“planificación central del sing” vatt (i-j) = avi +...
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Pontificia Universidad Católica de Chile
Escuela de Ingeniería
Departamento de Ingeniería Eléctrica
IEE 3372 Mercados Eléctricos
Tema de investigación
“Planificación Central del SING”
Profesor Guía: Carlos Silva Montes Alumnos: Hugo Morales Basualto - Sergio Quiroz Iligaray
VATT (i-j) = AVI + COMA
Nodo (i) Nodo (j)
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Índice
1. Introducción 3 1.1 Objetivos del estudio. 1.2 Resultados esperados.
3 4
2. Marco Regulatorio de la Transmisión Eléctrica en Chile. 5 2.1 Leyes que regulan el Segmento Transmisión. 2.2 Metodología actual de expansión del sistema de Transmisión.
5 7
3. Características del SING 9 3.1 Cronología histórica de expansión del SING. 9 3.2 Problemáticas de operación real bajo el sistema actual. 13 3.3 Perjuicios económicos de la configuración actual de sistema. 14
4. Conceptos para la planificación centralizada de largo plazo en un sistema interconectado.
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4.1 Anticipación del Sistema de Transmisión 16 4.2 Los Pro y Contra de la capacidad ociosa bajo el marco regulatorio
actual. 18
4.2.1 Tarificación del Sistema de Transmisión Troncal 18 4.2.2 Contras de Capacidad Ociosa 21 4.2.3 Pros de Capacidad Ociosa 22
4.3 Revisión y Propuestas en la Definición, Tarificación y Planificación
en Pos de una Planificación Centralizada. 23
4.3.1 Definición Sistema Troncal 23 4.3.2 Tarificación 26
4.3.3 Planificación 29 5. Alternativas hipotéticas de desarrollo de la transmisión en el SING,
enfocadas en una planificación centralizada. 31
5.1 Análisis de Estudio de Transmisión Troncal 2010 y Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión del SING 2012 (CDEC-SING).
31
5.2 Alternativas de “Sistema de Transmisión Hipotéticos para el SING”
33
5.3 Comparación económica y de operación entre alternativas propuestas y el sistema actual.
42
6. Conclusiones 48 7. Bibliografía 49 8. Anexos 50
Anexo A Anexo B Anexo C Anexo D
50 56 67 73
3
1. Introducción
Desde el punto de vista técnico, la planificación de los sistemas de transmisión requiere
una modelación muy compleja, tomando en cuenta análisis del desarrollo del sistema, la
seguridad del mismo, entre otros objetivos. En el análisis económico es donde debe
realizarse un rayado de cancha en cuanto al óptimo en el diseño, respecto a los costos de
una mayor holgura del sistema, lo cual trae mayores costos de inversión en el corto plazo
pero no el largo plazo.
A lo largo del mundo, los distintos países han tomado diversos métodos de expansión del
sistema de transmisión, teniendo estos sus pros y contras. En general, difieren en el grado
de intervención que ejerce el regulador del sistema en las decisiones de los participantes
involucrados en estos.
Los casos de Perú y Bolivia, donde el proceso de expansión va diseñado con una directa
intervención del ente regulador. Siguiendo en Sudamérica, Colombia y Brasil, la empresa
transmisora es la que propone la expansión, donde el regulador interviene en su
aprobación.
En Chile y Argentina, existe una menor participación del regulador, donde se deja actuar al
mercado propiamente tal. Históricamente en Chile no existía una regulación en la
expansión, ahora con los estudios de expansión troncal, se ha buscado dar ciertas luces de
lo que necesita el sistema.
Un sistema de planificación centralizada, velaría entonces, por un interés global del
sistema y no por intereses particulares de agentes del mismo, abriría el mercado a nuevas
inversiones, tanto en transmisión como en generación, disminuyendo la incertidumbre y
fomentando la competencia, sobre todo para pequeños generadores ERNC, los cuales, se
ven fuertemente afectados con un sistema de transmisión troncal limitado.
1.1 Objetivos del Estudio
Analizar la legislación chilena y los cambios a los cuales se ha enfrentado a lo largo
de los años referentes a la transmisión.
Determinar trabas y motivaciones particulares que no han permitido un incentivo
en el desarrollo de transmisión troncal en el SING.
Plantear alternativas de desarrollo al SING, considerando una mejora desde el
punto de vista económico y de seguridad del sistema.
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1.2 Resultados Esperados
Dentro de los resultados esperados de una planificación centralizada, se encuentran:
Disminución de los costos marginales de mediano y corto plazo.
Un sistema más robusto el cual entrega señales positivas al mercado de manera de
fomentar la inversión en el mismo.
Demostrar que alternativas planteadas en este estudio, son más económicas y
seguras que el sistema actual del SING.
Plantear estímulos para que los agentes del sistema, prefieran invertir en
transmisión troncal, por sobre líneas adicionales, de manera de fomentar la
colaboración entre los agentes.
Figura 1.1: Representación gráfica del estado del SING.
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2. Marco Regulatorio de la Transmisión Eléctrica en Chile
2.1 Leyes que Regulan el Sistema de Transmisión.
El marco regulatorio del segmento de transmisión, tiene por objetivo principal desde sus
inicios hasta la actualidad ser económicamente eficiente, tanto en su operación como en
su expansión, sin embargo lo anterior no se ha llevado a cabo en su totalidad en ninguno
de los dos sistemas, siendo el SING el caso más preocupante.
Al comienzo del siglo nace la ley N°1665, específicamente el año 1904, que fija las
prestaciones para la concesión de permisos y para hacer las instalaciones eléctricas en el
país. Asigna la responsabilidad del otorgamiento de concesiones de permisos y
autorización a ocupar bienes nacionales al presidente de la republica para instalación de
líneas de cualquier especie.
En 1925 se establece la primera ley general eléctrica, Decreto Ley N° 252, la que regula las
concesiones provisionales y definitivas, para distribución y transporte de energía y las
servidumbres. Luego complementando en lo medular a la primera ley, en 1932 aparece la
segunda ley general Eléctrica, DFL N°244.
En el año 1982 se creó el DFL N°1 del Ministerio de Minería (Ley General de Servicios
Eléctricos), que establece los primeros lineamientos y definiciones en el segmento de
transmisión, entre ellos:
Servidumbre de paso de energía eléctrica sobre una instalación de transmisión: Se
definió como la obligatoriedad que recae sobre del propietario de la instalación, a
dar acceso a un tercero para su uso, a cambio de una indemnización.
Sin distinción entre las instalaciones de transmisión: Todo el conjunto era
denominado como instalaciones de transporte, contrario a la actualidad donde
está separado en tres segmentos (troncal, subtransmisión y adicional).
Remuneración del uso de instalaciones: Se realizaba en base a un peaje básico
(área de influencia de inyección del generador) y un peaje adicional (área de
comercialización), además la ley establecía los procedimientos para asignar los
pagos entre los involucrados.
Solicitud de concesión: Si bien esta era opcional, facilitaba el uso de bienes
nacionales de uso público o la imposición de servidumbre sobre terrenos privados,
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lo cual obligaba al transmisor a aceptar servidumbres de paso de energía sobre
sus instalaciones, resguardando el acceso abierto a redes de transporte.
El año 2004 nace la ley N°19940 que modifica el DFL N°1, dando una mirada más amplia al
sistema de transmisión, donde no solo es primordial el minimizar costos, sino también
entregar un servicio de calidad al usuario. Para esto se realizan las siguientes
modificaciones:
Inserción en el Sistema de Transmisión el concepto de Servicio Público: Las
instalaciones del sistema de transmisión que caen en la calificación de servicio
público, deben asegurar el libre acceso y tienen obligatoriedad de prestar servicio.
Segmentación del sistema de transmisión según su funcionalidad: Se clasifican las
instalaciones de transmisión en sistema de Transmisión Troncal, Sistema de
Subtransmisión y Sistema de Transmisión Adicional, siendo las dos primeras
calificadas como servicio público y en caso que los sistemas de transmisión
adicional, hagan uso de bienes nacionales de uso público por concesiones, si bien
no caen en esta categoría, deben asegurar libre acceso en el caso de tener
capacidad remanente.
Modelo de expansión del sistema de transmisión: El DFL N° 1 determinaba la
obligatoriedad de ampliar el sistema de transmisión solo a las instalaciones que
estaban bajo el régimen de concesión y según un acuerdo bilateral entre las
partes, lo cual llevaba a un crecimiento descentralizado del sistema de transmisión,
lo cual repercutió en que no siempre se realizaran las expansiones del troncal más
optimas a largo plazo. A contar del 2004 la ley N° 19.940 plantea la obligación de
ampliación en las llamadas líneas de servicio público (Troncal y en Subtransmisión)
la cual se define en forma centralizada en el troncal y en forma unilateral en
subtransmisión donde lo determina el operador del sistema.
Remuneración entre las partes: Como se explicaba con anterioridad el DFL N° 1,
determinaba las remuneraciones mediante un acuerdo entre las partes
involucradas, regulado por procedimiento para asignar los pagos y solucionar
conflictos, la vigencia de los pagos era por un período de 5 años. La Ley 19.940
determina Peajes determinados por la autoridad tanto en Subtransmisión como en
el Troncaly mediante acuerdo entre las partes en las líneas adicionales, los cuales
tienen una vigencia de 4 años.
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Resolución de conflictos: Ante posibles conflictos en la interpretación y/o
aplicación de las normativas, la ley 19.940 crea el Panel de Expertos, el cual es un
órgano independiente compuesto por ingenieros, economistas y abogados,
designados por el Tribunal de Defensa de la libre Competencia mediante concurso
público. El objetivo del Panel es resolver las discrepancias que existan entre los
miembros del sector o resoluciones de la autoridad. Actúa directamente en temas
relacionados con el sector de transmisión, discrepancias en el informe técnico del
estudio de transmisión troncal, estudios para la determinación del valor anual de
los sistemas de subtransmisión, fijación de peajes, entre otros.
2.2 Metodología Actual de Expansión del Sistema de Transmisión
La expansión de los sistemas de transmisión, antes del 2004 era en base a acuerdos
bilaterales entre las empresa involucradas, provocando instalaciones de transmisión sin
renta, donde no existía un incentivo para invertir en transmisión y también se provocaba
un deterioro en la seguridad y calidad de servicio del sistema. La planificación de la
expansión del sistema de transmisión era descentralizada, el modelo dejaba que las
decisiones de expansión a los agentes del mercado, en la medida que las restricciones de
capacidad afectaran sus intereses. Cada interesado se preparaba para negociar con los
demás agentes las ampliaciones más convenientes. En conclusión la planificación obedecía
a mecanismos de mercado.
Después de la ley corta I (Ley 19940 del 13 marzo del 2004), la expansión del sistema
Transmisión Troncal se comienza a realizar de manera centralizada, siendo el regulador
quien planificará el sistema y designará a los encargados de expandir solo aquellas
instalaciones de servicio Público, entiéndase del Troncal y Subtransmisión. En 1959 se
dicta la tercera ley eléctrica DFL N°4 la que se caracterizó por una fuerte participación
empresarial del Estado en el sector eléctrico, mantuvo la estructura de las leyes del 1925 y
1931, resaltando lo relativo al uso de terrenos públicos, para todo tipo de concesión
eléctrica, en materia de servidumbres reaparece con nitidez la vinculación de los planos
especiales de servidumbres.
La ley 19940 determinó para la expansión del sistema Troncal el siguiente proceso:
Cada cuatro años la CNE determina el plan de expansión Troncal referencial,
considerando la proyección de la demanda y escenarios de inversión de
generación, en base al Estudio de Transmisión Troncal (ETT).
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Anualmente, el CDEC revisa el plan de expansión considerando el desarrollo
efectivo de la generación, la demanda y las obras propuestas por los agentes.
El CDEC propone a la CNE un plan, quien define el plan de expansión para los doce
meses siguientes, considerando la intervención del Panel de Expertos en el caso de
discrepancias.
El Ministerio fija las expansiones para los siguientes doce meses por decreto.
Su finalidad es analizar los distintos escenarios de expansión en generación para
determinar alternativas de nuevas obras de transmisión o ampliaciones del Sistema de
Transmisión Troncal, que resulten económicamente eficientes y necesarias para el
desarrollo del sistema eléctrico.
Después de dictado el decreto que establece formalmente el plan de expansión de
aquellas instalaciones que deben iniciar su ejecución en los doce meses, los propietarios
de obras existentes deben desarrollar las obras de ampliación. De igual manera para las
instalaciones calificadas como obras nuevas, deberán seguir el procedimiento de licitación
por peajes dispuesto por la ley. La licitación de obras nuevas será adjudicada a aquella
empresa que efectué el desarrollo y operación de la instalación a cambio de la menor
remuneración anual ofertada.
El desarrollo de nuevas obras posibilita el ingreso de nuevos agentes en generación,
impulsar la competencia y el ingreso de nuevas empresas de transmisión en el Troncal
por medio de las licitaciones.
Aprovechando las economías de escala y un costo de desarrollo menor, se prefiere obligar
a la empresa propietaria de la instalación a realizar las obras de ampliación, sin embargo
en caso de que la empresa de transmisión no esté en condiciones de realizar la obra de
ampliación, puede ceder el derecho a ejecutarlo y explotar a otra empresa, previamente
informando a la CNE y a la SEC.
En la siguiente figura se muestra un esquema con más detalle el proceso de expansión del
sistema de Transmisión Trocal.
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Figura 2.1. Proceso Actual de Expansión del Sistema Transmisión Troncal
En los sistemas de Subtranmisión después de la ley N° 19940, tienen obligación de
ampliarse, aun cuando no están regidos por un plan de inversiones predefinido, la
ampliación es decidida unilateralmente por su operador por estar sometido a acceso a
vierto, por ende está obligado a abastecer la demanda que sea solicitada.
3. Características del SING
3.1 Cronología Histórica de Expansión del SING
El SING fue creado a finales de 1987, donde se interconectaron algunos de los subsistemas
existentes en la zona de manera de aprovechar mejor las instalaciones, siendo recién en el
año 1993 que se creó el Centro de Despacho de Económico Carga del SING (CDEC-SING),
el cual al momento de su creación contaba con una capacidad total instalada de 745,1
MW.
En un comienzo, las necesidades de suministro eléctrico del Norte Grande se vieron
satisfechas a través del desarrollo de sistemas eléctricos que evolucionaron
separadamente, de acuerdo a las necesidades especificas principalmente del área minera.
Además debido a la baja densidad de población en el SING, territorio que abarca
aproximadamente un 24,5% de la superficie del territorio continental, pero que sin
embargo habitan solo un 6,1% de la población del país aproximadamente, no existía una
preocupación por la forma de expansión del sistema.
Debido al clima seco y paisajes áridos de la zona del norte grande, los centros de
consumos urbanos estaban muy aislados entre sí y estos a su vez muy distantes de los
grandes clientes industriales y de la minería, los cuales se encuentran en las zonas
Adjudicación/Construcción
Licitación Obras de Expansión (CDEC)
Elaboración Decreto Expansión Troncal (CNE) / Promulgación (Min Energía)
Panel de Expertos en caso de discrepancia/resolución de Panel de Expertos
Determinación Plan de Expansión (CNE)
Revisión CDEC y propuesta a CNE
Estudios Transmisión Troncal (ETT)
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cercanas a la cordillera, mientras que la población se encuentra ubicada principalmente
en la costa, modelo que se mantiene hasta la fecha.
Fue la CNE quien a principios de los 80, inicio estudios para analizar la posibilidad de unir
los sistemas existentes en la zona norte del país, en un solo gran Sistema Interconectado,
convencidos de las ventajas que esto acarrearía, estos estudios se basaron en la
posibilidad de interconecta los sistemas de la división Chuquicamata de CODELCO con los
sistemas de EDELNOR. Los resultados de estos estudios fueron muy satisfactorios, lo cual
ayudo a que las mismas empresas prestaran colaboración en la idea de la interconexión.
Los primeros pasos fueron en 1983 cuando ya CODELCO y EDELNOR colaboraron entre sí
para construir en conjunto las obras necesarias para la Unidad N° 12, operativa hasta la
fecha, siendo además esta la primera central Vapor-Carbón de la zona.
A continuación es posible observar los diagramas unilineales del SING a lo largo del
tiempo, desde antes de su creación a la fecha.
En la figura 3.1 se puede observar el sistema antes de la interconexión, donde solo
existían líneas directas desde los centros de generación a los centros de consumo.
**En el anexo D se pueden apreciar los diagramas con mayor resolución
Figura 3.1: Unilineal del sistema año 1984
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En la figura 3.2, se puede apreciar las primeras obras de interconexión de los subsistemas,
dándole forma al SING.
Figura 3.3: Unilineal desde 1988-1995
La figura 3.3, señala ya un sistema más complejo, donde se observa la inclusión de
mineras como Cerro Colorado y Escondida.
Figura 3.2: Unilineal desde 1985-1988
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Figura 3.4: Unilineal desde 1995-2002
Desde 1995 al 2002, se presenta un sistema más parecido a la estructura actual,
destacando la entrada de las centrales de GasAtacama, debido al impulso del gas natural
en la zona.
Figura3.5: Unilineal Actual
La figura 3.5, muestra ya una topología actualizada del SING, donde las líneas adicionales
se tornan el método de expansión de sistema, siendo este un sistema algo desordenado,
se destaca la inclusión de líneas desde Mejillones hasta la S/E el Cobre, además de la
entrada de centrales como Angamos 1 y 2.
