adquirido niveles más competitivos en los últimos años.

Las centrales térmicas convencionales son alimentadas con una serie de combustibles. Dentro de ellos destaca el uso del carbón, gas natural, petróleo, leña y desechos. La tecnología más moderna es la de ciclo

Tabla 1.2Generación bruta según sistema eléctrico

por tipo de central 2015 (GWh)

Sistema Térmico HidráulicoEólico +

SolarTotal

SING 18.114,5 77,8 538,7 18.731,1

SIC 24.130,0 23.706,6 2.727,8 50.564,5

Aysén 31,3 94,5 5,8 131,6

Magallanes 303,1 - 3,4 306,5

Los Lagos 2,9 14,4 - 17,3

Fuente: Área de Estudios de Editec, en base a datos de la CNE.

Tabla 1.3

Potencia neta instalada en cada sistema eléctrico por tipo de central enero-agosto de 2016 (MW)

Sistema Térmico HidráulicoEólico +

SolarTotal

SING 4.450,6 16,4 435,1 4.902,1

SIC 8.457,3 6.588,4 2.181,1 17.226,7

Aysén 35,3 22,6 3,8 61,7

Magallanes 101,7 - - 101,7

Los Lagos 6,2 0,8 - 6,9

Isla de Pascua 4,3 - - 4,3 Fuente: Área de Estudios de Editec, en base a datos de la CNE.

9

CA

PÍT

ULO

I

1. A

NÁ

LIS

IS Y

ES

TAD

ÍST

ICA

S

1.3 Evolución de la Matriz Eléctrica

En 2015 la capacidad instalada neta a nivel nacional llegó a un total de 19.741,7 MW aproximadamente, adicionándose un 4,6% con respecto a 2014. De estos, 15.609,4 MW (79,07%) corresponden al SIC y 3.967,7 MW (20,10%) al SING (la capacidad instalada del SING no considera en el total a la central de gas natural de 380 MW ubicada en Salta, Argentina, interconectada a este sistema). El restante 0,83% se reparte entre los sistemas eléctricos de Aysén con 52,4 MW (0,27%), Magallanes con 101,7 MW (0,52%), Los Lagos con 6,2 MW (0,03%) e Isla de Pascua con 4,3 MW (0,02%), respectivamente. El total de capa-cidad instalada al 2015 se categoriza en un 58,0% de termoelectricidad,

Figura 1.2

Participación por tipo de central en la generación bruta nacional 2015

Fuente: Área de Estudios de Editec, en base a datos de la CNE. Fuente: Área de Estudios de Editec, en base a datos de la CNE.

Figura 1.3

Participación por tipo de central en la potencia neta instalada nacional enero-agosto de 2016

29,6% de hidroelectricidad convencional y 12,4% de ERNC. Al mes de agosto de 2016, la capacidad instalada asciende a 22.303,4 MW.

Considerando la década desde 2006 a 2015, la capacidad instalada neta ha crecido un 92,8%. Lo anterior se debe principalmente a las inversiones de generación en el SING, que ha aumentado su potencia en 152,9% durante ese mismo periodo, mientas que el SIC ha crecido un 82,9%. Cabe señalar que la tasa media anual acumulada respecto a la capacidad instalada total eléctrica neta en dicho periodo se ha incrementado en un 7,6%. En la Figura 1.4 se detalla la capacidad instalada neta en cada sistema entre

Figura 1.4

Capacidad instalada neta por sistemas

Fuente: Base de Datos CNE.

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

24.000(MW)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 ago-16

Magallanes AysénSIC SING Los Lagos Isla de Pascua

Fuente: Base de datos CNE.

