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PROPUESTA

PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 2015

INFORME FINAL

Dirección de Planificación y Desarrollo

CDEC SIC

11 de Septiembre de 2015

CDEC SIC

(Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central)

Teatinos N°280 – Piso 12

Teléfono: (56 2) 424 6300

Fax: (56 2) 424 6301

Santiago – Chile

Código Postal: 8340434

www.cdecsic.cl

Informe final Propuesta Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal

Rev Fecha Comentario Realizó Revisó / Aprobó

1 26.08.2015 Versión Preliminar DPD Vannia Toro B.

Eduardo Esperguel G.

Mauricio Olivares A.

Cristián Torres B.

Deninson Fuentes del C.

2 11.09.2015 Versión Definitiva DPD Vannia Toro B.

Eduardo Esperguel G.

Mauricio Olivares A.

Cristián Torres B.

Deninson Fuentes del C.

Gabriel Carvajal M.

http://www.cdecsic.cl/

Informe Final Propuesta Plan de Expansión del STT del SIC septiembre de 2015

3

ÍNDICE DE CONTENIDOS

1 INTRODUCCIÓN 6

2 RESUMEN EJECUTIVO 7

3 CONSIDERACIONES GENERALES 11

3.1 SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA 11 3.2 REPRESENTACIÓN DE CENTRALES SOLARES 12 3.3 REPRESENTACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS 13 3.4 PLAZOS ESTIMADOS DE PROCESOS ADMINISTRATIVOS 14

4 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE REQUERIMINETOS DE

EXPANSIÓN 15

4.1 DIAGNÓSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 15 4.2 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN 15 4.3 METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS EN SUBESTACIONES 17 4.4 METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN ECONÓMICA 18 4.4.1 MIN – MAX REGRET 18 4.5 DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE DETERMINACIÓN DE LA EXPANSIÓN TRONCAL 19

5 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS 20

5.1 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA 23 5.1.1 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA 23 5.1.2 AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS 23 5.1.3 DEMANDA PROYECTADA 24 5.2 PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN 26

6 SISTEMA DE TRANSMISIÓN 32

6.1 OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS 32 6.2 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN 34 6.3 DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO 38 6.4 LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN 39

7 UTILIZACIÓN ESPERADA Y RECOMENDACIÓN DE EXPANSIÓN DE LOS TRAMOS DEL

SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 43

7.1 ZONA NORTE 43


4

7.1.1 TRAMO PAN DE AZÚCAR - PUNTA COLORADA – MAITENCILLO 45 7.1.2 TRAMO CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO 49 7.1.3 TRAMO DIEGO DE ALMAGRO – CUMBRES 52 7.1.4 LOS CHANGOS – CUMBRES - CARDONES 55 7.1.5 TRAMO MAITENCILLO - CARDONES 57 7.1.6 TRAMO PAN DE AZÚCAR – NOGALES- POLPAICO 61 7.1.7 TRAMOS POLPAICO – NOGALES - QUILLOTA 65 7.1.8 RESUMEN ANÁLISIS ZONA NORTE 67 7.1.9 EVALUACIÓN ECONÓMICA ZONA NORTE 69 7.2 ZONA CENTRO 78 7.2.1 TRAMO LAMPA – POLPAICO 79 7.2.2 TRAMO POLPAICO – TAP EL LLANO - LOS MAQUIS 79 7.2.3 TRAMO CHENA - CERRO NAVIA 80 7.2.4 TRAMO ALTO JAHUEL – CHENA 80 7.2.5 TRAMOS RAPEL – A. MELIPILLA – LO AGUIRRE – CERRO NAVIA 80 7.2.6 SISTEMA DE 500 KV ENTRE S.E. ALTO JAHUEL Y S.E. POLPAICO 83 7.2.7 SISTEMA ANCOA AL NORTE 500 KV 85 7.2.8 TRAMO ANCOA 500/220 KV 86 7.2.9 TRAMO ANCOA – COLBÚN 220 KV 86 7.2.10 TRAMO COLBÚN – CANDELARIA – MAIPO – ALTO JAHUEL 220 KV 87 7.2.11 TRAMO ANCOA – ITAHUE 87 7.2.12 RESUMEN ANÁLISIS ZONA CENTRO 88 7.2.13 EVALUACIÓN ECONÓMICA ZONA CENTRO 88 7.3 ZONA SUR 90 7.3.1 TRAMO CHARRÚA – ANCOA 91 7.3.2 TRAMO CHARRÚA 500/200 95 7.3.3 TRAMOS CHARRÚA - LAGUNILLAS 220 KV Y CHARRÚA - HUALPÉN 220 KV 97 7.3.4 TRAMO CAUTÍN – MULCHÉN - CHARRÚA 220 KV 98 7.3.5 TRAMO CAUTÍN – VALDIVIA 102 7.3.6 TRAMO CIRUELOS – PICHIRROPULLI 104 7.3.7 TRAMO PUERTO MONTT - PICHIRROPULLI 108 7.3.8 TRAMO PUERTO MONTT – MELIPULLI - CHILOÉ 110 7.3.9 RESUMEN ANÁLISIS ZONA SUR 110 7.3.10 EVALUACIÓN ECONÓMICA ZONA SUR 112 7.4 ANÁLISIS PROYECTOS PRESENTADOS POR EMPRESAS PROMOTORAS 117