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3.2 Problemáticas de Operación bajo el Sistema Actual
Tal como se describió en el punto anterior, el SING fue un sistema que desde sus orígenes
se rigió por un plan de desarrollo basado en la necesidad inmediata de energía para
alimentar proyectos particulares, sobretodo de la gran minería lo cual trae diferencias
muy marcadas con respecto al otro gran sistema interconectado del país, el SIC, debido a
que cerca de un 90% de la demanda la llevan los clientes libres y la particularidad del
rubro de la minería, grandes bloques de demanda concentrados en pocos puntos, además
por alguna razón, estos a pesar de la interconexión y las claras ventajas que tiene a
mediano y largo plazo, han insistido en crear líneas adicionales propias, en gran parte
debido a las demoras que traen consigo el proceso de licitación de un sistema troncal.
Esta forma de ver la expansión del sistema tan particular de la gran minería, influenciada
debido a que manejan grandes recursos económicos, les permite poder tomar la decisión
de construir líneas propias, de manera de acelerar los tiempos de puesta en marcha de las
líneas y explotar lo antes posible los yacimientos, que es su fin último, evitando así tener
que llegar a acuerdos entre varios participantes para por ejemplo realizar la construcción
de una línea troncal de gran capacidad que fuese beneficiosa a largo plazo para todos los
participantes, estimulando la inversión en nuevos proyectos y potenciando la inclusión de
ERNC debido al libre acceso, es así que hasta el año 2010, el SING solo contaba con
800mtrs de líneas Troncales.
Con el ETT del 2010 se amplía el sistema de transmisión troncal a cuatro tramos, es así
que para el cuadrienio 2011-2014 el SING cuenta con 384 km de troncal, con las líneas
Tarapacá-Lagunas 220kV, Lagunas-Crucero 220kV, Crucero-Encuentro 220kV y Encuentro-
Atacama 220kV.
No debemos olvidar además que las empresas mineras son competidores entre sí, por lo
tanto hay también una rivalidad entre los participantes, lo cual dificulta una colaboración
fluida entre ellos. Es por esto que a contar del año 2004 se introducen los cambios antes
mencionados en la ley, que establecen la expansión del sistema troncal de manera
centralizada.
Las principales dificultades de operación del SING en sus condiciones actuales, es que al
no ser desde sus orígenes visto como un solo gran sistema y en parte también debido a la
lentitud de las autoridades en implementar planes de acción adecuados para la realidad
particular del SING, este no es muy robusto, teniendo limitantes en la transmisión a lo
largo de la historias, sobretodo en la zona norte del SING, donde hasta hace poco tiempo,
más aún en verano debido a las altas temperaturas de la zona lo cual repercute en una
disminución de la capacidad de transmisión de la línea 220kV Lagunas-Pozo Almonte y
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también la línea 220kV Cóndores-Parinacota, afectando las ciudades de Arica e Iquique,
además de grandes clientes como Cerro Colorado, estas últimas han sido ya superadas
debido a la inversión en la transmisión, pero con una planificación centralizada
perfectamente se pudo haber evitado llegar a estos casos extremos, aún así en el caso de
que estas líneas queden fuera de operación, la Zona Norte del SING debe satisfacer su
demanda mediante maquinas Diesel, encareciendo así los costos de operación del
sistema.
Para evitar una posible sobrecarga en las líneas que transfieren potencia desde la Zona
Centro a la Zona Norte del SING, ante una falla en las líneas que suministran energía a la
zona norte, se han establecido ciertas políticas de operación, por ejemplo controlar las
transferencias de potencia conjunta por las líneas Crucero-Lagunas 220 Circuitos 1 y 2,
además líneas Encuentro-Collahuasi 1 y 2. Esto trae consigo el despacho de generación
local, un problema se da cuando la unidad CTTAR se encuentra fuera de servicio, ya que la
generación local puede no dar abasto a la demanda.
En la zona Mejillones-Antofagasta-Capricornio, se observa que en algunos casos no es
posible operar con la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta cerrada en Antofagasta,
cerrando el cierre anillo de Mejillones-Capricornio. En esta condición operacional, ante
ciertas contingencias se presenta una sobrecarga del Transformador Capricornio
220/110/13.8 kV, el cual en operación normal ya está muy cerca de su límite operacional.
Otro caso emblemático es la ocurrida en la Barra Tocopilla que cuenta con líneas en 110kV
hasta Chuquicamata (esquema vigente desde antes de la creación del SING) y un doble
circuito de 220kV a la barra Crucero. Tocopilla es un polo potente en cuanto a generación,
encontrándose en este centrales a carbón de menor costo, las cuales se ven limitadas a
despachar a toda su capacidad (contemplando la reserva en giro de un 7%) al momento de
no estar disponible una de las líneas de 110kV ya que esta al ser una línea adicional no
contempla un criterio N-1. Esto es perjudicial para el sistema debido a que por transmisión
se ven limitadas centrales de bajo costo.
3.3 Perjuicios Económicos de la Configuración Actual del Sistema.
Los principales perjuicios económicos que conllevan la configuración actual del sistema, es
la falta de visión a largo plazo y no aprovechar las economías de escala presentes en la
transmisión, saturación de las líneas existentes, al existir un tramo limitado de sistema de
transmisión troncal, se pone en riesgo el libre acceso a las líneas de transmisión, poniendo
en riesgo la competencia, sobre todo para la inclusión de ERNC, las cuales se ven
fuertemente afectadas al no poder competir, existen limitaciones en la transmisión,
sobretodo en la parte norte del SING, la cual no puede despachar la totalidad de sus
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centrales debido a falta de capacidad, además esto conlleva a tener que ampliar los
circuitos cada vez que se quiera crear una nueva central generadora, lo que en caso de
tener capacidad ociosa, entre otras cosas estimularía la inversión en generación. El no
tener un óptimo sistema de transmisión repercute en la existencia de sistemas
desacoplados al ocurrir fallas en ciertas zonas del SING, como por ejemplo, como se
observa en la figura 3.7, datos de la operación real horaria del SING del día 22 de febrero
2013, se puede observar como aumenta bruscamente el Cmg del sistema desacoplado con
respecto al resto del sistema.
Figura 3.6: Costo Marginal Desacoplado barras zona norte
Figura 3.7: Costo Marginal del Sistema Vs Costo Marginal desacoplado (zona norte)
Se puede observar como los CMg del sistema desacoplado correspondiente a las barras de
la zona norte es superior al del sistema, producto del despacho de unidades más con
mayor costo en el subsistema. Lo anterior provoca un mayor costo en las transferencias
económicas, lo cual puede ser perjudicial o beneficioso para los agentes del sistema que
inyectan o realizan retiros en aquellas barras, de acuerdo a los compromisos de
suministro.
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4. Conceptos para la Planificación Centralizada de Largo Plazo en un Sistema Eléctrico
Interconectado
4.1 Anticipación del Desarrollo de la Transmisión.
El desarrollo en los Sistemas de Transmisión, va en la misma dirección que el desarrollo
del país, el aumento constante de la demanda requiere la entrada de nuevos bloques de
generación y con ello el aumento de capacidad en el sistema de transmisión, sin embargo
cuando se invierte anticipadamente en la transmisión, se orienta el desarrollo de en
generación.
Actualmente el Sistema de Transmisión va ampliándose de acuerdo a los requerimientos
de los próximos años, con una visión a corto y mediano plazo, esto provoca que en el
momento que las nuevas obras o ampliaciones entren en explotación comercial,
nuevamente en ese momento queden saturadas y con capacidad limitada por aumentos
de la demanda en los años futuros.
Otra desventaja contemporánea en el desarrollo en la expansión del sistema de
Transmisión Troncal es lo extenso del proceso incluyendo las concesiones, servidumbre y
permisos, además si se agrega la incertidumbre en el desarrollo de obras, provoca que las
empresas transmisoras no se arriesguen a realizar inversiones en instalaciones, y menos
que consideren capacidad adicional con criterio de seguridad N-1. Si se redujeran los
plazos y se minimizaran las incertidumbres, se estimularía la competencia, la llegada de
nuevos actores al sistema y la construcción de instalaciones con capacidad ociosa.
EL concepto de “economías de escala” aplicadas a la expansión del sistema de transmisión
se contrapone al desarrollo de sistemas ajustados en capacidad. La construcción de
nuevas obras o ampliación de instalaciones existentes con capacidad ociosa, incrementan
los costos a corto y mediano plazo pero reduce los costos a largo plazo. En Chile el
desarrollo se hace con sistemas ajustados los cuales minimización los costos de desarrollo
de corto plazo pero que incrementan a futuro por la necesidad realizar nuevas
inversiones, permaneciendo un costo mayor en el tiempo. De lo anterior se desprende
que el costo medio y costos marginales disminuyen a medida que la capacidad aumenta y
por ende es más conveniente efectuar mayores inversiones en las líneas, para obtener un
menor costo por KW transmitido.
Las cantidades trasmitidas van asociadas a los costos de corto plazo, en caso de existir un
nivel de inversión fija, por ende los costos totales de corto plazo aumentan proporcional al
aumento de electrones transmitidos, debido a que las perdidas aumentan en forma no
lineal. Al aumentar la inversión inicial, se posee una línea de transmisión con mayor
capacidad y menores perdidas, ya que al trasmitir una misma cantidad de potencia con
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dos niveles distintos de tensión, el nivel mayor de tensión permitirá transmitir con menor
corriente, y por lo tanto las pérdidas serán menores. En la figura se muestra como la
inversión anualizada , tiene un mayor costo inicial que , pero tiene un menor costo
de perdida, y para mayor cantidad de KW transmitidos se tiene un costo total menor
para línea de transmisión de mayor capacidad.
Figura 4.1. Costos Totales de Corto Plazo
Respecto a los costos medios y costos marginales de corto plazo, disminuyen al aumentar
el nivel de inversión. Estas curvas se muestran en la figura 4.2 obtenidas de la figura
anterior.
Figura 4.2. Costos Medios y Marginales de Corto Plazo.
Las curvas totales de largo plazo es la envolvente de las curvas totales de corto plazo de
distintos niveles de inversión. De estas curvas se obtienen que los costos medios y
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marginales son decrecientes, lo cual es consistente con las importantes economías de
escala en los sistemas de transmisión, esto se grafica en la figura 4.3.
Figura 4.3 Curva Total de Largo Plazo
Las curvas de costos medios de largo plazo se obtienen luego de trazar la envolvente,
donde para un nivel de transmisión dado, en el cual se tiene un nivel de inversión de
mínimo costo, se cumple que la curva de costos medios de largo plazo es tangente a la
curva de costos medios de corto plazo asociada a un nivel de inversión de mínimo costo
medio, como se muestra en la siguiente figura.
Figura 4.4. Curva Costos Medios de Largo Plazo
La inversión óptima produce que los costos marginales de corto plazo sean iguales a los
costos marginales de largo plazo. Cuando existen economías de escala de largo plazo, las
curvas de costos medios tenga una pendiente negativa y a su vez los costos marginales
sean siempre menores que los costos medios.
4.2 Los Pros y Contra de la Capacidad Ociosa bajo el Marco regulatorio actual
4.2.1 Tarificación del Sistema de Transmisión Troncal
Para realizar un análisis respecto a los pros y contra del realizar una inversión en una
instalación de transmisión holgada, es necesario saber cómo se remunerara
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posteriormente el uso de esta instalación y quiénes serán los que pagaran este valor. La
remuneración que debe recibir el transmisor debe ser tal que le permita recuperar los
costos de capital y de su operación. Para esto se define el siguiente artículo:
De acuerdo al Art 81° del DFLN°1 de 1982,”Para cada tramo de un sistema de transmisión
troncal se determinara el “valor anual de la transmisión por tramo”, compuesto por la
anualidad del “valor de inversión” en adelante “V.I” del tramo, mas los costos anuales de
operación, mantenimiento y administración del tramo respectivo, en adelante “COMA””.
Este valor constituirá el total de su remuneración anual.
El valor de inversión, es la suma de los costos de adquisición e instalación de sus
componentes de acuerdo a los valores de mercado. La anualidad “A.V.I” del tramo, se
calcular a considerando la vida útil económica de cada tipo de instalación.
El VATT debe ser remunerado mediante los pagos mensuales por peaje de inyección,
retiro y cargos únicos, así como también con el ingreso tarifario esperado por tramo
esperado para cada uno de los años de calendario del periodo tarifario.
El ingreso tarifario esperado por tramo “I.T”, corresponde a la diferencia entre el producto
del costo marginal por la energía o potencia en la barra de inyección del tramo y el costo
marginal por la energía o potencia retirada en la barra de retiro.
Figura 4.5. Configuración de Tramo del Sistema Troncal
Los peajes se pagan de acuerdo a los retiros que efectúen los generadores y consumos en
función del uso de las redes troncales. El peaje anual en un tramo se calculara en base a la
diferencia que existan entre el VATT los ingresos tarifarios.
La letra b) del artículo 102° del DFL4 indica:
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“Los propietarios de las centrales de generación eléctrica pagaran un peaje de inyección
que será equivalente a la suma de los pagos que les corresponden en el financiamiento de
los tramos del área de influencia común y de los tramos del sistema troncal no incluidos.
Las empresas que efectúen retiros pagaran por cada unidad de energía, un peaje unitario
de retiro que se establecerá en la barra de retiro y será equivalente a la suma de los pagos
que corresponden a dicha barra de retiro y será equivalente a la suma de los pagos que
corresponden a dicha barra en el financiamiento de los tramos del área de influencia
común en el financiamiento de los tramos del área de influencia común y de los tramos
del sistema troncal no incluidos en tal área, dividido por la energía total retirada en esa
barra”
Dado lo anterior, para los efectos de determinación de pagos por peajes, los tramos del
STT se dividen en dos grupos:
Grupo 1: Tramos del STT pertenecientes al Área de Influencia Común (AIC).
Grupo 2: Tramos del STT no pertenecientes al Área de Influencia Común (-AIC).
En la siguiente figura 4.6 se muestra un esquema especificando el área de influencia
común.
Figura 4.6. Área de Influencia Común
Estableciendo el área de influencia el porcentaje de pago de los peajes se realiza con un
80% proveniente de los generadores y un 20% de los consumos, ahora fuera del área de
influencia común el pago dependerá del flujo de potencia, cuando el sentido del flujo en el
tramo se dirige hacia el área común, pagan los generadores aguas arriba del flujo, en caso
contrario pagan los retiros que se encuentran abajo del flujo.
El primer párrafo de la letra b) del artículo 102°, se refiere a los “peajes de inyección” que
deben financiar los propietarios de centrales, este incluye:
Pagos por financiamiento a tramos que pertenecen al AIC
Pagos por financiamiento a tramos que no pertenecen al AIC.
Pagos por las exenciones de pagos de centrales cuya fuente no sea convencional.
21
En el segundo párrafo de la letra b) del artículo 102°, se refiere a la determinación de los
peajes por barra de retiro “peajes de retiro”, estos incluyen:
Pagos por financiamiento a tramos que pertenecen al AIC
Pagos por financiamiento a tramos que no pertenecen al AIC.
Los pagos mencionados están relacionados con el factor de uso de las centrales sobre los
tramos.
Cuando se habla de “uso”, no es tan fácil definir cuando una central inyecta un KW
adicional o un consumo lo retira, los flujos se ajustan y varían en todo el sistema
obedeciendo las leyes de Kirchoff. Por ende los métodos que existen para determinar el
uso de las líneas son descomposiciones contables (en base a reglas básicas de
consistencia) de flujos, deducidas de propiedades eléctricas. Para determinar el uso de
que hace cada línea cada central generadora, se usa el método de los GGDF.
Similarmente, para determinar el uso que hace cada consumidor de cada línea se
empleara el método de los GLDF.
Además se cobran los cargos únicos de usuarios finales se determinan en forma anual y se
aplican para cada mes mediante indexación, por conceptos de uso del sistema Troncal en
proporción a sus consumos de energía, considerando la totalidad de los peajes por retiros
mensuales esperados, esto acuerdo al numeral 6.1 del artículo Segundo del DS61, para
usuarios finales con potencia conectada inferior o igual a 2000 kW, y con potencia
conectada mayor a 2000 kW, se refiere el numeral 6.2 del Articulo Segundo del mismo
decreto.
Las diferencias que se produzcan entre las recaudaciones obtenidas por la aplicación de
los cargos únicos y los pagos efectuados por la aplicación de peajes unitarios de retiro,
serán determinadas por la dirección de peajes y deberán ser reliquidadas por los
transmisores.
4.2.2. Contras de Capacidad Ociosa
De acuerdo a lo mencionado anteriormente las empresas transmisoras anualmente deben
recaudar el valor anual de transmisión, en función del uso que cada empresa hace sobre
los tramos correspondientes. Es decir los ingresos tarifarios se calculan de acuerdo a las
inyecciones y retiros en cada tramo y los peajes en función de la participación que cada
empresa realiza sobre los mismos. Por lo tanto uno de los problemas que genera invertir
en instalaciones con una capacidad ociosa, es que la inversión se va ir pagando con
aquellas empresas que utilicen en el momento la instalación y no con las que a futuro
podrían llegar a utilizar.