0

20.000

40.000

60.000

80.000(GWh)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 abr-16

Magallanes AysénSIC SING Los Lagos

Figura 1.5

Generación eléctrica bruta por sistemas

Hidráulico34,3% Térmico

61,0%

Eólico + Solar4,7%

69.751,0 (GWh)

Hidráulico29,7% Térmico

58,5%

Eólico + Solar11,7%

22.303,4 (GWh)

10

20162017

CA

TAS

TR

O

DE

CE

NT

RA

LES

Y

PR

OY

EC

TO

S E

NE

RG

ÉT

ICO

S

14

20162017

CA

TAS

TR

O

DE

CE

NT

RA

LES

Y

PR

OY

EC

TO

S E

NE

RG

ÉT

ICO

S

1.4 Sistemas Eléctricos del País

Como se señaló, en Chile existen cuatro sistemas eléctricos interconectados. El 98,5% de la población se abastece de energía proveniente del SIC y el SING. Las dos redes restantes, Aysén y Magallanes, atienden el consumo de las regiones XI y XII, respecti-vamente. A continuación se presentan las principales características de cada uno de ellos.

1.4.1 Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)Este sistema está constituido por centrales generadoras y líneas

de transmisión interconectadas que abastecen los consumos de las regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta. Fue inaugurado en 1987 y se extiende entre las ciudades de Arica por el norte y Antofagasta por el sur, cubriendo una superficie aproximada de 185.142 km2, lo que representa un 24,5% del territorio nacional. La operación de este sistema corresponde al Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC-SING), que entró en funcionamiento en 1993.

Entre 1990 y 1997 la matriz de generación correspondió en su mayor parte a generación termoeléctrica a carbón, complementada en una pequeña porción por generación a petróleo, principalmente como res-paldo. A partir de la entrada de gas natural argentino en 1997, la matriz de generación pasó a ser mayoritariamente basada en ese combustible, alcanzando un 58% del total. La crisis del gas a partir de 2004 llevó a un cambio radical, volviendo a ser la generación a base de carbón la principal fuente de producción, complementada con el uso de petróleo diesel como sustituto del gas natural argentino. A partir de 2010 el inicio de la operación del terminal de GNL de Mejillones ha reemplazado una porción significativa de petróleo diesel, y la instalación de nuevas centrales a carbón está volviendo a colocar a este energético como principal fuente de generación. Durante los últimos años estos dos combustibles han sido los más utilizados como fuente de generación, como muestra la Figura 1.9.

En 2015 el SING alcanzó una capacidad bruta instalada de 4.181,95 MW, lo que equivale a 16,3% más que hace una década atrás, y un

Tabla 1.8

Generación Bruta Sistemas Medianos de Aysén

Tipo de Generación2011 2012 2013 2014 2015 a Julio de 2016

MWh % MWh % MWh % MWh % MWh % MWh %

Hidráulica Pasada 100.953,66 77,88% 98.804,50 75,92% 103.694,45 77,88% 109.696,58 79,60% 94.507,18 71,81% 28.106,55 31,03%

Diesel 21.058,95 16,25% 23.920,56 18,38% 23.428,16 17,60% 21.521,12 15,62% 31.311,51 23,79% 59.861,81 66,08%

Eólica 7.619,84 5,88% 7.421,64 5,70% 6.028,73 4,53% 6.600,50 4,79% 5.780,17 4,39% 2.615,28 2,89%

TOTAL 129.632,45 100% 130.146,71 100% 133.151,34 100% 137.818,20 100% 131.598,86 100% 90.583,64 100%

Fuente: Área de Estudios de Editec, en base a datos del Informe “Generación Bruta, Sistemas Medianos: Aysén 2008-2016, Gral. Carrera 2008-2016, Palena 2008-2016”, agosto 2016, CNE, obtenidos de “Generación Mensual de Energía”, EDELMAG.