8 ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO EN S.E. TRONCALES 118

9 PROYECTOS RECOMENDADOS 120

9.1 PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL SIC 121 9.1.1 NUEVO TRANSFORMADOR 220/500 KV S.E CUMBRES 121 9.1.2 PROYECTO ADECUACIÓN NUEVA LÍNEA DIEGO DE ALMAGRO-CUMBRES 2X220 KV 121 9.1.3 NUEVA LÍNEA NUEVA MAITENCILLO – PUNTA COLORADA– NUEVA PAN DE AZÚCAR 2X220 KV, 2X 500 MVA,

122 9.1.4 NUEVA LÍNEA CIRUELOS – NUEVA CAUTÍN 2X500 KV, 2X 1700 MVA, ENERGIZADA EN 220 KV 123


5

MODIFICACIÓN DE LA COMPENSACIÓN SERIE DE LA NUEVA LÍNEA POLPAICO – PAN DE AZÚCAR 2X500 KV Y 1.1.2

REACTORES DE 75 MVAR EN SS.EE. N. MAITENCILLO Y N. PAN DE AZÚCAR 500 KV 127 9.2 PROYECTOS DE NORMALIZACIÓN 129 9.2.1 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN DIEGO DE ALMAGRO 129 9.2.2 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN DON GOYO 130 9.2.3 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN LA CEBADA 130 9.2.4 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN LOS MAQUIS 131 9.2.5 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN POLPAICO 132 9.2.6 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN LO AGUIRRE 132 9.2.7 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN CHENA 133 9.2.8 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN ALTO JAHUEL 134 9.2.9 NORMALIZACIÓN SUBESTACIÓN PUERTO MONTT 134

ANEXO 1 135

ANEXO 2 136

ANEXO 3 137

ANEXO 4 138

ANEXO 5 139

ANEXO 6 140

ANEXO 7 141

ANEXO 8 143

ANEXO 9 144

ANEXO 10 145


6

1 INTRODUCCIÓN

De acuerdo a la letra c) del artículo 37 bis del Decreto 291/2007, la Dirección de Planificación

y Desarrollo (DPD) tiene como obligación prestar apoyo técnico a la Dirección de Peajes (DP)

en el cumplimiento de la función correspondiente a la revisión anual del Estudio de

Transmisión Troncal (ETT).

Por otro lado, anualmente la DP del CDEC-SIC debe realizar, sobre la base del Informe Técnico

señalado en el Artículo 91 de la ley, una propuesta a la Comisión Nacional de Energía (CNE) de

las obras de Transmisión Troncal que deban realizarse o iniciarse en el período siguiente para

posibilitar el abastecimiento de la demanda, considerando las exigencias de calidad y

seguridad de servicio vigentes; o la no realización de obras en ese período. Además, podrá

considerar tanto los proyectos de transmisión troncal contemplados en el Informe Técnico

como los que sean presentados a la DP por sus promotores.