22
El problema anterior se genera debido a que al entrar en operación comercial la
instalación tendrá una capacidad ociosa que va incluida en el costo de inversión, por ende
parte de esta inversión en capacidad ociosa la irán pagando los primeros que utilicen la
instalación, lo que a futuro no tendrá una devolución y los agentes no están dispuestos a
pagar más de lo que pagan ahora.
Esta implícito en lo dicho, la inversión inicial es otra dificultad en un comienzo para la
empresa transmisora, debido a los elevados montos de dinero que deben invertirse para
construir una obra de gran tamaño, pero esto a la larga es más barato a expandirse
respondiendo tardíamente a las señales del mercado, debido a las economías de escala.
4.2.3. Pros de Capacidad Ociosa
Los beneficios de tener una instalación con capacidad ociosa son mucho mayores a sus
contras, a continuación se enumeran algunos:
a) Disminución de las Perdidas: Al transmitir en mayor tensión las pérdidas se
reducen, debido a la menor cantidad de corriente que debe circular para abastecer
a la demanda.
b) Mayor competencia en Generación: Permitir la entrada de otros participantes al
segmento de generación, genera una mayor competencia en el mercado.
c) Menor Incertidumbre: Una carretera con mayor potencial permite disminuir la
incertidumbre ante nuevos proyectos de generación y consumo.
d) Disminución de Costos Marginales: Cuando existan economías de escala de largo
plazo, las curvas de costos medios tienen una pendiente negativa y a su vez los
costos marginales serán siempre menores que los costos medios.
e) Mayor Flexibilidad en el STT: Al tener mayor flexibilidad en el sistema de
transmisión troncal se evita estar nuevamente dimensionando a medida que las
necesidades de generación lo requiera.
23
4.3. Revisión y Propuestas en la Definición, Tarificación y Planificación en Pos de una
Planificación Centralizada.
Para realizar nuevas propuestas respecto a una planificación centralizada, es necesario
revisar las bases respecto a la definición, tarificación y planificación del sistema de
transmisión Troncal actual.
4.3.1. Definición Sistema Troncal
Para la interpretación y entendimiento de la definición del sistema de transmisión Troncal
se utilizaron algunos extractos del ETT realizado por el consultor.
El artículo 74 de la Ley Eléctrica establece la definición y los requisitos que deben cumplir
las instalaciones que conforman el sistema de transmisión troncal de un sistema
interconectado.
Primer y Tercer inciso
“Cada Sistema de transmisión Troncal estará constituido por las líneas y subestaciones
eléctricas que sean económicamente eficientes y necesarias para posibilitar el
abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema eléctrico respectivo, bajo los
diferentes escenarios de disponibilidad de generación, incluyendo situaciones de
contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio
establecidas en la presente ley, los reglamentos y las normas técnicas”
Esta definición contiene diversos conceptos que deben ser aplicados en la definición de
las instalaciones que deben pertenecer al sistema troncal. Entre estos están:
Instalaciones económicamente eficientes.
Instalaciones necesarias para posibilitar el abastecimiento total de la demanda.
Diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación,
incluyendo situaciones de contingencia y falla.
Consideraciones de las Exigencias de la calidad y Seguridad de Servicio
establecidas.
Instalaciones Económicamente Eficientes.
El análisis respecto a cuales instalaciones de transmisión existente pudieren ser
económicamente ineficientes como instalaciones troncales no puede entonces realizarse
de manera estática, sino que como una consecuencia de los resultados del estudio de
24
planificación de la expansión. (ETT2010)
Respecto al párrafo anterior, se infiere que las instalaciones proyectadas dependerán de
una planificación a mediano plazo (<10 años). Estas instalaciones se ajustan a aquellas
proyecciones, por lo tanto sin la existencia de holgura.
El cambio en este ítem da la pauta para los siguientes puntos, respecto a que las
instalaciones no deben ser proyectadas a estar a un grupo de proyectos futuros en el
mediano plazo, debido a que finalmente, en el largo plazo nuevamente se tratara de
proyectar nuevas instalaciones que satisfagan las nuevas proyecciones futuras. Por ende
se debiese cambiar este concepto por instalaciones que satisfagan las proyecciones a
mediano plazo y además me den una holgura suficiente para aumentos degeneración o
demanda a largo plazo aun no proyectados.
Instalaciones necesarias para posibilitar el abastecimiento total de la demanda.
Debe entenderse, entonces, que las instalaciones troncales son una parte de las
instalaciones del sistema de transmisión, que, requiriendo de las instalaciones de
subtransmisión y de las instalaciones adicionales para las finalidades que la ley les asigna,
son indispensables para el abastecimiento de la demanda, en el sentido que sin ellas, el
sistema eléctrico no podría funcionar bajo los diferentes escenarios de generación,
cumpliendo las exigencias de las normas de calidad y seguridad de servicio.(ETT 2010)
En este punto solo podría agregar que además de satisfacer la totalidad de la demanda,
deben estar preparados para aumentos proyectados de demanda en el corto y mediano
plazo.
Diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, incluyendo
situaciones de contingencias y falla.
El Consultor entiende que la disponibilidad de las instalaciones de generación corresponde,
en el caso de centrales hidroeléctricas, a la disponibilidad de los caudales necesarios para
generación que están representados por la estadística hidrológica. En el caso de las
centrales termoeléctricas, esta disponibilidad se entiende como el acceso sin restricción a
combustibles. Además, se tiene en cuenta la indisponibilidad mecánica programada y
forzada de las unidades generadoras hidroeléctricas y termoeléctricas.
Ambos tipos de disponibilidad y su utilización óptima conjunta para abastecer la demanda
del sistema son representables en el modelo de despacho económico SDDP utilizado para
evaluar las transmisiones por las líneas del 220 kV y de tensiones superiores de los
sistemas SIC y SING. No obstante, por razones de tiempos de procesamiento, es preferible
25
considerar las situaciones de indisponibilidad forzada en valor esperado, mediante una
reducción de la potencia media disponible de estas unidades. En todo caso, en situaciones
en que se requiera explicitar el efecto de las indisponibilidades de una o varias centrales
termoeléctricas en las transmisiones por determinados tramos evaluados, es posible
hacerlo externamente adicionando su efecto a los resultados del modelo de despacho
mencionado. (ETT 2010)
Este punto tampoco es necesario inferir debido a que es explicito que ante cualquier
condición de disponibilidad del parque generador o contingencia, los tramos del sistema
de transmisión troncal deban tener la capacidad suficiente soportar los flujos, sin ser un
cuello de botella.
Consideraciones de las Exigencias de la calidad y seguridad de servicio establecidas
El cumplimiento de las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas queda, en
el corto plazo, limitado a las capacidades de transmisión existentes en el sistema eléctrico,
y la selección de cuales instalaciones son troncales para el período 2011 – 2014 no
modifica dicho cumplimiento. Esta consideración tiene, entonces, importancia en la etapa
en que se formulan las alternativas de expansión del sistema troncal. (ETT2010).
Esto es indispensable bajo cualquier condición, ya sea en con la planificación actual o una
planificación a más largo plazo, no es cuestionable bajo ninguna circunstancia.
Segundo inciso
El Artículo 74 de la ley General de Servicios Eléctricos establece que las instalaciones
pertenecientes a cada uno de los tramos del STT deben cumplir con los siguientes
requisitos:
a. Mostrar una variabilidad relevante en la magnitud y dirección de los flujos de
potencia, como resultado de abastecer en forma óptima una misma configuración
de demanda para diferentes escenarios de disponibilidad del parque generador
existente, considerando las restricciones impuestas por el cumplimiento de las
exigencias de calidad y seguridad de servicio, incluyendo situaciones de
contingencia y falla.
b. Tener una tensión nominal igual o mayor a 220 kilovolts.
26
c. Que la magnitud de los flujos en estas líneas no esté determinada por el consumo
de un número reducido de consumidores.
d. Que los flujos en las líneas no sean atribuidos exclusivamente al consumo de un
cliente, o a la producción de una central generadora o de un grupo reducido de
centrales generadoras.
e. Que la línea tenga tramos con flujos bidireccionales relevantes.
Los puntos a) y e) debiese considerar la proyección futura o simplemente eliminarse,
debido a que impide que ciertos tramos con flujos con una magnitud relevante, no
pudiendo ser bidireccional, no sean considerados factibles como una instalación troncal.
En el SING, al existir una reducida generación hidroeléctrica, la variabilidad hidrológica no
introduce variaciones detectables en las líneas de 220 kV. El factor que gobierna las
variaciones de magnitud y la dirección de los flujos es el despacho económico de las
unidades terminas y su disponibilidad, lo cual induce una dificultad mayor para que cierto
tramos puedan cumplir el ítem a).
Respecto al b), es consistente y debiese mantenerse que la tensión nominal sea mayor a
220 kV debido a los elevados niveles de potencia a transmitir.
El punto d), es irrefutable y por consistencia a satisfacer una planificación centralizada que
favorezca al sistema y no solo a un cliente o generador, debe quedar tal cual y no
cambiarse. Solo en el caso que de acuerdo a proyecciones futuras exista la probabilidad
que ese tramo sea beneficioso para generar un polo de generación, se debería excluir la
regla y ver la forma para que ese tramo sea pagado en parte por los futuros entrantes.
El caso del punto c) es similar al del d), y se debería aplicar el mismo criterio dicho
anteriormente.
4.3.2 Tarificación
Como se explicó en el capítulo de tarificación del STT, este se remunera mediante peajes y
los ingresos tarifarios, respecto al pago por peajes los tramos del STT se divide en dos
grupos, el primero de ellos son los tramos pertenecientes al AIC y el otro son los tramos
no pertenecientes al AIC. Los tramos que pertenecen al área de influencia común los
pagan 80% los generadores y 20% los clientes, y los tramos fuera del AIC van a ser pagado
dependiendo hacia donde vayan los flujos, el 100% hacia los generadores o el 100% los
clientes.
27
Cuando se realiza una planificación centralizada de largo plazo, que proyecte instalaciones
con una alta capacidad ociosa, provoca elevados valores de inversión que deben ser
remunerados por los usuarios que están en operación en ese momento, por ende si esa
inversión no favorece en el futuro al usuario que le corresponderá pagar una inversión que
quizás no le será favorable.
Una adecuada planificación y expansión de la transmisión en mercados eléctricos
competitivos de acuerdo a una planificación centralizada, debe permitir su desarrollo a
mínimo costo a largo plazo, basado en un beneficio sistémico que favorezcan a todos los
usuarios actuales y futuros del STT.
El grupo de Stanford Energy Modeling Forum esbozo un conjunto de principios para
evaluar una regulación de la transmisión en mercado Competitivo. La regulación y sus
esquemas de precios deben:
a) Promover la operación diaria eficiente del mercado eléctrico.
b) Entregar señales a inversionistas en generación y demanda sobre la ubicación
ventajosas de ellas.
c) Entregar señales a inversiones en el sistema de transmisión.
d) Compensar a los propietarios de los sistemas de transmisión existentes.
e) Ser simples y transparentes.
f) Ser políticamente implementarles.
Además de buscar que la transmisión se constituya efectivamente en un vehículo para la
competencia y eficiencia en generación-consumo (principios 1 y2) se busca que ella sea
adecuadamente remunerada y estimulada (principios 3 y 4). De la misma forma se buscan
mecanismos de tarificación no complejos y de fácil aceptación (principios 5 y 6).
Los principios de Stanford son difíciles de cumplir particularmente el que se busca
entregar señales de inversión en el sistema de transmisión. En rigor debe conciliar el libre
desarrollo de la actividad competitiva de generación con la adecuada regulación de
actividad monopólica de red. La regulación de la red de transmisión no debe privilegiar a
un competidor sobre otro, y debe permitir en su expansión la libre entrada de la oferta y
demanda.
De acuerdo a lo anterior es necesario saber cómo se podría expandir el sistema y como se
estimula aquello, a continuación se describirán algunos métodos utilizados en otros
países:
28
En Estados Unidos normalmente la propuesta de una expansión la realizan normalmente
los interesados o beneficiarios de dicha expansión. En Pensilvania los participantes del
mercado son incentivados a construir nuevas instalaciones en transmisión cuando los
costos de gestión exceden el costo de construcción. Cuando es construida una nueva
línea, los generadores en regiones de precios bajos que se benefician con precios más
altos, y los consumidores que están regiones con precios más altos se benefician con
precios más bajos.
En Finlandia la empresa Fingrid propietaria del 99,5 % del sistema es la encargada de
desarrollar la red de transmisión. Aun cuando posee un exceso de capacidad en
transmisión se destina un monto anual de 42 millones de euros. La tarifa que remunera
los costos de inversión futuro, la cual es revisada por la autoridad con el criterio de
entregar una tarificación razonable para una utilidad razonable para los propietarios de la
red.
En Noruega en transmisión son realizadas por la empresa de transmisión estatal Stattnett,
propietaria mayoritaria (85%) del sistema principal de transmisión, encargada de operar,
entregar sus/cc, recopilar y repartir ingresos por conceptos de tarifas de transmisión y
planificar es responsable de la expansión y es responsable del sistema de transmisión. Las
inversiones futuras pueden ser remuneradas de dos maneras. Una a través de los ingresos
productos de las tarifas, la segunda a través de una contribución de construcción. Esta
contribución es un pago cobrado a todos los usuarios (se paga una sola vez) de la red que
se verían beneficiados por la construcción. Esta contribución es utilizada cuando el costo
de conectar un usuario en la red es alto comparado con el valor esperado de los ingresos
de transmisión, como es el caso de un sistema radial.
En Suecia la empresa encargada de hacer las expansiones en el sistema de transmisión
(SVK), la empresa dueña del sistema de transmisión y encargada de su operación. En
ocasiones SVK puede cobrar un costo de conexión a los beneficiarios de nuevas
instalaciones para cubrir parte de los costos de inversión.
En Alemania el pago por el uso del sistema de transmisión persigue la cobertura anual de
todos los costos (más un porcentaje de ganancias) asociados a la infraestructura de la red.
Esto significa en la práctica que los costos de expansión y construcción de obras son
traspasados directamente a los usuarios del sistema de transmisión a través del
reconocimiento de estos precios presentados en la entidad fiscalizadora. En el caso de los
costos por conexión, es factible que el usuario financie directamente la instalación de
nuevas componentes.
29
Propuestas:
1. Mayor inversión a ser pagada por futuros entrantes, siendo un costo de conexión
como el utilizado en Suecia o Alemania.
2. Puentes de remuneración (antes de nuevos entrantes), ser pagados por demanda.
Balancear interés social por mayor oferta y competencia, justificaran participación
de la demanda en su financiamiento. Casos en que demanda puede beneficiarse
por una instalación holgada, que acomode futuras inyecciones.
3. Creación de corredores adicionales de interés público con holguras, que son
financiados en su base por los próximos generadores y en su holgura,
transitoriamente por la demanda.
4. Incorporación de futuros generadores traspasa a ellos los pagos de holguras siendo
ocupadas.
4.3.3. Planificación
En la planificación del sistema troncal y en la determinación de las características y
capacidad de obras troncales nuevas que se recomiendan para reforzarlo, se verifica el
cumplimiento de las exigencias de las normas en cuanto a seguridad y calidad de servicio,
considerando el aporte que para ello hacen las centrales generadoras y todas las
instalaciones que componen el sistema eléctrico con independencia de su calificación.
La planificación actual se realiza con varios escenarios de incertidumbre futura, utilizando
el criterio de optimización “minimizar el máximo arrepentimiento”, sin embargo con un
horizonte de planificación de 10 años, que se ajusta a esos escenarios, y no genera
corredores de transmisión que incentiven la inversión en generación.
A nivel mundial, generalmente las metodologías de planificación consideran múltiples
criterios, centradas en dos perspectivas, la confiabilidad y la economía. Respecto a la
confiabilidad esta se enfoca en lograr una operación confiable del sistema imponiendo
objetivos de seguridad con algunas consideraciones de costo. En cambio la economía se
enfoca en lograr una operación eficiente del sistema, balanceando los costos de inversión
en transmisión y los costos de operación y falla del sistema. Existen varias formulaciones
que incluyen consideraciones económicas y de confiablidad para la planificación de
transmisión.
En Reino Unido se aplica el caso enfocado en la confiabilidad. Las reglas de seguridad son
deterministicamente especificadas y no hay evaluación económica de sus impactos, el
30
criterio N-2 debe ser considera a través de todo el sistema de transmisión y existe un
análisis de costo y beneficio solo para evaluar la ampliación de capacidad del sistema.
Todo lo contrario al Reino Unido, en Nueva Zelanda se realiza el análisis de costo –
beneficio. La empresa de transmisión TransPower, prepara los planes de inversión basado
en estándares de confiablidad del sistema fijados en la legislación, las propuestas de
inversión son estudiadas con un test de costo y beneficio neto y se mantienen los criterios
determinísticos de seguridad, considerando un criterio N-1 para la zona más importante
de la red.
Para una planificación centralizada el proceso de planificación se orienta a definir en
forma conjunta la expansión de generación y transmisión. El plan resultante de expansión
del sistema de transmisión rígido, dado que su desarrollo está fuertemente ligado al
cumplimiento del plan trazado para la expansión.
Propuesta:
1. Ajustar el esquema actual definiendo múltiples planes de expansión
generación/consumo y determinar expansiones de transmisión para cada uno de
ellos.