Tabla 1.9

Generación Bruta Sistemas Medianos de Magallanes

Tipo de Generación2011 2012 2013 2014 2015 a Julio de 2016

MWh % MWh % MWh % MWh % MWh % MWh %

Gas 271.972,49 98,51% 279.909,84 97,66% 285.616,26 98,28% 291.824,05 98,09% 296.702,30 96,79% 178.126,34 94,63%

Diesel 4.110,84 1,49% 6.693,73 2,34% 5.004,90 1,72% 5.692,98 1,91% 6.421,95 2,10% 5.487,62 2,92%

Eólica 0,00 0,00% 0,00 0,00% 0,00 0,00% 0,00 0,00% 3.403,35 1,11% 4.615,90 2,45%

TOTAL 276.083,32 100% 286.603,57 100% 290.621,16 100% 297.517,03 100% 306.527,60 100% 188.229,85 100%

Fuente: Área de Estudios de Editec, en base a datos del Informe “Generación Bruta, Sistemas Medianos: Punta Arenas 1998-2016, Puerto Natales 1999-2016, Puerto Williams 2003-2016, Porvenir 2004-2016”, agosto 2016, CNE, obtenidos de “Generación Mensual de Energía”, EDELMAG.

www.revistaelectricidad.cl

2016/17

CAPÍTULO IICENTRALES

EN OPERACIÓN EN EL TERRITORIO

NACIONAL

Central Mejillones E-CL.Fotografía: Juan Carlos Recabal.

28

20162017

CA

TAS

TR

O

DE

CE

NT

RA

LES

Y

PR

OY

EC

TO

S E

NE

RG

ÉT

ICO

S

2.1 Centrales Hidroeléctricas de Embalse en Operación

A mediados de la década de 1960 se hizo necesario aumentar significativamente la capacidad de generación eléctrica del país debido a que la demanda de energía aumentaba al ritmo de 10% anual, dando paso a la etapa de construcción de las grandes centrales hidroeléc-tricas. La primera de ellas, inaugurada en 1968, fue la central Rapel. Esta dio origen a un embalse en donde se instalaron cinco turbinas con una capacidad de generación de 350 MW.

Actualmente el SIC dispone de diversos embalses ubicados entre las regiones de O’Higgins y Los Lagos, los cuales acumulan el agua proveniente principalmente de los deshielos que ocurren entre septiembre y enero, y la utilizan para complementar los caudales de los ríos en los periodos más secos del año, generalmente entre abril y junio. Las centrales que se encuentran en operación disponen de turbinas Francis, Pelton, Kaplan dadas las condiciones de caudal y altura. A continuación, se describen brevemente las condiciones de operación de cada uno:

• El embalse Colbún, ubicado en la VII región del Maule, fue construido entre los años 1980 y 1985 con el objetivo de retener las aguas del río Maule. Posee un volumen de regulación de 1.116 millones de m3, equivalente a 552 GWh. Alcanza 5.700 ha. de superficie y presenta características locales que hacen posible determinar políticas de operación independientes de la gestión de los otros embalses. Permite la generación de energía en las centrales Pehuenche y Colbún y a su vez alimenta por el pretil sur al vecino lago Machicura, que genera energía a través de la Central Hidroeléctrica Machicura.

• La laguna de la Invernada, ubicada en la VII región del Maule, alcanza un volumen de 179 millones de m3. Al igual que el embalse Colbún, presenta una capacidad de regulación estacional. Esta laguna alimenta a las centrales Cipreses, Isla, Curillinque, Loma Alta, Pehuenche, Colbún, Machicura, San Ignacio, entre otras centrales de Embalse y Pasada.

• El lago Rapel, por su parte, solo tiene regulación semanal. Se encuentra ubicado en la VI región del Libertador Bernardo O’Higgins, y abastece a la central del mismo nombre. Su volumen de regulación alcanza los 435 millones de m3, equivalentes a 723 GWh.