La revisión a realizar en el presente periodo 2015, se basa en el “Informe Técnico para la

determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal,

Cuatrienio 2015-2018” (Resolución Exenta N°390). El Informe Técnico contiene las obras de

transmisión troncal que deben ser iniciadas dentro del Período Tarifario 2015-2018, en base

a los resultados del “Estudio de Transmisión Troncal”.

En el presente informe se describen los análisis y conclusiones derivados de proyectar los

niveles de utilización del Sistema de Transmisión Troncal (STT) para determinar los tramos

sobre los cuales resultaría pertinente evaluar proyectos y finalmente proponer expansiones.

Se ha realizado un análisis de los flujos esperados por los elementos serie del sistema de

transmisión troncal, poniendo atención en aquellos tramos en los que las transferencias sean

superiores a las máximas admisibles con el nivel de seguridad coherente con el criterio N-1.

Adicionalmente se realiza un análisis del estado de cumplimiento normativo de las

subestaciones con instalaciones troncales, indicando los requerimientos de ampliación que

normalizarán estas instalaciones. Dichos análisis se encuentran resumidos en el capítulo 8.


7

2 RESUMEN EJECUTIVO

Con motivo del proceso de la revisión anual 2015 del Estudio de Transmisión Troncal, la

Dirección de Planificación y Desarrollo del CDEC SIC ha elaborado una propuesta de

expansión del Sistema de Transmisión Troncal en base a una evaluación técnico - económica

de las necesidades de desarrollo del SIC. Para determinar el plan de expansión propuesto, se

ha analizado el comportamiento de los flujos esperados en los tramos del sistema troncal y los

posibles requerimientos de expansión, considerando dentro del conjunto de proyectos

posibles las obras incorporadas en el Informe Técnico publicado mediante la Resolución

Exenta 390/2015 de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y aquellos proyectos

presentados por las empresas promotoras. Adicionalmente la DPD ha determinado necesario

analizar otras obras de expansión para cubrir los casos en que no se dispusiera de propuestas

de proyectos adecuados a los requerimientos del sistema.

Con el objetivo de determinar el comportamiento de los tramos troncales del SIC y las

opciones óptimas de expansión, el estudio considera el análisis de escenarios de generación y

demanda alternativos en base a la información recibida por la DPD en el contexto del catastro

público de proyectos de generación y consumo de acuerdo a lo indicado en el artículo 37 bis,

literal e) del Reglamento de los CDEC (DS 291/2007). Con lo anterior se ha estudiado el

sistema bajo los supuestos de cinco escenarios (1 base y 4 alternativos), cuyos horizontes de

modelación comienzan en abril de 2015 y finalizan en marzo de 2035:

i. Escenario Base

El Escenario base considera los supuestos del plan de obras de generación y consumo

del Informe Técnico de Precio de Nudo de Abril de 2015 (ITPN), ajustado con la mejor

información disponible por la DPD.

ii. Escenario Norte ERNC Atacama

En el escenario alternativo Norte ERNC Atacama se incorporan algunos de los

proyectos ERNC informados a la DPD, los cuales suman aproximadamente 1250 MW

de potencia de generación y reemplazan algunas de las centrales indicativas del ITPN

por un total de 500 MW. Adicionalmente se incorporan al modelo proyectos mineros

que suman 250 MW de consumo y se desplaza la puesta en servicio de la central

carbón 2 IV Región.

iii. Escenario Norte ERNC Coquimbo

El escenario alternativo Norte ERNC Coquimbo tiene los mismos supuestos del

Escenario ERNC Norte Atacama, con la salvedad de que se asume un mayor desarrollo

ERNC en la zona de Coquimbo, incorporando 300 MW eólicos adicionales en la zona de

Las Palmas, los cuales reemplazan una central fotovoltaica indicativa de 300 MW en

Diego de Almagro.