2. Definir como obras troncales aquellas que cubren la mayor parte de escenarios
definidos previamente.
3. Realizar un análisis secuencial de expansión del sistema de transmisión.
Planificación con visión de largo plazo (>10 años), tomando decisiones estratégicas
que viabilice la entrada de nuevas tecnologías de transmisión, alternativas de
niveles de tensión y una planificación a mediano plazo (5-10 años) para definir
obras que cubran adecuadamente los requerimiento de generación y consumo.
31
5. Alternativas hipotéticas de desarrollo en el SING, enfocadas en una planificación
centralizada.
5.1. Análisis de Estudio de Transmisión Troncal 2010 y Propuesta de Expansión del
Sistema de Transmisión del SING 2012 (CDEC-SING).
El estudio de transmisión troncal del 2010, correspondiente al cuadrienio 2011-2014,
segundo de su tipo y realizado en cumplimiento con la ley general de servicios eléctricos,
tiene como objetivo la determinación de los sistemas troncales iníciales, el área de
influencia común correspondiente, el valor anual de transmisión por tramo, así como la
elaboración de planes de expansión para distintos escenarios de generación y
interconexiones con otros sistemas eléctricos.
El resultado del ETT es entregar un plan del sistema de expansión troncal, que permita
minimizar los costos de inversión, operación, mantenimiento, administración y falla en
cada uno de los sistemas afectos, en base a las instalaciones existentes, en construcción y
aquellas que se encuentre en carpeta decididas a la fecha del inicio del estudio.
En el ETT del 2010 para el SING solo se recomendó una obra nueva, correspondiente a la
línea en doble circuito en 220 kV entre Crucero y Lagunas. Las líneas existentes Tarapacá-
Lagunas, Lagunas- Crucero y Atacama – Encuentro, fueron incluidas como líneas troncales
(todas líneas de 220 kV de doble circuito). Antes el sistema Troncal estaba constituido solo
por las líneas Crucero – Encuentro en 220 kV de doble circuito, de aproximadamente unos
800 metros.
Figura 5.1. Nuevo Sistema de Transmisión Troncal del SING
La sustancial mejora respecto a la metodología utilizada para determinar el plan de
expansión del STT, fue reconocer mejor las incertidumbres que enfrenta el desarrollo en
transmisión. La metodología denominada “minimización del máximo arrepentimiento”,
incorpora un análisis de riesgo de tomar una decisión de expansión para un escenario en
particular, cuando en cambio ocurre otro. Por ende, el desarrollo del plan de expansión
permite obtener una solución más robusta que se adapte a diferentes escenarios posibles.
Entre otros se pueden considerar escenarios alternativos que representen distintas tasas
32
de crecimiento de la demanda, distintos planes de inversión en generación, u otras
incertidumbres.
Otra mejora fue considerar tres escenarios de expansión de generación, siendo el caso
base el plan de obras contenidos en el informe técnico definitivo de precios nudo de abril
de 2010 y los otros dos propuestos por el consultor, que consideró la metodología de
máximo arrepentimientos, dando fortaleza a las propuestas de expansión, en su
reconocimiento de incertidumbres.
El estudio del 2010 a diferencia del 2006 amplió la expansión del sistema de transmisión
de 10 a 15 años, permitiendo viabilizar soluciones en un mayor nivel de tensión,
necesarias técnicamente, las que en un escenario de corto plazo no resultarían
económicamente óptimas. Dicha condición permite entonces que las señales de
expansión representen una visión más de largo plazo.
Las etapas del estudio y aspectos importantes a destacar fueron los siguientes:
1. Determinación de instalaciones troncales (se aplica el Art. N° 74 de la LGSE).
2. Determinación del Área de Influencia común (se aplica el Art. N° 102 letra c) de la
LGSE).
3. Determinación de Valor Anual de Transmisión por Tramo.
4. Estudio de Expansión del STT.
Como ya se mencionó respecto a las instalaciones troncales, se mantuvo el tramo troncal
Crucero – Encuentro y las líneas Tarapacá – Lagunas, Laguna – Crucero y Encuentro –
Atacama.
Para determinar el Área de influencia común se aplicó la definición contenida en el Art.
102 letra C) de la LGSE, para el SING se analizaron los tramos Crucero- Encuentro y
Encuentro – Atacama. En la siguiente figura en color verde se muestra lo mencionado.
Para determinar el se dividió en dos partes, la primera consiste en la determinación del VI,
el AVI y el COMA, y la segunda parte se utilizó un modelo integrador para calcular el
VATT.
33
5.2. Alternativas de “Sistema de Transmisión Hipotéticos para el SING”
Para el estudio, se tomó como caso hipotético la modificación del sistema de transmisión,
si este hubiese sido intervenido a tiempo, de manera de demostrar que la inversión
hubiese sido menor a la fecha al hacerse de manera centralizada y a largo plazo.
Se plantean dos casos, uno en anillo y otro un troncal que cruza verticalmente el norte
grande, este último más lógico del punto de vista de no saber exactamente donde se
encontrarían los centros de generación y de consumo más importantes, pero si a
sabiendas de las características del SING, de gran consumo en la zona cordillerana y las
centrales térmicas cerca de la costa.
El caso hipotético compuesto por un anillo, presenta más confiabilidad pero considera el
hecho de conocer donde se encontraría la mayor concentración de centros de demanda y
generación.
De remontarnos en el desarrollo histórico del SING, este estaba compuesto por los
consumos de Arica, Iquique, Chuquicamata, Tocopilla, Calama y Antofagasta,
interconectados mediante las S/E Pozo Almonte, S/E Crucero y la S/E Mejillones. Como se
puede observar en la Figura 3.3 donde se aprecia la topología del SING entre 1985 y 1988.
Entre 1988 y 1995 se observa el gran desarrollo de proyectos mineros como Cerro
Colorado, Escondida, Zaldívar, es acá donde se debió prever este aumento en la
explotación, por tanto fortalecer la transmisión y desarrollar un troncal de gran capacidad
por la parte central del SING, facilitando la inyección de las centrales a carbón desde la
Costa de manera de satisfacer la demanda de las grandes mineras, contrario a esto se
prefirió crear líneas adicionales particulares que inyectaran directamente desde la central
hasta el consumo.
En los años siguientes, se siguió esta tendencia que denota una falta de planificación y que
responde netamente a las necesidades particulares de cada nueva faena, sin pensar en
que a la larga esto es más caro, menos segura e incluso puede ser insostenible en el
tiempo.
Puede ser que por la baja densidad de población de la zona, se dejó que el mercado
decidiera como expandir el sistema, sin tomar medidas a nivel central, lo cual, debido a las
características de los agentes no arrojó los resultados encontrados en el SIC.
Un claro ejemplo es el caso de la zona norte del SING, donde se presenta el mayor
consumo residencial con respecto a las faenas mineras en el norte grande, llegando a un
34%, la falta de generación local económica sumado a la limitación de las líneas de
34
transmisión que pudiesen llevar energía excedentaria desde Antofagasta a la zona,
provocó entre otros casos los últimos días de diciembre del 2011, cuando una falla en la
central Tarapacá, de Endesa, provocó cortes en Tarapacá y Arica- Parinacota. La salida de
la central generó graves complicaciones en la zona de Iquique, con medidas de
racionamiento incluidas, entre ellas, la reducción del consumo de las tres mineras grandes
que operan en la región: Quebrada Blanca, Collahuasi y Cerro Colorado.
Los troncales planteados, buscan, entre otras cosas, asegurar el suministro a los consumos
regulados del SING.
La alternativa N° 1 es un STT hipotético en 500 kV en configuración en anillo en las zonas
centro y sur, y en forma de columna vertebral para la zona norte. Este sistema de
transmisión troncal hipotético bajo una planificación centralizada se diseño en base a los
puntos de generación y consumos existentes, se mantuvieron las líneas que demostraban
ser una conexión eficiente, y del mismo modo se eliminaron y crearon otras no existentes.
Las subestaciones que pertenecen a este Sistema Troncal hipotético son: Pozo Almonte –
Lagunas – Crucero – Encuentro – Atacama – Esmeralda – Domeyko – Laberinto.
Para proponer nuevas alternativas de troncal, se utilizarán algunas suposiciones para
cumplir con el Art. 74 de la LGSE. El primero de ellos es que los tramos pertenecientes al
Troncal deben tener flujos bidireccionales relevantes, en el caso de los tramos Pozo
Almonte – Lagunas, actualmente no ocurre esto, debido a que el flujo va desde lagunas
hacia el norte, sin embargo la irrupción de los proyectos de ERNC, específicamente del
tipo fotovoltaica y termosolar, de los cuales se pretenden conectar más de 700 MW en la
SE Pozo Almonte y más de 400 MW en las subestaciones del extremo norte, permitiría que
desde el norte su pudiese abastecer la demanda no tan solo de aquella zona sino también
parte de la demanda de la zona centro y sur durante el día y en las noches en sentido
contrario.
35
A continuación en la siguiente figura se muestra un diagrama unilineal simplificado del
sistema hipotético:
Figura 5.2. Sistema Transmisión Troncal Hipotético N°1
36
Tabla 5.1: Proyectos ERNC Zona Norte
Proyectos Punto de Conexión Capacidad
Instalada(MW)
Salar de Huasco S/E Pozo Almonte 30
Solar Almonte S/E Pozo Almonte 50
Pozo Almonte solar 2 S/E Pozo Almonte 7,5
Pozo Almonte solar 3 S/E Pozo Almonte 16
Termosolar Huara S/E Pozo Almonte 360
Solar Pozo Almonte S/E Pozo Almonte 200
El Caramelo II S/E Pozo Almonte 9
Pica Fotovoltaico S/E Pozo Almonte 90
PV Dos Cruces Tap Off Chapiquiña - Arica 30
Central San Miguel Tap Off Chapiquiña - Arica 18
Termosolar Pampa Camarones Tap Off Cóndores - Parinacota 360
Total 1170,5
Otro factor a considerar respecto a la bidireccionalidad y al tenor de los flujos que
circularan por aquellos tramos, es las posibles futuras conexiones regionales que se
pueden realizar con los vecinos cercanos, bajo el concepto de una carretera internacional.
En el caso del anillo que se forma entre las subestaciones Crucero – Encuentro – Atacama
– Mejillones – Esmeralda – Domeyko – Laberinto, dos tramos entre Crucero y Atacama ya
pertenecen al Troncal. El anillo se conformó con el objetivo de dar cobertura a todo el
polo de generación que hay en la zona costera y el polo de la demanda minera que está
ubicada en la zona cordillera. Una de las ventajas que presenta esta configuración en
anillo, es la posibilidad de tener dos rutas de abastecimiento los grandes bloques de
demanda, que en caso de ocurrir fallas en algún tramo involucrado permita no interrumpir
el suministro.
Para dimensionar la capacidad eléctrica (MVA) que tendrá cada tramo del troncal, se
utilizara la demanda máxima y capacidad instalada en cada S/E del Troncal, a continuación
en la siguiente tabla se muestra lo totales a fines del 2012, el valor total de demanda no
corresponde a una misma hora. En caso de la S/E Andes se limito una inyección de 550
MW, por motivos de disponibilidad de generación.
37
Tabla 5.2: Demanda y Capacidad Instalada Total Sistema Troncal Hipotético 1
Subestaciones Troncales Demanda
Máxima (MW) Capacidad
Instalada(MW)
Pozo Almonte 175 79
Lagunas 120 182
Crucero 560 1383
Encuentro 260 545
Atacama 100 1573
Laberinto 280 550
Esmeralda 188 0
Domeyko 525 0
TOTAL 2208 4310
En el caso del troncal hipotético 2 se hará similar a una columna vertebral, debido a que la
naturaleza del SING, gran cantidad de cliente no regulados ubicados en la zona
cordillerana y centrales térmicas, obligadas a estar en la costa, sumado a la incertidumbre
de ubicación exacta de consumos y nuevos polos de generación es conveniente, el tener
un troncal ubicado en la zona central entre las zonas costeras y cordilleranas, que cruce
este de norte a sur, facilitando la conexión de cualquier usuario, de manera de no
favorecer a nadie en particular, sino que a al sistema en su conjunto.
Tabla 5.3: Demanda y Capacidad Instalada Total Sistema Troncal Hipotético 2
Subestaciones Troncales Demanda
Máxima (MW) Capacidad
Instalada(MW)
Pozo Almonte 175 79
Lagunas 120 182
Crucero 560 1383
Encuentro 260 545
Nva S/E 374 2215
Palestina 742 -
TOTAL 2231 4404
38
A continuación en la siguiente figura, se muestra el sistema troncal hipotético 2.
Figura 5.3. Sistema Transmisión Troncal Hipotético N°2
39
Calculo de Capacidades de Líneas de los Sistemas de Transmisión hipotéticos
Troncal Hipotético 1 (TH1)
Los flujos máximos de potencia por cada tramo del sistema de transmisión troncal
hipotético 1, estimados de acuerdo al análisis mencionado anteriormente, son los
siguientes:
Figura 5.4. Sistema Transmisión Troncal Hipotético N°2
40
Se puede apreciar el modelo utilizado para las simulaciones realizadas, las cuales tienen
por objetivo dimensionar los calibres en cada tramo del troncal planteado, según los
máximos flujos producto de los distintos escenarios.
Para tal objetivo, se han modelado las cargas y las fuentes de generación equivalentes en
cada S/E del troncal hipotético 1.
Esta opción de troncal, como se destacó anteriormente busca aprovechar su configuración
en anillo, de manera de abarcar las áreas donde se concentra la mayor cantidad de
centrales térmicas (costa), con una gran cantidad de grandes consumos (cordillera).
Se puede apreciar que el anillo contiene casi la totalidad de la demanda, 1800 [MW]
aproximadamente.
Esta configuración nuevamente resaltar su gran seguridad, ante indisponibilidad de líneas
de transmisión, ya sea por un mantenimiento o por una salida imprevista de uno o dos
circuitos.
Finalmente, los flujos máximos por tramo, tomando en cuenta cada caso simulado en el
troncal en anillo, se presentan en la Tabla 5.4
Tabla 5.4 Flujos máximos obtenidos por tramo TH1
Tramo Flujo [MW]
Atacama - Esmeralda 1289,83
Crucero - Encuentro 851,53
Crucero - Laberinto 851,53
Encuentro - Atacama 1037,7
Esmeralda - Domeyko 1101,43
Laberinto - Domeyko 578,71
Lagunas - Crucero 291,53
Pozo Almonte - Lagunas 172,23
41
Troncal Hipotético 2 (TH2)
Se puede apreciar el modelo utilizado para las simulaciones realizadas, de manera de
dimensionar los máximos flujos en cada tramo del troncal planteado. Para tal objetivo, se
han modelado las cargas y las fuentes de generación equivalentes en cada S/E del troncal
hipotético 2. A continuación se detallan las características de demanda y generación
máxima por cada barra.
Figura 5.5. Sistema Transmisión Troncal Hipotético N°2
42
Los mayores focos de demanda se presentan desde la barra Crucero al sur del SING,
coincidiendo estos con la mayor concentración de centrales generadoras.
Finalmente, los flujos máximos por tramo, tomando en cuenta cada caso simulado en el
troncal en anillo, se presentan en la Tabla 5.5
Tabla 5.5 Flujos máximos obtenidos por tramo TH2
Tramo Flujo [MW]
Crucero - Encuentro 851,53
Lagunas - Crucero 291,53
Pozo Almonte - Lagunas 172,23
Encuentro – Nva S/E 1100
Nva S/E - Palestina 745
La metodología utilizada para el cálculo de los flujos máximos para los dos casos
hipotéticos, utilizando el programa DigSilent, se encuentra en el anexo A.
5.4 Comparación económica y de operación entre alternativas propuestas y el sistema
actual.
5.4.1 Costos Inversión del Sistema de Transmisión
La primera comparación económica será respecto a el costo de inversión del los sistemas
de transmisión actual y los hipotéticos propuestos, mediante los costos unitarios por km.
A continuación se muestran los costos unitarios de Transmisión por km a diferente tensión
y potencia a transmitir.
Tabla 5.6: Costos unitarios de Transmisión por km
Nivel de Tensión Capacidad
(MVA) MUS$/km Ecuación de Costos (MUS$/km* MVA)
110 kV 34.56 83
C=(1.66( )+25.8) 39.3 91
220 kV
197 190 C=(0.67( )+58.6)
224 208
224 208 C=(0.5( )+96.98) 470 310
680 434
680 434 C=(0.22( )+286.6)
1100 525
500 kV 1803 570 C=0.316( )*(
43
Debido a la linealidad de los de costos como ese muestran en las figura, se realizaron
ecuaciones lineales para cada aquellos tramos de tensión que formaran de forma más
precisa una recta. Solo para el caso de 500 kV la función de costos se dejo en proporción a
un solo punto.
Figura 5.6: Grafico Costos unitarios de Transmisión por km línea 220 kV
Tabla 5.7: Valor de inversión de Sistemas de Transmisión
Resumen Costos (MUS$)
Sistema de Transmisión Actual 1,542,620
Sistema de Transmisión Hipotético 1 886,954
Sistema de Transmisión Hipotético 2 950,400
Sistema de Transmisión Hipotético 2 con 300 MW ERNC en Pozo Almonte 992,909
Sistema de Transmisión Hipotético 2 interconexión con el SIC 961,307
Es posible ver el beneficio neto de las 4 opciones ante la situación actual, claramente la
reducción y eliminación de líneas menores y ampliación o creación de líneas más robustas
disminuye el costo de inversión del sistema.