• El lago Laja por su parte, ubicado en la VIII región del Biobío, es

un embalse de gran capacidad (su volumen de regulación alcanza a 5.071 millones de m3) que permite realizar regulación interanual. Entre las centrales que abastece se encuentran El Toro, Abanico, Antuco, entre otras, y en términos de energía, permite almacenar 6.820 GWh aproximadamente. La utilización de las aguas de este lago tiene por objeto atenuar los efectos de hidrologías extremas en el sistema eléctrico, aminorar los efectos provocados por la estacionalidad de la demanda y el ingreso de nuevas centrales al sistema, y entregar señales para la fecha óptima de puesta en servicio de nuevas obras. En efecto, la operación óptima del lago Laja es modificada por el ingreso de una nueva central al sistema y, por lo tanto, la fecha de puesta en servicio debe ser analizada tomando en cuenta la operación del lago, que tiene influencia sobre el costo de operación y falla del sistema y, consecuentemente, en el costo marginal de la energía.

• El embalse Ralco fue inaugurado en 2004. Posee un volumen de regulación de 800 millones de m3, lo que equivale a 316 GWh de energía. Está ubicado en la VIII región del Biobío y abastece a la central que lleva su nombre.

• El lago Chapo, está ubicado en la X región de los Lagos. Su volumen de regulación es de 850 millones de m3, equivalentes a 473 GWh generables por la central Canutillar.

• Por último, se tiene la central Angustura que es el mayor proyecto desarrollado en nuestro país como central de embalse desde el año 2004. Este megaproyecto se desarrolló entre las comunas de Quilaco y Santa Bárbara, en donde se unen los ríos Huequecura y Biobío. Como principal característica, esta central fue diseñada de manera de causar el menor impacto visual. Posee una potencia instalada de 321 MW producidos por sus 3 turbinas Francis de Eje Vertical.

Actualmente se encuentran operando diez centrales hidroeléctricas de embalse en el país, 4 de estas pertenecen a la empresa Colbún S.A. y el resto pertenecen o son filiales a Enel Generación Chile. Todas se encuentran conectadas al SIC, y representan el 24,47% de la capacidad instalada en este. El resumen de los datos principales de este tipo de centrales se presenta en la Tabla 2.1:

29

CA

PÍT

ULO

II

2. C

EN

TR

AL

ES

EN

OP

ER

AC

IÓN

EN

EL

TE

RR

ITO

RIO

NA

CIO

NA

L

Tabla 2.1

Centrales Hidroeléctricas de Embalse en Operación del SIC

Operador Central Región N° de

UnidadesAño

Sincronización

Potencia Instalada

[MW]Turbina Altura [m]

Caudal [m3/s]

SS/EE

Colbún S.A. Machicura VII 2 1985 94,8 Kaplan 37 280 Machicura

Colbún S.A. Canutillar X 2 1990 172 Francis 237,4 65 Canutillar

Colbún S.A. Angustura VIII 3 2014 321 Francis 700 50 Mulchen

Colbún S.A. Colbún VII 2 1985 472,8 Francis 168 280 Colbún

Empresa Eléctrica Pangue S.A. Pangue VIII 1 1996 465,83 Francis 99 500 Pangue

Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. Pehuenche VII 2 1991 568,3 Francis 206 300 Pehuenche

Enel Generación Chile S.A. Cipreses VII 3 1955 105,82 Pelton 370 36 Cipreses

Enel Generación Chile S.A. Rapel VI 5 1968 376,64 Francis 76 535 Rapel

Enel Generación Chile S.A. El Toro VIII 4 1973 448,74 Pelton 545 97,3 El Toro

Enel Generación Chile S.A. Ralco VIII 2 2004 689 Francis 200 450 RalcoIndexación y creación: Área de Estudios Editec S.A.Fuentes: www.cne.cl • www.cdecsic.cl • www.systep.cl • www.sea.gob.cl • www.antuko.com

Fichas Centrales Hidroeléctricas de Embalse

ANGOSTURA

Datos Técnicos

Capacidad 321 [MW]

Generación (2015) 802.475 [MW/h]

N° Unidades 3

Tipo de Turbina Francis

Altura de Caída 700 [m]

Caudal Turbinable 50 [m3/s]

UbicaciónRío Biobío al sur oriente de Los Ángeles, Santa Bárbara.

Datos Comerciales

Empresa Colbún S.A.