8

iv. Escenario ERNC sur

En este escenario se incorporan al plan de obras centrales eólicas informadas a la DPD

al sur de Charrúa por un total aproximado de 1400 MW. Se considera que los

proyectos incorporados reemplazan centrales eólicas del plan de obras de generación

indicativo del ITPN por un total de 750 MW. Adicionalmente se adelanta la puesta en

servicio de la central Neltume a enero de 2023 y se desplaza la fecha de entrada en

operación de las centrales Carbón 1 VIII Región y Carbón 2 IV Región.

v. Escenario ERNC + Hidro sur

En este escenario se asumen los mismos supuestos del Escenario ERNC Sur en cuanto

a las centrales ERNC, además se incorpora la central Cuervo de 640 MW en enero de

2023 de acuerdo a lo informado por la empresa desarrolladora y se desplaza la puesta

en servicio de las centrales Carbón 1 VIII Región, Carbón 2 IV Región y Neltume.

En cada uno de los escenarios analizados para efecto de determinar la conveniencia

económica de la materialización de los proyectos se utilizó la metodología de evaluación

consistente en determinar la diferencia entre los beneficios operativos de expandir el sistema

con el costo total actualizado de los proyectos en evaluación. El beneficio operativo se obtiene

como el ahorro en costos de operación y falla del sistema, al comparar una simulación con

proyecto con otra sin proyecto. En aquellos casos en que los resultados de los análisis bajo los

distintos escenarios originaron planes de expansión distintos se aplicó la metodología

Minmax Regret para optar por la decisión que minimiza el máximo arrepentimiento.

En lo que respecta a las obras necesarias para dar cumplimiento a las exigencias normativas

se efectuó un recorrido por las subestaciones troncales de sistema de transmisión analizando

el estado actual y futuro en cuanto a los requerimientos de diseño (art. 3-24 NT SyCS). En

aquellas subestaciones en que se detectó la necesidad de realizar adecuaciones se elaboraron

proyectos de ampliación que permitan dar cumplimiento a las exigencias normativas.

Adicionalmente, a partir de los estudios eléctricos que se efectuaron para el SIC con motivo de

la presente revisión, se analizó la necesidad de recomendar obras que permitan la operación

eficiente desde el punto de vista de requerimientos de potencia reactiva del sistema de 500 kV

entre las SS.EE. Polpaico y Cardones.

El conjunto de obras recomendadas a partir de las evaluaciones técnico económicas realizadas

consta de los siguientes proyectos:


9

Cuadro 1: Obras Troncales Recomendadas de acuerdo a evaluaciones técnico - económicas

(1) Debido a que la construcción del primer transformador en S.E Cumbres aún no ha superado la etapa de licitación, se definirá

el responsable una vez que finalicen los procesos de adjudicación.

(2) Se ha estimado que el sobrecosto de adecuar la capacidad de la línea de 600 MVA a 750 MVA corresponde a 1.65 millones de

USD.

A partir de los análisis de requerimientos de obras para dar cumplimiento a exigencias

normativas de diseño (Artículo 3-24 NTSyCS) se recomienda le ejecución de los siguientes

proyectos:

Cuadro 2: Obras Troncales Recomendadas por adecuaciones normativas

N° Obra de Normalización Responsable VI miles de

USD

Plazo

constructivo

1 S/E Diego de Almagro 1: Aumento Capacidad Barras (1) Transelec 1,171 24 meses

2 S/E Diego de Almagro 2: Incorporación Desconectador Circuito 1 Nueva línea D.Almagro-Cardones 2x220 kV (1)

Eletrans 497 24 meses

3 S/E Don Goyo: seccionamiento tramo P. Azúcar-Las Palmas 2x220 kV P.E EL Arrayán

(2) 24 meses

4 S/E La Cebada: seccionamiento tramo P. Azúcar-Las Palmas 2x220 kV EPM Chile 8,288 24 meses

5 S/E Los Maquis: modificación topología subestación Colbún (3) 24 meses

6 S/E Polpaico: Conexión J12 a la barra de transferencia Colbún 344 24 meses

7 S/E Lo Aguirre: seccionamiento segundo circuito A.Jahuel-Polpaico 2x500 kV

Transelec 13,380 24 meses

8 S/E Chena: Conexión J3 y J4 a la barra de transferencia Transelec| 1,461 24 meses

9 S/E Chena: Seccionamiento barra principal con incorporación de un interruptor seccionador de barra y un interruptor acoplador