La metodología utilizada para el cálculo de los flujos máximos para los dos casos
hipotéticos, utilizando el programa DigSilent, se encuentra en el anexo B.
190 208
310
434
525
0
100
200
300
400
500
600
197 224 470 680 1100 Co
soto
s U
nit
ario
s (M
U$
/Km
)
Capacidad (MVA)
44
5.4.2 Costos Operación del Sistema
Una de las ventajas más notables de la planificación centralizada, es la opción de disponer
de una gran capacidad ociosa, lo cual permite el despacho de las unidades por un
verdadero orden económico, sin la presencia de desacoplados ni limitantes en transmisión
que impidan una generación al mínimo costo.
Se presentó el caso de desacoplados en la zona norte del SING, donde se deben despachar
centrales a nivel local en Arica, las cuales utilizan Diesel por lo que el CMg de la zona se
encarece enormemente, esto con la configuración dada a ambos troncales hipotéticos no
se da, permitiendo además incentivar la inversión y la competencia.
Debido a la gran cantidad de proyectos ERNC interesados en desarrollarse en el SING, es
interesante la capacidad ociosa que se resguarda para ellos en los tramos de Pozo
Almonte al sur, es por esto que se utiliza este caso como ejemplo y se valoriza lo que sería
el costo de operación de un día del SING si se generara un máximo de 300 [MW] (de los
más de 1000 [MW] en carpeta) principalmente Solares, presentes en la operación diaria
entre la hora 8 y la hora 20.
Para este caso, se ha asumido el caso óptimo en el cual se encuentra con la disponibilidad
de todo el parque de generación, pudiendo elegir el despacho de las unidades por orden
económico, asegurando cierta reserva de giro.
Tabla 5.8. Comparación de Costo de Operación y Costo Marginal del Sistema con y sin
ERNC en Pozo Almonte en sistemas de transmisión hipotético
Costo total operación diario (M$)
Costo marginal promedio ($/KWh)
Sin ERNC Pozo Almonte 962,87 23,02
Con ERNC Pozo Almonte 902,65 22,14
Se observa cómo se obtiene un ahorro diario de 60 millones de pesos y un costo marginal
levemente menor.
En el Anexo C es posible ver más detalles del cálculo, así como la operación diaria
supuesta, además se tomó la demanda horaria de un día real como base.
Un caso particular del SING, se produce al haber una congestión en la zona norte del
sistema, en estas situaciones se produce un desacople del sistema, obligando al despacho
de unidades diesel de alto costo para general localmente a la zona de Iquique y Arica.
45
Los troncales hipotéticos planteados no presentan estas limitantes, de manera que estas
situaciones se lograrían evitar, con las ventajas económicas que esto representa.
Para el análisis, se utiliza como base un caso real ocurrido en verano, donde se simula la
operación de no existir esta limitante, evitando así el despacho de las unidades diesel en
cuestión.
Tabla 5.9. Comparación de costo de operación y costo marginal entre sistema de
transmisión actual y sistema hipotético
Costo operación (M$) Costo marginal promedio($/kWh)
Sistemas Hipotéticos 1258,12 37,28
Sistema Actual 1350,3 63,15 (Zona Desacoplada) 37,28 (Resto del Sistema)
Tanto el costo de operación como el costo marginal (sobre todo en la zona desacoplada en
sí) son superiores con la configuración actual del sistema cuando este es llevado a
situaciones como la ocurrida el día de muestra.
VATT Troncales Hipotéticos
El VATT del sistema hipotético 1 se calculó utilizando una tasa de interés anual del 10%,
con 20 años para el retorno de la inversión, y considerando que el costo de operación y
mantenimiento es un 2,07% del valor de inversión.
Tabla 5.10 VATT del Sistema de Transmisión Trocal Hipotético 1
Tramo VI (MUS$) AVI (MUS$)
COMA (MUS$)
VATT (MUS$)
Atacama - Esmeralda 35,519 4,172 735 4,907
Crucero - Encuentro 430 51 9 59
Crucero - Laberinto 24,722 2,904 512 3,416
Encuentro - Atacama 90,308 10,608 1,869 12,477
Esmeralda - Domeyko 32,139 3,775 665 4,440
Laberinto - Domeyko 16,869 1,981 349 2,331
Lagunas - Crucero 66,464 7,807 1,376 9,183
Pozo Almonte - Lagunas 18,931 2,224 392 2,615
TOTAL 285382 33,521 5,907 39,428
46
Tabla 5.11 VATT del Sistema de Transmisión Trocal Hipotético 2
Tramo VI (MUS$)
AVI (MUS$)
COMA (MUS$)
VATT (MUS$)
Crucero - Encuentro 430 51 9 59
Lagunas - Crucero 66,464 7,807 1,376 9,183
Pozo Almonte - Lagunas 18,931 2,224 392 2,615
Encuentro - Nva S/E 95,980 11,274 1,987 13,261
Nva S/E - Palestina 21,818 2,563 452 3,014
TOTAL 203623 23,917 4,215 28,132
Los VATT totales de los sistemas de transmisión hipotéticos son superiores al del sistema
actual, por la mayor longitud considerada en las suposiciones. El análisis más global que
resume la comparación entre los dos casos hipotéticos y el sistema actual se muestra en la
siguiente tabla 5.12.
Tabla 5.12 Resumen Sistemas Troncales Hipotético y Sistema Troncal Actual
Tramo Valor de Inversión (MUS$)
VATT (MUS$)
Costo Operación con desacoplado zona
Norte ($)
Costo Marginal ($/kWh)
STT Actual 1,542,620 17,567 1350,3 63,15 (Zona Desacoplada) 37,28 (Resto del Sistema)
STT hipotético 1 886,954 39,428 1258,3 37,28
STT hipotético 2 950,400 28,132 1258,3 37,28
En el caso del valor del sistema de Transmisión fue solo se evaluaron las líneas, ya que los
puntos de consumo y suministro no cambiaban, el sistema actual es enormemente mayor
a los dos casos hipotéticos debido a que en los casos hipotéticos se eliminan muchas
líneas que van desde la costa hacia la cordillera y otras de unión que no son necesarias en
los casos planteados en este informe. El valor de inversión del caso hipotético 1 (anillo) es
inferior al hipotético 2, debido a que este último necesita interconectar desde las
subestaciones troncales de la zona sur a sus puntos de consumo e inyección, con líneas
robustas que incrementan el costo de inversión.
Respecto al VATT este es proporcional a la cantidad de tramos troncales y por ende el
sistema hipotético 1 es superior, en medida este troncal es más beneficioso en seguridad
por tener no solo un camino de suministro hacia la zona sur en caso de alguna
contingencia.
47
En el caso de los costos de operación y los costos marginales, actualmente en estado
normal se despacha caso la totalidad del parque térmico, no existiendo una limitación real
en el sistema de trasmisión, solo el caso de Tocopilla que permite un nivel de transmisión
hasta 750 MW, por lo tanto no existe una diferencia entre el sistema actual y los
hipotéticos en el costos de operación y el marginal, sin embargo en un caso de
contingencia como el suministro hacia la zona norte, se ve afectado por sistemas
desacoplados, que con los casos hipotéticos sería posible evitar.
48
6. Conclusiones
A lo largo de los años, la ley ha sufrido diversos cambios, en su gran mayoría en el
contexto de mercados más competitivos y asegurando un acceso abierto no
discriminatorio en transmisión.
Se demostró que una buena planificación del sistema de transmisión en el largo plazo,
resulta más económica que el sistema actual, basándose en el concepto de economías de
escala. En los casos hipotéticos planteados el costo total de inversión resultó menor al
evitar el exceso de líneas adicionales presentes actualmente en el SING. Además esta
planificación centralizada, con un sistema de transmisión robusto y suficiente que no
presenta cuellos de botella, permite una operación más confiable y con menor
incertidumbre de precio.
Invertir anticipadamente en transmisión, permite la conexión de nuevos proyectos de
generación a tiempo (disminuyendo la incertidumbre) y la convergencia a un menor costo
a largo plazo, tener flexibilidad en el sistema de transmisión y evitar dimensionamiento a
las necesidades de cada proyecto de generación, lo cual da señales al mercado, sin
embargo al requerir una mayor inversión inicial, los agentes no están dispuestos a pagar
más de que ahora necesitan. Es interesante ver como se afrontan estos temas en países
como Inglaterra, donde se aplican medidas de seguridad mayores que en Chile, llegando a
criterios de N-3.
Una planificación centralizada, donde se contemplen una cantidad adecuada de líneas de
transmisión troncal, permite el acceso a generadores más pequeños, que no tienen la
capacidad financiera de costear una línea propia de gran longitud, como es el caso de
pequeños generadores ERNC.
Se plantean cambios a la ley que define los sistemas de transmisión troncal, que
flexibilizan las características de los mismos, sobretodo en un sistema de transmisión tan
peculiar como el SING, con una gran mayoría de clientes libres no regulados y grandes
bloques de demanda concentrados en pocos puntos, de manera de dar estímulos a los
agentes del sistema y fomentar la colaboración entre estos, tema no menor viendo que
muchos de estos agentes son grandes mineras las cuales compiten entre ellas.
La meta a futuro, es aprender de los errores cometidos en el pasado y tomar las medidas
necesarias para fortalecer el sistema de transmisión actual y de esta manera llegar a un
óptimo.
49
7. Bibliografía
Referencias Web:
http://www.systep.cl/publicaciones.php
http://www.cdec-sing.cl
http://www.panelexpertos.cl
http://www.centralenergia.cl/regulacion/legislacion-electrica-chile/
http://www.cne.cl/component/content/article/60-electricidad-procesos-de-
tarificacion-troncal-segundo-proceso/470-informes
http://www.cigre.cl
http://repositorio.uc.cl/xmlui/handle/123456789/1488
http://www.leychile.cl/Consulta
http://www.revistaei.cl/
http://www.df.cl/prontus_df/site/tax/port/fid_general/taxport_2_1__1.html
Referencias Documentos:
DFL4/2009 Ley general de servicios eléctricos
Ley Eléctrica 19.940 DFL N°4
Estudio de Transmisión Troncal 2010
Tarificación de la transmisión eléctrica usando factores GGDF y GLDF: una
estimación de sus efectos distributivos. (Alexander Galetovic, Rodrigo Palma,
Universidad de Chile).
“Desafíos en el desarrollo del sistema de transmisión Troncal”. Presentación
SYSTEP en Cigre. Hugh Rudnik.
"Planificación y expansión de la transmisión en mercados eléctricos competitivos".
Hugh Rudnick & Juan Zolezzi.
“La regulación del segmento Transmisión en chile”, CNE.
“Tarificación y Expansión del Sistema de Transmisión bajo la Ley 19.940 (Ley
Corta)”, Oscar Álamos & Pablo Rámila..
50
8. Anexos
Anexo A. Resultados simulaciones DIGSILENT para cálculo de flujos máximos por tramos
de los sistemas de transmisión troncales hipotéticos
Resultados Simulación Troncal Hipotético 1
Caso 1 Generación Concentrada en la Zona Sur del SING
Para dimensionar la capacidad necesaria de las líneas de transmisión, se intenta forzar el
flujo de potencia por el anillo, para lo cual, se tomó el caso de una generación
concentrada en la S/E Atacama y la S/E Laberinto.
Tabla A.1.1 Generación Caso 1 TH1
Gx Equivalente Barra
Potencia [MW]
Gx Atacama Atacama 1573
Gx Crucero Crucero -
Gx Encuentro Encuentro 72,83
Gx Laberinto Laberinto 550
Gx Lagunas Lagunas -
Gx Parinacota Parinacota -
Gx Pozo Almonte Pozo Almonte -
La Tabla 5.5 se especifica la generación en cada barra para la situación particular.
Tabla A.1.2 Flujos Por tramo Caso 1 TH1
Tramo Flujo [MW] Atacama - Esmeralda 632,3262
Crucero - Encuentro 657,5038
Crucero - Laberinto -194,0263
Encuentro - Atacama 843,6738
Esmeralda - Domeyko 443,9262
Laberinto - Domeyko 78,79374
Lagunas - Crucero -291,53
Pozo Almonte - Lagunas -172,23
La Tabla 5.6, señala los flujos obtenidos del caso en cuestión.
51
Caso 2: Crucero-Laberinto Fuera de Servicio
Como segundo escenario, se busca simular la indisponibilidad del doble circuito Laberinto-
Crucero, de manera de satisfacer la demanda por Crucero-Encuentro, aprovechando las
características de la topología en anillo.
Para el caso, la demanda se supuso, al igual que en el caso anterior, concentrada en
Atacama y Laberinto.
Tabla A.1.3 Flujos por tramo Caso 2 TH1
Tramo Flujo [MW] Atacama - Esmeralda 438,3
Crucero - Encuentro 851,53
Crucero - Laberinto -
Encuentro - Atacama 1037,7
Esmeralda - Domeyko 249,9
Laberinto - Domeyko 272,82
Lagunas - Crucero -291,53
Pozo Almonte - Lagunas -172,23
La Tabla 5.7, entrega los flujos obtenidos en la simulación ante la indisponibilidad del
doble circuito Crucero-Laberinto.
Caso 3: Crucero-Encuentro Fuera de Servicio
Como tercer objetivo, se busca simular la indisponibilidad del doble circuito Crucero-
Encuentro, de manera de satisfacer la demanda por Crucero-Laberinto, aprovechando las
características de la topología en anillo.
Tabla A.1.4 Flujos por tramo Caso 3 TH1
Tramo Flujo [MW] Atacama - Esmeralda 1289,83
Crucero - Encuentro -
Crucero - Laberinto -851,53
Encuentro - Atacama 186,17
Esmeralda - Domeyko 1101,43
Laberinto - Domeyko -578,71
Lagunas - Crucero -291,53
Pozo Almonte - Lagunas -172,23
52
En la Tabla 5.8 se detallan los flujos obtenidos por cada tramo, observando que Atacama-
Esmeralda alcanza un flujo considerablemente mayor a los casos anteriores, lo mismo que
con esmeralda Domeyko.
Resultados Simulación Troncal Hipotético 2
Caso 1: Full Generación Gx Nueva S/E
Tabla A.2.1 Generación Caso 1 TH2
Gx Equivalente Barra Potencia [MW]
Gx Crucero Crucero -
Gx Encuentro Encuentro 21,66
Gx Lagunas Lagunas -
Gx Nueva S/E Nva S/E 2215
Gx Pozo Almonte Pozo Almonte -
Se simula una situación crítica, en la cual casi la totalidad de la demanda es abastecida
desde la zona Sur del SING, de manera de ver cuál es el flujo máximo que deben soportar
las líneas de los tramos correspondientes a Nueva S/E-Encuentro, Nueva S/E-Palestina,
entre otras. En la Tabla 5.12 se aprecia la potencia generada en cada Barra del Sistema.
Como se detalla en la Tabla 5.12, las centrales que inyectan en la barra Nueva S/E están a
plena capacidad, sumado a una pequeña generación desde la barra Encuentro.
En la siguiente Tabla 5.13, se observa las magnitudes de los flujos de potencia resultantes
del caso.
Tabla A.2.2 Flujos por tramo Caso 1 TH2
Tramo Flujo [MW]
Crucero - Encuentro 859.7934
Encuentro - Nva S/E -1097.133
Lagunas - Crucero -293.158
Nva S/E - Palestina 742.5855
Pozo Almonte - Lagunas -172.5881
Para esta alternativa, se determina entonces que el máximo flujo posible por el tramo
Encuentro-Nueva S/E es de 1098 [MW] aproximadamente, inyectados desde sur a norte.
Crucero-Encuentro tendría un flujo máximo de 860 [MW], así como Nueva S/E-Palestina
un flujo máximo, correspondiente a su demanda máxima 743 [MW].
53
CASO 2: Full Generación Crucero
Tabla A.2.3 Generación Caso 2 TH2
Gx Equivalente Barra Capacidad Instalada [MW]
Gx Crucero Crucero 1382.497
Gx Encuentro Encuentro 545
Gx Lagunas Lagunas 181.75
Gx Nueva S/E Nva S/E 41.5
Gx Parinacota Parinacota 24.52
Gx Pozo Almonte Pozo Almonte 53.87
Tabla A.2.4 Flujos por tramo Caso 2 TT2
Tramo Flujo [MW]
Crucero - Encuentro -790,3237
Encuentro - Nva S/E 1076,324
Lagunas - Crucero -31,81213
Nva S/E - Palestina 742,5891
Pozo Almonte - Lagunas -93,9304
En el segundo caso, se busca una generación concentrada en Crucero, fundamentado en
el despacho total de las centrales a Carbón de Tocopilla y una disponibilidad suficiente de
gas natural de la U16 y el despacho de las unidades de Norgener.
Tabla A.2.5 Flujos por tramo Caso 2 TH2
Tramo Flujo [MW]
Crucero - Encuentro -790.3237
Encuentro - Nva S/E 1076.324
Lagunas - Crucero -31.81213
Nva S/E - Palestina 742.5891
Pozo Almonte - Lagunas -122.4104
Se observa que los flujos máximos por tramo, no superan las magnitudes máximas
alcanzadas en el caso 1.Así los máximos flujos por tramo, corresponden a la Tabla 5.17.