DirecciónAv. Apoquindo 4775, Piso 11, Las Condes, Santiago.

Teléfonos Empresa (56-2) 2460 4000

Página Web www.colbun.cl

Descripción

La central hidroeléctrica Angostura tiene una capacidad instalada de 316 MW y una generación media anual de 1.542 GWh. Fue construida en 48 meses, utiliza 3 turbinas Francis Vertical y permite abastecer cerca del 3% de la demanda energética del SIC. Presenta un modelo que concilia la generación de energía con turismo, a través del Parque Angostura.

CANUTILLAR

Datos Técnicos

Capacidad 172 [MW]

Generación (2015) 839.863 [MW/h]

N° Unidades 2

Tipo de Turbina Francis

Altura de Caída 237,4 [m]

Caudal Turbinable 65 [m3/s]

Ubicación60 km al oriente de Puerto Montt, Cochamó,Región de Los Lagos, Canutillar s/n, Cochamó.

Datos Comerciales

Empresa Colbún S.A.

DirecciónAv. Apoquindo 4775, Piso 11, Las Condes, Santiago.

Teléfonos Empresa (56-2) 2460 4000

Página Web www.colbun.cl

Descripción

Canutillar es una central de embalse de 172 MW de potencia, localizada a 60 km al oriente de Puerto Montt, comuna de Cochamó, Región de Los Lagos. Es una central hidroeléctrica de regulación estacional y fue puesta en servicio en el año 1990. La energía se genera utilizando las aguas del lago Chapo y de los ríos Blanco y Lenca.

www.revistaelectricidad.cl

CAPÍTULO IIIPROYECTOS EN

CONSTRUCCIÓN Y DESARROLLO

Central Hidroeléctrica Angostura.Fotografía: Juan Carlos Recabal.

2016/17

68

20162017

CA

TAS

TR

O

DE

CE

NT

RA

LES

Y

PR

OY

EC

TO

S E

NE

RG

ÉT

ICO

S

Chile fue uno de los primeros países de America Latina en proponer-se objetivos claros en cuanto a política energética renovable, con el fin de mejorar la matriz energética. Así, el país asumió el compromiso de que el 20 % de los retiros de energía provinieran de fuentes renovables hacia el 2025. Para lograr ese fin, las primeras normativas que entraron en apoyo a estas fuentes de generación fueron:

• Ley 19.940: creada para incentivar el trato igualitario entre generado-res, permite el paso a las pequeñas generadoras entrar al mercado mayorista, mejorando la tarificación del sector de transmisión, dando acceso libre a las redes de distribución y peajes libres para los genera-dores de 9 MW o inferior y parciales en sistema troncal (próximamente a ser Sistema Nacional) para las generadoras entre 9 y 20 MW.

• Ley 20.018: esta Ley es otro gran hito en la política de energía renovable. Dictamina que el 5% de los bloques a licitar por parte de las empresas distribuidoras sea destinado a fuentes renovables, ofreciendo condiciones de precios similares a las generadoras que se adjudiquen parte de los bloques licitados.

• Ley 20.257: llamada comúnmente como la Ley ERNC, este dictamen busca reforzar la inversión en proyectos de energía renovable. Esto lo logra impulsando a toda generadora mayor a 200 MW, que desee comercializar en el mercado de los contratos libre o regulado, a demostrar que 10 % de sus retiros provienen de fuentes renovables.

• Ley 20.698: fue pionera en reforzar y elevar el incentivo de desarro-

llo de proyectos ERNC, esto se logró mediante un plan de expansión escalonada que tuvo repercusiones en la ampliación a una matriz energética diversificada.

Las normativas nacionales, en conjunto con el interés internacional por invertir en fuentes renovables, impulsan la generación de proyectos formulados para implementar fuentes renovables en la matriz energé-tica. En el último tiempo estos han crecido exponencialmente, lo que presenta indicadores muy favorables para cumplir la meta 20/25 que hace solo 3 años parecía muy distante.