Chilectra 2,319 24 meses

10 S/E Alto Jahuel: Conexión J3 y J10 a la barra de transferencia Colbún 561 12 meses

11 S/E Puerto Montt: Conexión a barras 1 y 2 CER Transelec 3,262 24 meses

(1) El proyecto para la S.E. Diego de Almagro se encuentra en revisión por las implicancias en la subtransmisión.

(2) El proyecto se encuentra en revisión a la espera de antecedentes adicionales solicitados al propietario de la S.E.

(3) El proyecto para la S.E. Los Maquis se encuentra en revisión por las implicancias en la subtransmisión.

N° Obras Troncales Recomendadas

Responsable

Fecha de

puesta en

servicio

Plazo

constructivo

VI miles

de USD

1 Nuevo transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Cumbres

(1) Ene-20 36 meses 18,772

2 Adecuación de capacidad de la línea Nueva Diego de Almagro – Cumbres 2x220 kV (2)

- - - -

3 Nueva línea Nueva Maitencillo – Punta Colorada – Nueva Pan de Azúcar 2x220 kV, 2x500 MVA

Obra Nueva Ene-21 48 meses 106,893

4 Ampliación S.E. Nueva Maitencillo para recibir nueva línea Nueva Maitencillo – Punta Colorada – Nueva Pan de Azúcar 2x220 kV

Interchile S.A. Ene-21 24 meses 3,826

5 Ampliación S.E. Punta Colorada para recibir nueva línea Nueva Maitencillo – Punta Colorada – Nueva Pan de Azúcar 2x220 kV

Transelec Ene-21 24 meses 2,996

6 Ampliación S.E. Nueva Pan de Azúcar para recibir nueva línea Nueva Maitencillo – Punta Colorada – Nueva Pan de Azúcar 2x220 kV

Interchile S.A. Ene-21 24 meses 3,771

7 Nueva línea Ciruelos – Nueva Cautín 2x500 kV, 2x 1700 MVA, energizada en 220 kV + Seccionamiento línea Cautín - Mulchén 2x220 kV + S.E Nueva Cautín

Obra Nueva Ene-22 60 meses 130,264

8 Ampliación S.E. Ciruelos para recibir nueva Línea Ciruelos – Nueva Cautín 2x500 kV, 2x 1700 MVA.

Transelec Ene-22 24 meses 3,332


10

A partir de los análisis de requerimientos de potencia reactiva, se recomienda la ejecución de

las siguientes obras:

Cuadro 3: Obras Troncales Recomendadas por requerimientos de potencia reactiva

(1) Valor de inversión considera los costos informados por Interchile S.A para la modificación de la compensación serie con

motivo de la Revisión anual 2014 del ETT

N° Obras Troncales Recomendadas

Responsable

Plazo

constructiv

o

VI miles de

USD

1 Modificación de la compensación serie de la Nueva Línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV y reactores de 75 MVAr en SS.EE. N. Maitencillo y N. Pan de Azúcar 500 kV

Interchile S.A. 24 meses 44,916 (1)

2 Ampliación S.E. Polpaico para dar cabida a equipos de Compensación Serie

Transelec 15 meses 1,427


11

3 CONSIDERACIONES GENERALES

3.1 Supuestos del modelo de coordinación hidrotérmica

A continuación se describen los principales supuestos empleados en la modelación del

problema de coordinación hidrotérmica multinodal – multiembalse considerados para

representar la situación de despacho y transferencias esperados.

- Se considera un período de planificación que se inicia en abril de 2015 y termina en

marzo de 2035. El software empleado para resolver el problema de coordinación

hidrotérmica es PLP versión 2.18.