54
Tabla A.2.6 Flujos por tramo Caso 2 TH2
Tramo Flujo Máx. [MW]
Crucero - Encuentro 859,7934
Encuentro - Nva S/E -1097,133
Lagunas - Crucero -293,158
Pozo Almonte - Lagunas -172,5881
Nva S/E - Palestina 742,5891
Para el estudio además se dejan dos casos hipotéticos para tener en cuenta.
Caso 3 Hipotético 1
Actualmente, se presentan en carpeta gran cantidad de proyectos ERNC que esperan ver
la luz antes del 2017, todos estos conectándose a la S/E Pozo Almonte, con una capacidad
que bordearía los 1000 [MW].
Se realiza una simulación en la cual se busca inyectar estos 1000 [MW] desde Pozo
Almonte al Sur, de manera de forzar un flujo máximo desde la zona norte del SING.
Tabla A.2.7 Flujos por tramo Caso 3 Hipotético TH2
Gx Equivalente Barra Capacidad Instalada[MW]
Gx Crucero Crucero 1148,14
Gx ERNC Pozo Almonte Pozo Almonte 1000
Gx Encuentro Encuentro -
Gx Lagunas Lagunas -
Gx Nueva S/E Nva S/E -
Gx Pozo Almonte Pozo Almonte 78,39
Tal como se observa en la Tabla 5.18, se ha supuesto el caso de una plena generación
desde este nuevo foco energético de ERNC, esto significa una gran inyección desde Pozo
Almonte al sur, además para poner un caso extremo, se limita al mínimo la generación
local en la zona sur del SING, obligando a un máximo flujo desde la zona norte del troncal.
55
Tabla A.2.8 Flujos por tramo Caso 2 TH2
Tramo Flujo [MW]
Crucero - Encuentro -1375
Encuentro - Nva S/E 1116
Lagunas - Crucero 786.86
Nva S/E - Palestina 742
Pozo Almonte - Lagunas 906.16
Caso 4 Interconexión SING-SIC
En el caso de una Interconexión, la cual según estudios realizados por la CNE, sería de un
enlace de 1500 [MW]. Según la topología del troncal Hipotético 2 S/E Palestina del troncal
hipotético, para lo cual debería dimensionarse nuevamente la capacidad de transmisión
de la línea Nueva S/E-Palestina, de manera de poder transportar los 1500 [MW] a
inyectarse máximos del enlace en cuestión
56
Anexo B. Valor de inversión de los sistemas de transmisión hipotéticos y actuales
mediante costos unitarios por km
En la siguiente tabla se realizo la valoración del sistema de transmisión actual con los
costos unitarios por transmisión por km*MVA estimado, estimado con la tabla 5.7.
Tabla B.1 Valorización sistema de transmisión actual
Línea de Transmisión Tensión N° Circuitos Longitud
(km) Capacidad
Costos Unitarios
Costos
(kV) (MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Angamos - Laberinto 220 2 142 700x2 590.00 83,780
Norgener - Crucero 220 2 72 426.78x2 471.60 33,956
Central Tocopilla - Crucero 220 2 71 419x2 468.23 33,432
Atacama - Encuentro 220 2 153 386x2 453.93 69,452
Crucero - Encuentro 220 2 1.0 384,86x2 453.44 453
Chacaya - El Cobre 220 2 144 350.57x2 438.58 63,156
Tarapacá - Lagunas 220 2 56 254x2 348.75 19,530
Atacama - Domeyko 220 2 205 245,8x2 349.55 71,657
El Cobre - Esperanza 220 2 81 179x2 274.41 22,310
Lagunas - Collahuasi 220 2 12 109x2 205.03 2,419
Central Salta - Andes 345 1 408 777 482.07 196,686
Crucero - El Abra 220 1 101 457.26 323.61 32,684
Crucero - Radomiro Tomic 220 1 82 457.26 323.61 26,536
Crucero - Chuquicamata 220 1 70 442.02 316.05 22,061
Crucero - Salar (1) 220 1 75 442.0 316.05 23,578
Salar - Chuquicamata (2) 220 1 13 442.0 316.05 3,982
Chacaya - Mejillones 220 1 1 377.2 283.95 369
Crucero - Laberinto. Circuito Nº2 220 1 133 377.24 283.95 37,765
Laberinto - Nueva Zaldívar. Circuito Nº2 220 1 73 377.24 283.95 20,728
Andes - Nueva Zaldívar 220 2 63 363.9 277.34 17,555
Laberinto - El Cobre 220 1 3 360.86 275.83 745
Tap Off El Loa - El Loa 220 1 8 327.7 259.40 2,179
Chacaya - Molycop 220 1 1 327.7 259.40 208
Encuentro - Spence 220 1 67 318.18 254.68 17,063
Nueva Zaldívar - Zaldívar 220 1 0 308.65 249.95 50
Chacaya - Crucero 220 1 153 304.8 248.05 37,877
Chacaya - Mantos Blancos 220 1 66 304.8 248.05 16,371
Crucero - Laberinto. Circuito Nº1 220 1 133 293 242.20 32,140
Domeyko - Sulfuros 220 1 1 293 242.20 242
Laberinto - Nueva Zaldívar. Circuito Nº1 220 1 95 293 242.20 22,888
Nueva Zaldívar - Escondida 220 1 14 293 242.20 3,391
Nueva Zaldívar - Sulfuros 220 1 13 293 242.20 3,149
Zaldívar - Escondida (3) 220 1 14 293 242.20 3,391
Andes - Tap Off Oeste 220 1 38 277 234.28 8,891
Laberinto - Mantos Blancos 220 1 70 272.07 231.82 16,228
Laberinto - Lomas Bayas 220 1 10 272.07 231.82 2,318
Tap Off Oeste - Laberinto 220 1 85 272.07 231.82 19,705
Mejillones - O'Higgins 220 1 74 260.64 226.16 16,736
57
Línea de Transmisión Tensión N° Circuitos Longitud
(km) Capacidad
Costos Unitarios
Costos
(kV) (MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Domeyko - Escondida 220 1 7 245.8 218.80 1,532
Domeyko - Laguna Seca 220 1 13 245.8 218.80 2,844
Domeyko - Planta Óxidos 220 1 1 245.8 218.80 219
O'Higgins - Coloso 220 1 32 245.78 218.79 7,001
O'Higgins - Domeyko 220 1 128 245.78 218.79 27,918
Atacama - Esmeralda 220 1 69 197.4 190.27 13,205
Collahuasi - Quebrada Blanca 220 1 18 197.38 190.25 3,425
Cóndores - Parinacota 220 1 222 197.38 190.25 42,274
Tarapacá - Cóndores 220 1 70 197.38 190.25 13,280
Lagunas - Pozo Almonte 220 1 70 190.53 185.69 12,998
Lomas Bayas - Fortuna 220 1 6 187.93 183.95 1,159
Crucero - Lagunas 1 (6) 220 1 174 182.9 180.60 31,424
Encuentro - Collahuasi. Circuito N°2 220 1 201 170 172.00 34,572
Encuentro - Collahuasi. Circuito N°1 220 1 201 133.37 147.58 29,664
Encuentro - El Tesoro 220 1 90 125 142.00 12,780
Crucero - Lagunas 2 220 1 173 121.9 139.93 24,236
El Tesoro - Esperanza 220 1 13 85.4 115.60 1,445
El Cobre - Gaby 220 1 57 73 107.33 6,118
Tap Off Pampa Lina - Sierra Gorda 220 1 14 36.73 83.15 1,123
Central Tocopilla - A. Circuito N°1 110 1 141 80.02 158.44 22,340
Central Tocopilla - Central Diesel Tamaya 110 2 14 93.36x2 335.38 4,695
Mejillones - Enaex 110 1 1 182.9 329.04 474
Pozo Almonte - Cerro Colorado 110 1 61 164 297.77 18,164
Central Diesel Tamaya - A 110 1 127 145 265.86 33,765
Central Diesel Tamaya - Salar 110 1 140 145 265.86 37,141
Chacaya - GNL Mejillones 110 1 11 122 228.06 2,531
Capricornio - Sierra Miranda 110 1 25 122 227.96 5,722
Chacaya - Mejillones 110 1 1 121.9 227.96 319
Antofagasta - Tap Off La Negra 110 1 19 122 227.96 4,377
Tap Off La Negra - Alto Norte 110 1 5 121.9 227.96 1,094
Capricornio - Alto Norte 110 1 44 120 224.79 9,913
Capricornio - Antofagasta 110 1 28 120 224.79 6,294
Chacaya - Muelle 110 1 55 98 187.51 10,294
Mejillones - Antofagasta 110 1 63 95 183.71 11,629
Central Tocopilla - A. Circuito N°2 110 1 141 93 180.56 25,459
Muelle - Guayaques 110 1 50 93 180.56 9,028
Tap Off Barriles - Mantos de la Luna 110 1 27 71 142.97 3,860
Esmeralda - Uribe 110 1 17 69 139.51 2,316
Esmeralda - Centro 110 1 1 67.1 137.02 69
Salar - Calama 110 1 17 55 117.05 1,931
Mejillones - El Lince 110 1 74 48 105.36 7,797
Arica - Pozo Almonte 110 1 216 34 82.63 17,848
Tap Off Oeste - Minsal 110 1 33 34 82.63 2,727
Cóndores - Cerro Dragón 110 1 5 34.3 82.63 405
Cóndores - Pacífico 110 1 11 34 82.63 868
Cóndores - Palafitos 110 1 9 34.3 82.63 702
58
Línea de Transmisión Tensión N° Circuitos Longitud
(km) Capacidad
Costos Unitarios
Costos
(kV) (MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Esmeralda - La Portada 110 1 17 34 82.63 1,388
Esmeralda - Sur 110 1 7 34.3 82.63 562
Tap Off Alto Hospicio - Alto Hospicio 110 1 0 34.3 82.63 8
Chuquicamata - A 100 2 1 198.15x2 682.91 546
Salar - km6 100 2 2 95.26x2 341.68 752
Chuquicamata - 10A 100 1 8 111.1 209.91 1,574
Chuquicamata - K1 100 1 6 111.1 209.91 1,238
K1 - 10 100 1 1 111.1 209.91 273
KM6 - 10A 100 1 6 111.1 209.91 1,155
Chuquicamata - KM6 100 1 11 104 198.07 2,179
Chuquicamata - 10 100 1 7 83.1 163.55 1,063
Chuquicamata - Chamy 100 1 12 62 129.23 1,551
KM6 - Sopladores 100 1 2 58.9 123.42 247
Escondida - Monturaqui 69 1 80 55 116.92 9,354
Laguna Seca - Tap Off 418 69 1 13 19 57.46 764
Tap Off Pampa - Iván Zar 69 1 17 8 39.03 664
Tap Off Llanos - Aguas Blancas 66 1 0 0 25.75 0
Central Chapiquiña - Arica 66 1 84 48 105.36 8,851
Central Diesel Iquique - Iquique 66 1 2 48.0 105.36 169
Iquique - Pozo Almonte. Circuito N°2 66 1 39 46 101.58 3,982
Parinacota - Pukará 66 1 4 42.1 95.56 344
Central Diesel Arica - Arica (5) 66 1 7 41.2 93.99 639
Tap Off Palestina - El Peñón 66 1 66 30 75.42 4,955
Parinacota - Chinchorro 66 1 4 21.0 60.57 212
Iquique - Pozo Almonte. Circuito N°1 66 1 46 18 56.08 2,580
Tap Off Quiani - Quiani 66 1 0 17.2 54.19 26
Parinacota - Quiani (4) 66 1 7 12.6 46.65 331
Pozo Almonte - Tamarugal 66 1 21 9 40.84 850
Pozo Almonte - Sagasca 66 1 55 3 31.39 1,726
Total 1,542,620
En la siguiente tabla se realizo la valoración del sistema de transmisión hipotético 1 con
los costos unitarios por transmisión por (km*MVA), estimado con la tabla 5.7.
Tabla B.2 Valorización sistema de transmisión hipotético 1
Línea de Transmisión Tensión N° Circuitos Longitud
(km) Capacidad Costos
Unitarios Costos
(kV) (MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Andes - Salta 345 1 408 777 245.6 100221
Encuentro - GNL Mejillones 220 2 72 426.78x3 564.0 40610
Atacama - Chacaya 220 2 2 426.78x2 471.6 943
Norgener - Crucero 220 2 72 426.78x2 471.6 33956
Central Tocopilla - Crucero 220 2 71 419x2 468.2 33432
Andes - Nva Zaldívar 220 2 63 363.9X2 444.4 28128
59
Línea de Transmisión Tensión N° Circuitos Longitud
(km) Capacidad Costos
Unitarios Costos
(kV) (MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Lagunas - Crucero 220 2 172 2X292 386.4 66464
Lagunas - Tarapacá 220 2 56 254x2 346.8 19419
Cóndores - Pozo Almonte 220 2 32 245.8x2 340.6 10798
Crucero - El Abra 220 1 101 457 323.6 32684
Crucero - Radomiro Tomic 220 1 82 457 323.6 26536
Crucero - Chuquicamata 220 1 70 442 316.1 22061
Crucero - Salar 220 1 75 442 316.1 23578
Laberinto - El Cobre 220 1 3 361 275.9 745
Pozo Almonte - Lagunas 220 2 70 2X175 270.4 18931
Encuentro - Spence 220 1 67 318 254.6 17057
Nva Zaldívar - Zaldívar 220 1 0 309 250.0 50
Atacama - Capricornio 220 1 66 305 248.1 16378
Capricornio - Mantos Blancos 220 1 10 305 248.1 2481
Nva Zaldívar - Sulfuros 220 1 13 293 242.2 3149
Sulfuros - Domeyko 220 1 1 293 242.2 242
Zaldívar - Domeyko 220 1 14 293 242.2 3391
Andes - Tap Off Oeste 220 1 38 277 234.3 8891
Tap Off Oeste - Laberinto 220 1 85 272 231.8 19702
Domeyko - Escondida 220 1 7 246 218.8 1532
Domeyko - Óxidos 220 1 1 246 218.8 219
Domeyko - Óxidos 220 1 1 246 218.8 219
Domeyko - Óxidos 220 1 1 246 218.8 219
Lagunas - Collahuasi 220 2 118 109x2 204.0 24072
El Loa - Tamaya 220 1 30 200 192.0 5760
Collahuasi - Quebrada Blanca 220 1 18 197 190.0 3420
Encuentro - El Tesoro 220 1 90 125 142.0 12780
El Tesoro - Esperanza 220 1 13 85 115.6 1445
El Cobre - Gaby 220 1 57 73 107.3 6118
Nueva S/E - Sierra Miranda 220 1 5 37 83.2 416
Mejillones- Atacama 220 2 5 20 72.0 360
Pozo Almonte - Cerro Colorado 110 1 61 164 297.8 18164
Parinacota Pozo Almote 110 1 216 120 224.7 48544
Atacama - Muelle 110 1 55 98 187.5 10294
Esmeralda - Uribe 110 1 17 69 139.5 2316
Esmeralda - Centro 110 1 1 67 137.0 69
Esmeralda - Antofagasta 110 1 1 60 125.2 63
Salar -Calama 110 1 17 55 117.1 1931
Esmeralda - Alto Norte 110 1 1 50 108.7 54
Cerro Dragón - Hospicio 110 1 5 34 82.6 405
Cóndores - Cerro Dragón 110 1 5 34 82.6 405
Cóndores - Pacifico 110 1 11 34 82.6 868
Cóndores - Palafitos 110 1 9 34 82.6 702
Esmeralda - La Portada 110 1 17 34 82.6 1388
Esmeralda - Sur 110 1 7 34 82.6 562
Esmeralda - La Negra 110 1 1 12 45.7 23
La Negra - El Negro 110 1 1 12 45.7 23
60
Línea de Transmisión Tensión N° Circuitos Longitud
(km) Capacidad Costos
Unitarios Costos
(kV) (MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Mejillones - Pampa 110 1 1 12 45.7 66
Mejillones - Enaex 110 1 1 10 42.3 61
Pampa - Desalant 110 1 1 10 42.3 61
GNL Mejillones - Michilla 110 1 1 5 34.0 17
Arica- Quiani 66 1 0 17 54.2 26
Central Chapiquiña - Arica 66 1 84 48 105.4 8851
Encuentro - Guayanes 66 1 1 3 31.4 31
Iquique - CD Iquique 66 1 2 48 105.4 169
Iquique - Cóndores 66 1 5 50 108.7 543
Parinacota - Chinchorro 66 1 4 21 60.6 212
Parinacota - Pucara 66 1 4 42 95.6 344
Pozo Almonte - Tamarugal 66 1 21 9 40.8 850
Pozo Almonte - HMC 66 1 55 3 31.4 1726
Quiani - Parinacota 66 1 0 17 54.2 26
Lagunas - Nueva Victoria 220 1 3 10 65.3 176
Tap Off Dolores 220 1 0 5 62.0 30
Crucero - Encuentro 500 2 1 2X850 537.4 430
Encuentro - Atacama 500 2 138 2X1035 654.4 90308
Atacama - Esmeralda 500 2 46 2X1290 815.6 37519
Esmeralda - Domeyko 500 2 46 2X1105 698.7 32139
Domeyko - Laberinto 500 2 46 2X580 366.7 16869
Laberinto - Crucero 500 2 46 2X850 537.4 24722
TOTAL 886954
En la siguiente tabla se realizo la valoración del sistema de transmisión hipotético 2 con
los costos unitarios por transmisión por (km*MVA).