Adicionalmente el sistema debe resguardar la seguridad y calidad del servicio por lo que mucho de los nuevos proyectos que están enfocados en fuentes convencionales ofrecen distintas vías de cómo entregar mayor flexibilidad y así potenciar la incidencia renovable en el sistema, principalmente implica tomar en cuenta relevantes aspectos ambientales que son justificados por el problema de la intermitencia de las fuentes renovables, lo que pone en riesgo la operación segura del sistema.

Como se puede notar en la siguiente tabla, los sistemas interco-nectados del Norte y Central tienen mayoritariamente propuestas para implementar proyectos que utilizan los recursos solares y eólicos de nuestro extenso país.

Se puede ver una drástica baja en cuanto a las inversiones en centrales a carbón y diesel. Adicionalmente se ve que el costo de la tec-nología renovable aumenta considerablemente por cada MW instalado.

En esta parte del libro se desglosan los diferentes proyectos que entrarán al sistema eléctrico chileno en los próximos ejercicios pasan-do por las diferentes tecnologías que se están agregando en nuestro país entre ellos proyectos híbridos de energía como “Espejo y Cielo de Tarapacá”, de 900 MW, propuesto en 2 etapas dependientes una de ellas siendo la primera hidroeléctrica reversible del país que funcio-

Tabla 3.1

Resumen Proyectos Aprobados y en Calificación Ambiental (SING, SIC)

Fuente de energía

SIC SING

En Calificación Aprobados En Calificación Aprobados

Potencia [MW]

Inversión [MMUS$]

Potencia [MW]

Inversión [MMUS$]

Potencia [MW]

Inversión [MMS$]

Potencia [MW]

Inversión[MMUS$]

Solar 2.625 6.250 7.375 17.522 2.917 13.968 8.565 26.234

Eólica 2.028 3.909 6.474 13.370 0 0 2.074 4.099

Gas Natural 3.141 3.208 1.610 1.430 1.290 1.300 1.300 1.158

Hidráulica 300 771 3.371 5.703 0 0 300 385

Geotermia 0 0 70 130 50 260 50 180

Biomasa/Biogás 57 139 426 874 0 0 0 0

Carbón 24 72 5.236 10.031 0 0 1.770 3.500

Diesel 323 193 1.979 5.631 0 0 207 340

Total 8.498 14.542 26.541 54.892 4.257 15.528 14.481 36.198

Fuente: Indexación y Creación: Área de Estudios Grupo Editorial Editec SpA.Fuentes: www.CDECSIC.cl • www.CDEC-SING.cl • www.systep.cl • www.sea.gob.cl • www.antuko.com.

69

3. P

RO

YE

CT

OS

EN

CO

NS

TR

UC

CIÓ

N Y

DE

SA

RR

OLL

OC

AP

ÍTU

LO

III

nará en conjunto con una planta fotovoltaica. Otro gran exponente es “Fotoelectricidad El Loa”, el cual busca romper con la intermitencia de la energía solar mediante concentradores Cilindro – Parabólicos que traba-jarán junto a un parque solar dotándolo de una capacidad de 1100 MW.

A continuación se analizarán algunos de los proyectos que están en etapas de pruebas para su posterior sincronización con la red, la cual prontamente se denominará Sistema Interconectado Nacional.

Tabla 3.2

Proyectos en Etapa de Pruebas para su Sincronización en los sistemas SING y SIC

Propietario Central Región Sistema Fuente de Generación Potencia [MW] SS/EE

Engie Energía Chile S.A. Solar El Águila I XV SING Solar 2,01 Lluta

SPS La Huayca S.A. SPS La Huayca II I SING Solar 24,99 Tamarugal

Enel Green Power Chile Ltda. Parque Solar Finis Terrae II SING Solar 145 Encuentro

Enel Green Power Chile Ltda. Sierra Gorda II SING Eólica 112 Encuentro - Sierra Gorda

Enel Green Power Chile Ltda. Pampa Solar Norte II SIC Solar 85,3 Tap Off D. Almagro - Paposo