- La modelación considera el plan de obras de generación, mantenimientos de centrales,

costos y disponibilidad de combustible de las bases OSE del Informe de Precios de

Nudo de abril de 2015 elaborado por la CNE.

- Se han modelado las obras de transmisión troncal aprobadas por decreto a la fecha de

este informe, considerando las fechas estimadas de puesta en servicio informadas por

los propietarios de los sistemas de transmisión.

- La aleatoriedad hidrológica se ha considerado mediante series hidrológicas,

construidas a partir de los años hidrológicos 1960/61 al 2013/14.

- La aleatoriedad eólica se ha considerado mediante series de ventosidad, construidas a

partir de la información histórica de las centrales actualmente en operación.

- La aleatoriedad solar se ha considerado mediante series de niveles de radiación,

construidas a partir de mediciones de radiación solar en la zona norte del SIC.

- En general, hasta antes que puedan entrar en operación obras de expansión, se aplican

los límites de transmisión por líneas del Estudio de Restricciones en el Sistema de

Transmisión 2015 (ERST 2015) emitido por la Dirección de Operación del CDEC SIC.

Lo anterior sin perjuicio de cálculos de límites distintos en algunos tramos para los

cuales se cuenta con información adicional a la utilizada en el ERST.

- Para la modelación de los transformadores desfasadores de la S.E. Cerro Navia se

realiza una simulación de la operación del SIC mediante el modelo de coordinación

hidrotérmica, liberando las restricciones de transmisión de la línea Cerro Navia –

Polpaico 2x220 kV. De los resultados se determina cuáles son las etapas en que las

transferencias resultan mayores al límite operativo esperado para el tramo. Luego,

sobre dichas etapas, y para todas las series hidrológicas, se modela un aumento del

paso de derivación en el transformador desfasador mediante la modificación de la

reactancia del tramo, verificando posteriormente que con el paso asignado no se

supere el flujo máximo en ninguna de las hidrologías simuladas.

La reactancia a aplicar corresponde al valor equivalente al aumento de pasos en el

transformador desfasador. Esta se obtiene mediante la simulación de flujos de

potencia AC de variados escenarios de despachos, con los cuales se extraen las

transferencias por los circuitos y los ángulos en los extremos del tramo calculando


12

algebraicamente la reactancia equivalente a partir de los pasos de operación en el

transformador.

- En cumplimiento con lo establecido en el artículo 5-5 de la Norma Técnica de

Seguridad y Calidad de Servicio, se considera la aplicación del criterio N-1 en las

alternativas estudiadas. Además, de acuerdo a este mismo artículo, la aplicación del

criterio señalado solo puede utilizar recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por

frecuencia o por tensión.

- En la modelación se han incorporado los sistemas SIC y SING (231 barras, 460

centrales y, 293 líneas) con los datos provenientes del modelo correspondiente al

ITPN de abril de 2015.

- En la modelación se han considerado 10 bloques de demanda mensuales desde enero

de 2019 hasta diciembre de 2028, con la finalidad de representar adecuadamente las

transferencias esperadas para diversas condiciones de consumo durante el período

más relevante de análisis. Además, esta representación divide las horas de día y noche,

cuya finalidad es representar mejor la operación esperada de las centrales solares.

Para el resto del horizonte se consideró 2 bloques mensuales, igualmente dividiendo

las horas de día y noche.

3.2 Representación de centrales solares

El proceso para modelar adecuadamente la generación solar se divide en dos etapas, la

primera corresponde a la definición de los bloques de demanda, en la cual se separan las

horas de día de las hora de noche para generar un conjunto de bloques “Día” y un conjunto de

bloques “Noche”; y la segunda corresponde al método de asignación de potencia de

generación solar a cada bloque para la modelación de las centrales.

En la segunda etapa, la potencia horaria de un perfil de generación anual1 de una central solar

se relaciona a cada bloque de acuerdo a las horas correspondientes que lo conforman, pues se

conoce cuál es la asignación de cada una de las horas del año a cada bloque de demanda.