Tabla B.3 Valorización sistema de transmisión hipotético 2
Línea de Transmisión Tensión N° Circuitos Longitud
(km) Capacidad Costos
Unitarios Costos
(kV) (MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Andes - Salta 345 1 408 777 245.6 100221
Nueva S/E - Atacama 220 2 72 426.78x4 656.5 47271
Nueva S/E - Laberinto 220 2 72 426.78x3 564.1 40613
Encuentro - GNL Mejillones 220 2 72 426.78x3 564.0 40610
Atacama - Chacaya 220 2 2 426.78x2 471.6 943
Norgener - Crucero 220 2 72 426.78x2 471.6 33956
Central Tocopilla - Crucero 220 2 71 419x2 468.2 33432
Andes - Nva Zaldívar 220 2 63 363.9X2 444.4 28128
Lagunas - Crucero 220 2 172 2X292 386.4 66464
Lagunas - Tarapacá 220 2 56 254x2 346.8 19419
Cóndores - Pozo Almonte 220 2 32 245.8x2 340.6 10798
Crucero - El Abra 220 1 101 457 323.6 32684
Crucero - Radomiro Tomic 220 1 82 457 323.6 26536
61
Línea de Transmisión Tensión N° Circuitos Longitud
(km) Capacidad Costos
Unitarios Costos
(kV) (MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Crucero - Chuquicamata 220 1 70 442 316.1 22061
Crucero - Salar 220 1 75 442 316.1 23578
Laberinto - El Cobre 220 1 3 361 275.9 745
Pozo Almonte - Lagunas 220 2 70 2X175 270.4 18931
Encuentro - Spence 220 1 67 318 254.6 17057
Nva Zaldívar - Zaldívar 220 1 0 309 250.0 50
Atacama - Capricornio 220 1 66 305 248.1 16378
Capricornio - Mantos Blancos 220 1 10 305 248.1 2481
Nva Zaldívar - Sulfuros 220 1 13 293 242.2 3149
Sulfuros - Domeyko 220 1 1 293 242.2 242
Zaldívar - Domeyko 220 1 14 293 242.2 3391
Andes - Tap Off Oeste 220 1 38 277 234.3 8891
Palestina- Esmeralda 220 2 72 277 234.3 16868
Tap Off Oeste - Laberinto 220 1 85 272 231.8 19702
Domeyko - Escondida 220 1 7 246 218.8 1532
Domeyko - Óxidos 220 1 1 246 218.8 219
Lagunas - Collahuasi 220 2 118 109x2 204.0 24072
El Loa - Tamaya 220 1 30 200 192.0 5760
Collahuasi - Quebrada Blanca 220 1 18 197 190.0 3420
Encuentro - El Tesoro 220 1 90 125 142.0 12780
El Tesoro - Esperanza 220 1 13 85 115.6 1445
El Cobre - Gaby 220 1 57 73 107.3 6118
Nueva S/E - Sierra Miranda 220 1 5 37 83.2 416
Mejillones- Atacama 220 2 5 20 72.0 360
Pozo Almonte - Cerro Colorado 110 1 61 164 297.8 18164
Parinacota Pozo Almonte 110 1 216 120 224.7 48544
Atacama - Muelle 110 1 55 98 187.5 10294
Esmeralda - Uribe 110 1 17 69 139.5 2316
Esmeralda - Centro 110 1 1 67 137.0 69
Esmeralda - Antofagasta 110 1 1 60 125.2 63
Salar -Calama 110 1 17 55 117.1 1931
Esmeralda - Alto Norte 110 1 1 50 108.7 54
Cerro Dragón - Hospicio 110 1 5 34 82.6 405
Cóndores - Cerro Dragón 110 1 5 34 82.6 405
Cóndores - Pacifico 110 1 11 34 82.6 868
Cóndores - Palafitos 110 1 9 34 82.6 702
Esmeralda - La Portada 110 1 17 34 82.6 1388
Esmeralda - Sur 110 1 7 34 82.6 562
Esmeralda - La Negra 110 1 1 12 45.7 23
La Negra - El Negro 110 1 1 12 45.7 23
Mejillones - Pampa 110 1 1 12 45.7 66
Mejillones - Enaex 110 1 1 10 42.3 61
Pampa - Desalant 110 1 1 10 42.3 61
GNL Mejillones - Michilla 110 1 1 5 34.0 17
Arica- Quiani 66 1 0 17 54.2 26
Central Chapiquiña - Arica 66 1 84 48 105.4 8851
62
Línea de Transmisión Tensión N° Circuitos Longitud
(km) Capacidad Costos
Unitarios Costos
(kV) (MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Encuentro - Guayanés 66 1 1 3 31.4 31
Iquique - CD Iquique 66 1 2 48 105.4 169
Iquique - Cóndores 66 1 5 50 108.7 543
Parinacota - Chinchorro 66 1 4 21 60.6 212
Parinacota - Pucara 66 1 4 42 95.6 344
Pozo Almonte - Tamarugal 66 1 21 9 40.8 850
Pozo Almonte - HMC 66 1 55 3 31.4 1726
Quiani - Parinacota 66 1 0 17 54.2 26
Lagunas - Nueva Victoria 220 1 3 10 65.3 176
Palestina - Esmeralda 220 2 85 109x2 204.0 17340
Palestina - Domeyko 220 2 65 2X292 386.4 25117
Tap Off Dolores 220 1 0 5 62.0 30
Crucero - Encuentro 500 2 1 2X850 537.4 430
Encuentro - Nva S/E 500 2 138 2X1100 695.5 95980
Nva S/E - Palestina 500 2 46 2X750 474.2 21814
TOTAL 950400
En la siguiente tabla se realizo la valoración del sistema de transmisión hipotético 2 pero
considerando una futura inyección de Pozo Almonte de 300 MW de generación de ERNC,
hacia el sur. En este caso se debe aumentar Pozo Almonte – Lagunas y Lagunas – Crucero
en 300 MVA pero con criterio N-1.
Tabla B.4 Valorización sistema de transmisión hipotético 2 con ERNC en Pozo Almonte
Línea de Transmisión Tensión N° Circuitos Longitud
(km) Capacidad Costos
Unitarios Costos
(kV) (MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Andes - Salta 345 1 408 777 245.6 100221
Nueva S/E - Atacama 220 2 72 426.78x4 656.5 47271
Nueva S/E - Laberinto 220 2 72 426.78x3 564.1 40613
Encuentro - GNL Mejillones 220 2 72 426.78x3 564.0 40610
Atacama - Chacaya 220 2 2 426.78x2 471.6 943
Norgener - Crucero 220 2 72 426.78x2 471.6 33956
Central Tocopilla - Crucero 220 2 71 419x2 468.2 33432
Andes - Nva Zaldívar 220 2 63 363.9X2 444.4 28128
Lagunas - Crucero 220 2 172 2X292+2X300 543.2 93430
Lagunas - Tarapacá 220 2 56 254x2 346.8 19419
Cóndores - Pozo Almonte 220 2 32 245.8x2 340.6 10798
Crucero - El Abra 220 1 101 457 323.6 32684
Crucero - Radomiro Tomic 220 1 82 457 323.6 26536
Crucero - Chuquicamata 220 1 70 442 316.1 22061
Crucero - Salar 220 1 75 442 316.1 23578
Laberinto - El Cobre 220 1 3 361 275.9 745
Pozo Almonte - Lagunas 220 2 70 2X175+2*300 492.5 34475
Encuentro - Spence 220 1 67 318 254.6 17057
63
Línea de Transmisión Tensión N° Circuitos Longitud
(km) Capacidad Costos
Unitarios Costos
(kV) (MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Nva Zaldívar - Zaldívar 220 1 0 309 250.0 50
Atacama - Capricornio 220 1 66 305 248.1 16378
Capricornio - Mantos Blancos 220 1 10 305 248.1 2481
Nva Zaldívar - Sulfuros 220 1 13 293 242.2 3149
Sulfuros - Domeyko 220 1 1 293 242.2 242
Zaldívar - Domeyko 220 1 14 293 242.2 3391
Andes - Tap Off Oeste 220 1 38 277 234.3 8891
Palestina- Esmeralda 220 2 72 277 234.3 16868
Tap Off Oeste - Laberinto 220 1 85 272 231.8 19702
Domeyko - Escondida 220 1 7 246 218.8 1532
Domeyko - Óxidos 220 1 1 246 218.8 219
Lagunas - Collahuasi 220 2 118 109x2 204.0 24072
El Loa - Tamaya 220 1 30 200 192.0 5760
Collahuasi - Quebrada Blanca 220 1 18 197 190.0 3420
Encuentro - El Tesoro 220 1 90 125 142.0 12780
El Tesoro - Esperanza 220 1 13 85 115.6 1445
El Cobre - Gaby 220 1 57 73 107.3 6118
Nueva S/E - Sierra Miranda 220 1 5 37 83.2 416
Mejillones- Atacama 220 2 5 20 72.0 360
Pozo Almonte - Cerro Colorado 110 1 61 164 297.8 18164
Parinacota Pozo Almonte 110 1 216 120 224.7 48544
Atacama - Muelle 110 1 55 98 187.5 10294
Esmeralda - Uribe 110 1 17 69 139.5 2316
Esmeralda - Centro 110 1 1 67 137.0 69
Esmeralda - Antofagasta 110 1 1 60 125.2 63
Salar -Calama 110 1 17 55 117.1 1931
Esmeralda - Alto Norte 110 1 1 50 108.7 54
Cerro Dragón - Hospicio 110 1 5 34 82.6 405
Cóndores - Cerro Dragón 110 1 5 34 82.6 405
Cóndores - Pacifico 110 1 11 34 82.6 868
Cóndores - Palafitos 110 1 9 34 82.6 702
Esmeralda - La Portada 110 1 17 34 82.6 1388
Esmeralda - Sur 110 1 7 34 82.6 562
Esmeralda - La Negra 110 1 1 12 45.7 23
La Negra - El Negro 110 1 1 12 45.7 23
Mejillones - Pampa 110 1 1 12 45.7 66
Mejillones - Enaex 110 1 1 10 42.3 61
Pampa - Desalant 110 1 1 10 42.3 61
GNL Mejillones - Michilla 110 1 1 5 34.0 17
Arica- Quiani 66 1 0 17 54.2 26
Central Chapiquiña - Arica 66 1 84 48 105.4 8851
Encuentro - Guayanés 66 1 1 3 31.4 31
Iquique - CD Iquique 66 1 2 48 105.4 169
Iquique - Cóndores 66 1 5 50 108.7 543
Parinacota - Chinchorro 66 1 4 21 60.6 212
Parinacota - Pucara 66 1 4 42 95.6 344
64
Línea de Transmisión Tensión N° Circuitos Longitud
(km) Capacidad Costos
Unitarios Costos
(kV) (MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Pozo Almonte - Tamarugal 66 1 21 9 40.8 850
Pozo Almonte - HMC 66 1 55 3 31.4 1726
Quiani - Parinacota 66 1 0 17 54.2 26
Lagunas - Nueva Victoria 220 1 3 10 65.3 176
Tap Off Dolores 220 1 0 5 62.0 30
Palestina - Esmeralda 220 2 85 109x2 204.0 17340
Palestina - Domeyko 220 2 65 2X292 386.4 25117
Crucero - Encuentro 500 2 1 2X850 537.4 430
Encuentro - Nva S/E 500 2 138 2X1100 695.5 95980
Nva S/E - Palestina 500 2 46 2X750 474.2 21814
TOTAL 992909
En la siguiente tabla se realizo la valoración del sistema de transmisión hipotético 2 pero
considerando una futura interconexión SIC –SING. En este caso agrego otro circuito en 750
MVA a la línea Nva S/E – Palestina.
Tabla B.5 Valorización sistema de transmisión hipotético 2 con interconexión SING –SIC
Línea de Transmisión Tensión (kV)
N° Circuitos Longitud (km)
Capacidad Costos
Unitarios Costos
(MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Andes - Salta 345 1 408 777 245.6 100221
Nueva S/E - Atacama 220 2 72 426.78x4 656.5 47271
Nueva S/E - Laberinto 220 2 72 426.78x3 564.1 40613
Encuentro - GNL Mejillones 220 2 72 426.78x3 564.0 40610
Atacama - Chacaya 220 2 2 426.78x2 471.6 943
Norgener - Crucero 220 2 72 426.78x2 471.6 33956
Central Tocopilla - Crucero 220 2 71 419x2 468.2 33432
Andes - Nva Zaldívar 220 2 63 363.9X2 444.4 28128
Lagunas - Crucero 220 2 172 2X292 386.4 66464
Lagunas - Tarapacá 220 2 56 254x2 346.8 19419
Cóndores - Pozo Almonte 220 2 32 245.8x2 340.6 10798
Crucero - El Abra 220 1 101 457 323.6 32684
Crucero - Radomiro Tomic 220 1 82 457 323.6 26536
Crucero - Chuquicamata 220 1 70 442 316.1 22061
Crucero - Salar 220 1 75 442 316.1 23578
Laberinto - El Cobre 220 1 3 361 275.9 745
Pozo Almonte - Lagunas 220 2 70 2X175 270.4 18931
Encuentro - Spence 220 1 67 318 254.6 17057
Nva Zaldívar - Zaldívar 220 1 0 309 250.0 50
Atacama - Capricornio 220 1 66 305 248.1 16378
Capricornio - Mantos Blancos 220 1 10 305 248.1 2481
Nva Zaldívar - Sulfuros 220 1 13 293 242.2 3149
Sulfuros - Domeyko 220 1 1 293 242.2 242
Zaldívar - Domeyko 220 1 14 293 242.2 3391
65
Línea de Transmisión Tensión (kV)
N° Circuitos Longitud (km)
Capacidad Costos
Unitarios Costos
(MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Andes - Tap Off Oeste 220 1 38 277 234.3 8891
Palestina- Esmeralda 220 2 72 277 234.3 16868
Tap Off Oeste - Laberinto 220 1 85 272 231.8 19702
Domeyko - Escondida 220 1 7 246 218.8 1532
Domeyko - Óxidos 220 1 1 246 218.8 219
Lagunas - Collahuasi 220 2 118 109x2 204.0 24072
El Loa - Tamaya 220 1 30 200 192.0 5760
Collahuasi - Quebrada Blanca 220 1 18 197 190.0 3420
Encuentro - El Tesoro 220 1 90 125 142.0 12780
El Tesoro - Esperanza 220 1 13 85 115.6 1445
El Cobre - Gaby 220 1 57 73 107.3 6118
Nueva S/E - Sierra Miranda 220 1 5 37 83.2 416
Mejillones- Atacama 220 2 5 20 72.0 360
Pozo Almonte - Cerro Colorado 110 1 61 164 297.8 18164
Parinacota Pozo Almonte 110 1 216 120 224.7 48544
Atacama - Muelle 110 1 55 98 187.5 10294
Esmeralda - Uribe 110 1 17 69 139.5 2316
Esmeralda - Centro 110 1 1 67 137.0 69
Esmeralda - Antofagasta 110 1 1 60 125.2 63
Salar -Calama 110 1 17 55 117.1 1931
Esmeralda - Alto Norte 110 1 1 50 108.7 54
Cerro Dragón - Hospicio 110 1 5 34 82.6 405
Cóndores - Cerro Dragón 110 1 5 34 82.6 405
Cóndores - Pacifico 110 1 11 34 82.6 868
Cóndores - Palafitos 110 1 9 34 82.6 702
Esmeralda - La Portada 110 1 17 34 82.6 1388
Esmeralda - Sur 110 1 7 34 82.6 562
Esmeralda - La Negra 110 1 1 12 45.7 23
La Negra - El Negro 110 1 1 12 45.7 23
Mejillones - Pampa 110 1 1 12 45.7 66
Mejillones - Enaex 110 1 1 10 42.3 61
Pampa - Desalant 110 1 1 10 42.3 61
GNL Mejillones - Michilla 110 1 1 5 34.0 17
Arica- Quiani 66 1 0 17 54.2 26
Central Chapiquiña - Arica 66 1 84 48 105.4 8851
Encuentro - Guayanés 66 1 1 3 31.4 31
Iquique - CD Iquique 66 1 2 48 105.4 169
Iquique - Cóndores 66 1 5 50 108.7 543
Parinacota - Chinchorro 66 1 4 21 60.6 212
Parinacota - Pucara 66 1 4 42 95.6 344
Pozo Almonte - Tamarugal 66 1 21 9 40.8 850
Pozo Almonte - HMC 66 1 55 3 31.4 1726
Quiani - Parinacota 66 1 0 17 54.2 26
Lagunas - Nueva Victoria 220 1 3 10 65.3 176
Tap Off Dolores 220 1 0 5 62.0 30
Palestina - Esmeralda 220 2 85 109x2 204.0 17340
Palestina - Domeyko 220 2 65 2X292 386.4 25117
66
Línea de Transmisión Tensión (kV)
N° Circuitos Longitud (km)
Capacidad Costos
Unitarios Costos
(MVA) (MUS$/km) (MUS$)