Parque Solar Carrera Pinto S.A. Carrera Pinto Etapa II III SIC Solar 73,5 Carrera Pinto

Latin American Power S.A. Eólica San Juan I a VI III SIC Eólica 184,8 Tap Off Maitencillo

RTS Energía S.A. Pilar Los Amarillos III SIC Solar 3 Salvador

Almeyda Solar SpA. Solar Diego de Almagro III SIC Solar 4 Emelda

SPV P4 S.A. Solar Chuchiñi III SIC Solar 2,9 Salamanca

Green Energy Chile Ltda. Alturas de Ovalle VI SIC Eólica 6 Alimentador Delta

Teatinos Energía S.A. Cordillera VII SIC Solar 1,43 Teno

Hidroeléctrica Cumpeo S.A. Cumpeo VII SIC Mini Hidráulica de Pasada 5,76 Molina

Eléctrica El Galpón SpA. El Galpón VII SIC Mini Hidráulica de Pasada 1,3 Molina

Hidroeléctrica El Puma S.A. La Montaña I VII SIC Mini Hidráulica de Pasada 3 Teno

Colbún S.A. La Mina VII SIC Hidráulica de Pasada 40 Loma Alta

Eólico Las Peñas SpA. Eólica Las Peñas VIII SIC Eólica 8,4 Carampangue

Parque Eólico Lebu - Toro SpA. Ampliación Eólica Lebu VIII SIC Eólica 3,47 Lebu

Eólica La Esperanza S.A. Parque Eólico La Esperanza VIII SIC Eólica 10,5 Negrete

E. E. Carén S.A. Carilafquén IX SIC Mini Hidráulica de Pasada 19,8 Carén Bajo

E. E. Carén S.A. Malalcahuello IX SIC Mini Hidráulica de Pasada 9,2 Carén Bajo

Enerbosch S.A. El Colorado X SIC Mini Hidráulica de Pasada 2 Puerto Montt

Rio Alto Generación S.A. Eólica San Pedro II X SIC Eólica 65 San Pedro

Hidroeléctrica Chanleufú S.A. Chanleufú X SIC Mini Hidráulica de Pasada 8,4 Aihuapi

Sagesa S.A. Corral XIV SIC Diesel 0,8 Corral

Sunedison Chile Ltda. Quilapilún RM SIC Solar 117,4 Polpaico - El Llano

Consorcio Santa Marta S.A. Santa Marta (U N° 9 y 10) RM SIC Biogás 3,93 Santa Marta

Sun Energreen S.A. Solar Altos del Paico RM SIC Solar 2,1 El Paico

KDM Energía S.A. Solar Loma Los Colorados RM SIC Solar 1,07 Loma Los Colorados

Andes Energy and Capital S.A. Viña Tarapacá RM SIC Mini Hidráulica de Pasada 0,25 Isla de Maipo

Indexación y Creación : Área de Estudios Grupo Editorial Editec SpA.Fuentes : www.CDECSIC.cl • www.CDEC-SING.cl • www.systep.cl • www.sea.gob.cl • www.antuko.com

70

20162017

CA

TAS

TR

O

DE

CE

NT

RA

LES

Y

PR

OY

EC

TO

S E

NE

RG

ÉT

ICO

S

La empresa Seltec después de construir la fase piloto La Huayca I, se decide construir la ampliación La Huayca II para aumentar la producción del parque a 30 MW. Este proyecto, por su naturaleza renovable entrará al mercado de bonos de carbono. Los predios en donde se construyó el parque presentan la mayor radiación solar del país y del mundo, y disponibilidad de conectarse a las líneas de transmisión eléctrica sin generar gran impacto. El proyecto se ubica en un entorno geográfico altamente favorable:

• Radiación Solar Máxima Mensual: 927 W/m2.

• Energía Solar Promedio Anual: 5.240 Wh/m2 - año.