Crucero - Encuentro 500 2 1 2X850 537.4 430
Encuentro - Nva S/E 500 2 138 2X1100 695.5 95980
Nva S/E - Palestina 500 2 46 2X750+750 711.3 32720
TOTAL 961307
67
Anexo C. Cálculo de Costos de Operación y Costo Marginal
Tabla C.1.1 Operación diaria Sin ERNC Pozo Almonte
**Enmarcado se encuentra las unidades que marginan por cada hora.
68
Tabla C.1.2 Operación diaria Con ERNC Pozo Almonte
69
Tabla C.1.3 Costos Variables Unidades en operación
Orden de merito unidades en operación
Costo Var. (1) Factor Costo Var. (2)
$/kWh Penalización [$/kWh]
NTO2(141.04 - 105.9 MW) 18,29 0,9813 18,63634
NTO1(136.1 - 105.9 MW) 18,47 0,9813 18,82172
CTTAR(158 -135.25 MW) 20,04 1,0600 18,90502
U15(114.0 - 132.4 MW) 19,21 0,9699 19,80541
CTM2(175 -146 MW) 18,76 0,9418 19,92408
U14(114.0 - 136.4 MW) 19,91 0,9699 20,52914
CTM1(165.9 - 152.5 MW) 19,36 0,9418 20,55723
ANG2 (219.6-264) 20,95 0,9670 21,66498
ANG1 (219.6-264) 21,62 0,9670 22,36099
CTA(143.1-167) 21,11 0,9418 22,41530
CTH(143.1-167 MW) 21,35 0,9418 22,67510
U13(75.1 - 85.46 MW) 21,96 0,9600 22,87331
U12(70.1 - 85.34 MW) 22,91 0,9600 23,86286
70
Tabla C.2.1 Operación diaria ejemplo desacoplado
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Costo M$ 58,21 57,69 56,76 51,40 52,10 52,31 52,58 51,34 51,67 50,52 59,57 64,49
Dda. SING 2106,742 2049,213 2036,814 2046,758 2091,297 2062,872 2091,913 2056,844 2026,163 2064,52 2085,206 2091,824
Gen. SING 2106,742 2049,213 2036,814 2046,758 2091,297 2062,872 2091,913 2056,844 2026,163 2064,52 2085,206 2091,824
CC1 154,4 154,6 111,6 25,1
CC2
CC SALTA
CTM3 219 193 190 192 194 195 199 212 219 221 220 221
CHAP 6 4 4 4 4 4 4,5 5 5 5 5 5
CAVA 1,954 1,935 1,936 1,935 1,805 1,641 1,59 1,246 1,513 1,515 1,838 2,11
MHAH 1,043 1,043 1,05 1,052 1,015 0,982 0,992 1,008 0,992 0,991 1,036 1,057
MHT2 1,052 1,052 1,053 1,053 1,007 0,968 0,977 0,985 0,979 0,978 1,039 1,077
U-15 116,985 117,42 117,21 117,75 116,535 117,54 117,135 116,73 117,81 117,27 115,71 116,655
U-12 52,28 52,6 52,64 52,8 52,16 52,6 52,48 52,2 53,04 61 57 52,6
U-13 52,08 58 67,08 79 77,96 79,56 79,12 78,28 80,8 80,24 80,16 81,04
CTM2 152 153 153 153 154 154 154 152 152 152 152 153
CTM1 150 150 149 149 149 150 150 149 148 148 149 150
CTTA 140,043 140,471 140,199 140,152 140,069 140,039 140,103 138,056 139,995 140,057 140,033 140,286
NTO2 134,85 135,71 134 135,37 133,37 135,04 135,81 135,26 136,43 135,93 132,94 134
NTO1 135,46 134 133 133 134 134,56 134,04 118,18 71 65,91 63,18 64,69
U-10 5,6
TG-1 8,731 12,149
TG-2 8,812 12,66
TG-3 7,52 11,9 9,66 11,58 11,04 9,78 13,58 3,38 3,6 11,94
TGIQ 6,2 9,2
TGTAR 6,038 9,071
MIMB 4,3 11,5 12,6 13,1 12,8 13,4 13 12,8 12,6 12,7
SUTA 4,8 6 10,6 47,6 51,5 47,6 46,8 48,9 45,134 44,8 47
SUTA_prueba 7,866 8 8
GMAR 3,4 6,2
M2AR 1,4 2
M1AR 1,3 2,2
MIIQ 0,7 0,2
SUIQ 2 0,5
INACAL 1,198 6,122 6,118 6,12 6,12 6,12 6,12 6,126 6,116 6,122
ZOFRI_2-5 0,056 3,041 2,66
ZOFRI_1-6 0,006 0,664 0,588
ENAEX CUMMINS 0,65 0,65
ENAEX DEUTZ 0,53 0,53
BESS ANDES 7 0,763 1 7 0,201 0,123
ZOFRI_7-12 2,964 2,622
CTA 157 158 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157
CTH 160 157 160 161 160 156 159 160 159 158 160 160
ANG1 185 153 164 222 250 219 248 222 216 256 246,013 218
ANG2 263 261 264 263 264 264 263 263,776 263 262 263 264
BESS ANGAMOS 0,373 0,186 1 1 0,166 5 8
PAM 17,222 17,393 17,463 17,408 17,398 17,642 17,44 17,878 17,798 17,721 17,656 17,679
71
13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
58,59 56,78 56,17 55,95 59,92 59,52 58,55 55,98 57,38 58,19 57,87 56,75 1350,30
2076,975 2035,75 2023,861 2086,187 2131,88 2120,166 2082,699 2026,119 2064,604 2111,144 2099,64 2083,683 49752,87
2076,975 2035,75 2023,861 2086,187 2131,88 2120,166 2082,699 2026,119 2064,604 2111,144 2099,64 2083,683 49752,87
445,7
222 220 221 220 221 219 216 209 181 166 168 172 4910
5,3 6 6 6 6 6 6 6 8,2 10 10 10 141
2,184 2,115 2,114 2,06 1,915 1,916 1,993 2,915 2,928 2,928 2,834 2,827 49,747
1,059 1,061 1,059 1,058 1,058 1,057 0,788 1,065 1,063 1,064 1,063 1,064 24,72
1,081 1,085 1,083 1,078 1,079 1,077 0,711 1,101 1,089 1,089 1,089 1,088 24,87
116,58 115,935 116,76 117,285 116,055 115,89 114,465 114,03 114,555 114,015 113,895 112,605 2786,82
52,56 52,24 52,72 66 65,04 54,68 53,16 52,88 61,56 53,08 52 51,44 1311,6
81,04 80,36 81,12 81,2 80,28 80,08 77,84 58,76 70,2 81,4 81,2 81,12 1828,16
151 153 152 152 152 153 153 153 153 153 154 153 3666
150 149 149 150 150 150 148 150 149 149 149 149 3583
140,242 140,255 140,423 140,405 140,103 141,261 140,034 140,195 140,738 140,294 140,962 140,245 3364,66
134,49 133,43 134,97 136,32 133,53 133 133,07 135,16 136,54 135 136,09 133,59 3233,9
64,77 63,67 65,28 66,61 67,88 118,23 133,03 134 135 135 135 134,34 2573,83
20,22 19,93 19,66 19,42 19,69 19,78 20,2 20,78 21,65 19,2 19,94 19,19 245,26
20,88
21,472
12,04 10,7 12,42 14,02 10,68 10,22 10,48 12,66 13,74 12,58 12,06 9,7 235,28
14,4 14,5 13,2 0,4 13,1 10,2 8,4 89,6
15,109
13,1 12,7 14,1 15,2 15,1 15,4 15,1 14,7 15,9 16,4 16,5 16,6 299,6
46,5 43,27 42,8 38,5 51 54 56 54 54 55,7 55,9 54,1 1006,104
8 2,53 34,396
6,2 6,2 6,2 6,2 6 6,3 6 6,2 6,3 6,5 6,2 6,4 84,3
2 2 2 2,1 2 2 2 2 2 2 1,9 2 27,4
2,2 2,1 2,1 2 2 2,1 1,9 2,1 2,2 2,1 2 2,1 28,4
0,9 0,7 1,6 1,7 1,7 1,6 1,6 1,6 12,3
1,1 0,3 1 1,3 1,3 1,3 2,1 2,5 2,5 2,5 18,4
6,118 6,126 5,492 6,12 6,126 6,126 6,12 6,114 6,134 6,116 6,126 6,128 129,128
2,999 3,053 3,048 3,045 3,053 3,053 3,049 3,053 30,11
0,71 0,713 0,711 0,712 0,711 0,712 0,711 0,712 6,95
0,65 1,95
0,53 1,59
0,277 0,347 0,282 0,002 0,109 4 2 1 9 33,104
1,348 1,5 2,156 3,738 3,341 2,988 2,988 2,992 2,991 2,988 2,99 35,606
157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 3769
160 157 159 160 160 157 159 159 160 160 157 160 3818
224 200 179 242 263 213 173 152,109 181 241 229 207 5102,751
263 264 263 263 263,119 264,224 258 252,787 261 263 263 264 6299,906
0,22 5 0,173 0,243 0,224 0,12 0,145 21,85
17,611 17,398 17,513 17,733 17,726 17,515 17,394 17,044 16,731 16,822 17,033 17,125 418,343
72
Tabla C.2.2 Operación diaria (ejemplo desacoplado) con troncales hipotéticos
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Costo M$ 58,21 57,69 56,68 50,98 51,69 51,89 52,17 50,92 51,25 49,62 51,36 53,78
Dda. SING 2106,742 2049,213 2036,814 2046,758 2091,297 2062,872 2091,913 2056,844 2026,163 2064,52 2085,206 2091,824
Gen. SING 2106,742 2049,213 2036,814 2046,758 2091,297 2062,872 2091,913 2056,844 2026,163 2064,52 2085,206 2091,824
CC1 154,4 154,6 111,6 25,1
CC2
CC SALTA
CTM3 219 193 190 192 194 195 199 212 219 221,062 236,323 239,399
CHAP 6 4 4 4 4 4 4,5 5 5 5 5 5
CAVA 1,954 1,935 1,936 1,935 1,805 1,641 1,59 1,246 1,513 1,515 1,838 2,11
MHAH 1,043 1,043 1,05 1,052 1,015 0,982 0,992 1,008 0,992 0,991 1,036 1,057
MHT2 1,052 1,052 1,053 1,053 1,007 0,968 0,977 0,985 0,979 0,978 1,039 1,077
U-14
U-15 116,985 117,42 117,21 117,75 116,535 117,54 117,135 116,73 117,81 117,27 115,71 116,655
U-12 52,28 52,6 53,838 58,922 58,278 58,72 58,6 58,32 59,16 75 74 69,344
U-13 52,08 58 67,08 79 77,96 79,56 79,12 78,28 80,8 80,24 80,16 81,04
CTM2 152 153 153 153 154 154 154 152 152 152 152 153
CTM1 150 150 149 149 149 150 150 149 148 148 149 150
CTTA 140,043 140,471 140,199 140,152 140,069 140,039 140,103 138,056 139,995 140,057 140,033 140,286
NTO2 134,85 135,71 134 135,37 133,37 135,04 135,81 135,26 136,43 135,93 132,94 134
NTO1 135,46 134 133 133 134 134,56 134,04 118,18 71 65,91 63,18 64,69
TG-3 7,52 11,9 9,66 11,58 11,04 9,78 13,58 3,38 3,6 11,94
MIMB 4,3 11,5 12,6 13,1 12,8 13,4 13 12,8 12,6 12,7
SUTA 4,8 6 10,6 47,6 51,5 47,6 46,8 48,9 45,134 62,343 71,809
BESS ANDES 7 0,763 1 7 0,201 0,123
CTA 157 158 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157
CTH 160 157 160 161 160 156 159 160 159 158 160 160
ANG1 185 153 164 222 250 219 248 222 216 256 255,613 239
ANG2 263 261 264 263 264 264 263 263,776 263 262 263 264
BESS ANGAMOS 0,373 0,186 1 1 0,166 5 8
PAM 17,222 17,393 17,463 17,408 17,398 17,642 17,44 17,878 17,798 17,721 17,656 17,679
HUAYCA1 0,1 0,695 0,038
13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
51,92 50,41 50,48 52,16 54,96 51,95 50,91 48,76 51,46 53,61 53,28 52,06 1258,19
2076,975 2035,75 2023,861 2086,187 2131,88 2120,166 2082,699 2026,119 2064,604 2111,144 2099,64 2083,683 49752,87
2076,975 2035,75 2023,861 2086,187 2131,88 2120,166 2082,699 2026,119 2064,604 2111,144 2099,64 2083,683 49752,87
445,7
228,48 224,4 225,1 224,1 240,709 228,866 226,559 219,857 192,764 177,965 179,76 183,965 5062,309
5,3 6 6 6 6 6 6 6 8,2 10 10 10 141
2,184 2,115 2,114 2,06 1,915 1,916 1,993 2,915 2,928 2,928 2,834 2,827 49,747
1,059 1,061 1,059 1,058 1,058 1,057 0,788 1,065 1,063 1,064 1,063 1,064 24,72
1,081 1,085 1,083 1,078 1,079 1,077 0,711 1,101 1,089 1,089 1,089 1,088 24,87
116,58 115,935 116,76 117,285 116,055 115,89 114,465 114,03 114,555 114,015 113,895 112,605 2786,82
67 62,244 59,712 74 80 80 80 80 80 62 61,114 60,558 1576,743
81,04 80,36 81,12 81,2 80,28 80,08 80 80 80 81,4 81,2 81,12 1861,36
151 153 152 152 152 153 153 153 153 153 154 153 3666
150 149 149 150 150 150 148 150 149 149 149 149 3583
140,242 140,255 140,423 140,405 140,103 141,261 140,034 140,195 140,738 140,294 140,962 140,245 3364,66
134,49 133,43 134,97 136,32 133,53 133 133,07 135,16 136,54 135 136,09 133,59 3233,9
64,77 63,67 65,28 66,61 67,88 118,23 133,03 134 135 135 135 134,34 2573,83
12,04 10,7 12,42 14,02 10,68 10,22 10,48 12,66 13,74 12,58 12,06 9,7 235,28
13,1 12,7 14,1 15,2 15,1 15,4 15,1 14,7 15,9 16,4 16,5 16,6 299,6
46,5 43,27 42,8 38,5 77 38 36 14 35 55,7 55,9 54,1 980,933
0,277 0,347 0,282 0,002 0,109 4 2 1 9 33,104
157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 3769
160 157 159 160 160 157 159 159 160 160 157 160 3818
264,82 241 218 268,02 260 249,28 207,6 179,089 208,95 266,7 255 233 5480,121
263 264 263 263 263,119 264,224 258 252,787 261 263 263 264 6299,906
0,22 5 0,173 0,243 0,224 0,12 0,145 21,85
17,611 17,398 17,513 17,733 17,726 17,515 17,394 17,044 16,731 16,822 17,033 17,125 418,343
0,45 0,521 0,224 0,05 2,078
73
Tabla C.2.3 Costos Variables Unidades en operación día desacoplado
Unidades En operación Costo Var. (1) Factor Costo Var. (2)
$/kWh Penalización [$/kWh] CTM2(175 -146 MW) 18,16 0,9127 19,90116
U15(114.0 - 132.4 MW) 19,93 0,9762 20,41964
CTM1(165.9 - 152.5 MW) 18,74 0,9127 20,52694
CTTAR(158 -135.25 MW) 21,29 1,0231 20,81305
NTO2(141.04 - 105.9 MW) 20,65 0,9836 20,99070
NTO1(136.1 - 105.9 MW) 20,85 0,9836 21,19853
CTA(143.1-167) 20,03 0,9127 21,94152
CTH(143.1-167 MW) 20,78 0,9127 22,76184
ANG2 (219.6-264) 21,56 0,9228 23,36043
CTM3-TG + CTM3-TV(180.1-200 MW) 21,58 0,9127 23,64506
U13(75.1 - 85.46 MW) 22,77 0,9509 23,94530
ANG1 (219.6-264) 22,22 0,9228 24,08198
U12(70.1 - 85.34 MW) 23,76 0,9509 24,98450
SUTA (5-100 MW) 82,00 0,9528 86,06166
MIMB 86,45 0,9464 91,35315
INACAL 90,63 0,9737 93,07596
TG1B + 0.5 TV1C (Diesel) (152.1 - 190.5 MW) 103,03 1,0070 102,31434
U10 (33.7 - 37.5 MW) 99,89 0,9509 105,03914
ZOFRI_7-12 126,35 1,0296 122,72089
MIIQ 135,93 1,0296 132,02562
GMAR 137,85 1,0099 136,49670
M2AR 140,51 1,0099 139,13427
M1AR 140,94 1,0099 139,55628
TG3 (32.9-37.5 MW) 138,14 0,9762 141,50290
SUIQ 146,58 1,0296 142,37165
ZOFRI_2-5 148,24 1,0296 143,9803
ZOFRI_1-6 149,66 1,0296 145,35623
TGIQ (21.6- 22.2 MW) 166,52 1,0296 161,74014
TGTAR (20,1-23,75 MW) 173,72 1,0231 169,80646
Cummins 158,84 0,9140 173,79335
TG1 o TG2 (18.4-21 MW) 174,97 0,9509 183,99751
Deutz 174,54 0,9140 190,96602
74
Anexo D. Diagramas Unilineales históricos del SING.