Para la ampliación del campo fotovoltaico se necesitaron apróx. 10 ha de superficie para paneles fotovoltaicos, los paneles tienen una potencia nominal de 230 Wp, a 27 V y 7,68 A. Los paneles de estructura fija tienen una orientación Norte y a una inclinación de 25°, para maximizar la captación de los grupos. Cada grupo consta de 23 paneles fotovoltaicos conectados en serie.

La energía en corriente continua producida es conducida de forma subterránea y según norma hacia los inversores.

La infraestructura considerada para cada grupo inversor es de una caseta de inversión de marca Emerson Modelo SPV 1200 y el equipamiento de la marca Control Techniques. En la caseta se ubican ocho inversores CC/AC trifásicos (380 V) de 1,2 MW AC, el sistema de control y los equipos auxiliares en CC.

La potencia nominal de cada inversor será de 1.236 kW AC, para una potencia total instalada de 9.888 kW (9,9 MW). La producción estimada anual bruta, será de 17,2 GWh/año.

La línea de transmisión de 66 kV que comunica el parque a la Subestación Tamarugal cercana al parque, tendrá una longitud de 17 km y utilizará las instalaciones del alimentador Pica para desa-rrollar el menor impacto en la flora y fauna del sector. Para conectar la línea a red existente, se pretende incorporar una barra de 66 kV en la Subestación Tamarugal, en la cual se conectarían la línea proveniente de la subestación Pozo Almonte.

PROYECTO

Ampliación Planta FV La Huacaya (Fase II)

Titular Sps La Huayca S.A.

Fecha de Presentación 13/02/2013

Central Solar

Capacidad Instalada 25 [MW]

Generación Anual 17,2 [GWh]

Inversión 46 [MMUS$]

Vida Útil 30 años sin modificaciones

Of. CentralVía 5 Manz F, Sitio 2, Manzana F, Vía 5 Bajo Molle, Iquique, Región de Tarapacá.

Teléfono (56-57) 224 8726

Etapa Actual Sincronización.

Fecha de Aprobación 11/09/2013

Ubicación

Camino rural A-605, al Este de la población de La Huayca, Pozo al Monte, Región de Tarapacá.

Objetivo

La ampliación del parque La Huayca se comprende la instalación 10 ha de paneles de 230 W los cuales están montados sobre estructuras fijas con una inclinación de 25° aumentando la potencia del parque a 30 MW, para la evacuación de la energía se utilizarán la red en 66 kV denominada alimentados Pica y una barra de 66 kV en la subestación Tamarugal

DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

Escanee el código con tu tablet o

smartphone

Obtenga sus productos con

tan solo un click en: comercio.editec.cl

Adquiera el más completo, útil, confi able y actualizado material de consulta de la comunidad minera tanto nacional como internacional

VALOR

$95.000 + IVA

NUEVOS CONTENIDOS:

• Análisis en torno al Litio.

• Recursos Hídricos.

• Recursos Energéticos.

• Mapa conceptual de las principales Compañías Mineras en Chile, con sus faenas y respectivas producciones.

Cristián Valdivieso

cvaldivieso@editec.cl / +56 2 27574259

Para mayor información contacte a:

LA EDITORIAL TÉCNICA Y DE NEGOCIOS LÍDER DE CHILE

Compendio MCH_VENTA_PUBLICIDAD.indd 1 03-02-17 1:45 p.m.

www.revistaelectricidad.cl

www.revistaelectricidad.cl

2016/17

CAT

AS

TRO

DE

CE

NT

RA

LE

S Y

PR

OY

EC

TO

S E

NE

RG

ÉT

ICO

SP

OW

ER

PLA

NTS

& P

RO

JEC

TS S

UR

VE

Y

Una publicación del Grupo Editorial Editec

III V

ERSI

ÓN

El área de Estudios & Compendios del Grupo Editorial Editec es reconocida por el desarrollo de productos con alto grado de especialización y experiencia en los mercados minero y energético.Lo invitamos a conocer más sobre nuestros libros.