Luego, se ordena de mayor a menor la generación horaria dentro del bloque, obteniendo así

un conjunto el cual se separa en 6 partes de igual número de datos y posteriormente para

cada uno de estos 6 subconjuntos se calcula el promedio de todos sus datos. Los niveles de

generación seleccionados son los que definen los seis escenarios de generación solar para

cada bloque del horizonte de estudio, denominados: “radiación 100%”, “radiación 80%”,

“radiación 60%”, “radiación 40%”, “radiación 20%”, “radiación 0%”, respectivamente, los

cuales son normalizados en base a la potencia máxima de la central modelo. Mayor detalle de

la modelación se encuentra disponible en ANEXO 3.

1 Se seleccionaron los datos horarios disponibles para la estación Inca de Oro, durante el año 2010,

considerando tecnología sin seguimiento y con seguimiento, para representar el perfil de generación de

la central modelo.


13

Finalmente, se construye una matriz de generación solar base, la cual contiene, para cada uno

de los bloques del horizonte y para cada una de las 54 hidrologías modeladas, un escenario de

radiación escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad de escenarios para cada tipo

de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporar al modelo de coordinación

hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie los elementos correspondientes al

primer año hidrológico de la matriz base. El resto de las series se construyen de la misma

forma.

3.3 Representación de centrales eólicas

La variabilidad de los vientos incidentes a las centrales eólicas, implica una considerable

volatilidad en la inyección de energía al sistema eléctrico, lo cual influye en los flujos de

potencia a través de las líneas del sistema de transmisión troncal. Debido a la inclusión de

proyectos eólicos en el SIC, se efectuó una modelación más detallada de la generación de estas

centrales para dar cuenta de su estocasticidad. El procedimiento de modelación se explica a

continuación.

Para efectos de la modelación eólica, para cada mes y para cada uno de sus bloques, se

selecciona el conjunto de generaciones horarias una central modelo, correspondiente con las

horas del año de dicho bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la generación horaria

dentro del bloque, obteniendo así un conjunto de generaciones del cual se extraen los 3

valores coincidentes con el percentil 86%, 53% y el promedio del último tercio de la curva

obtenida. Los niveles de generación seleccionados son los que definen los tres escenarios de

generación eólica para cada bloque del horizonte de estudio, denominados: “ventoso”,

“medio” y “calmo” respectivamente, los cuales son normalizados en base a la potencia máxima

de la central modelo2. Así mismo se extrae el máximo y mínimo valor de cada bloque para

representar escenarios donde la generación eólica produce su peak de energía, escenario

“máximo”, y donde no existe ventosidad, escenario “mínimo”. Mayor detalle de la modelación

se encuentra disponible en ANEXO 3.

En una segunda etapa, se construye una matriz de generación eólica base, la cual contiene,

para cada uno de los bloques del horizonte y para cada una de las 54 hidrologías modeladas,

un escenario de ventosidad escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad de

escenarios para cada tipo de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporar

al modelo de coordinación hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie los

elementos correspondientes al primer año hidrológico de la matriz base. El resto de las series

se construyen de la misma forma ajustando sus factores de planta a un valor predefinido

esperado.

2 Para incorporara la variabilidad del viento se ha usado la estadística de la central Canela.


14

La modelación de la demanda puede realizarse con distinta cantidad de bloques para distintos

períodos del horizonte de planificación, por lo que la metodología descrita se realiza para cada

período en que se modifique el número de bloques mensuales.

Por otra parte, se agruparon las centrales eólicas en 7 sectores, dando cuenta de la correlación

de los vientos en centrales, tal que cada sector comprende una zona de aproximadamente 100

kilómetros de extensión, según se muestra a continuación:

Cuadro 4: Agrupación de centrales eólicas por sectores

Sector Centrales

Sector 1 Valle Vientos Sing Eolico Sing II Eolico Sing IV

Eolico Sing I Eolico Sing III Eolica IV Region 09

Sector 2 Eolica Taltal

Sector 3 Eolica Cabo Leones I Eol P Colorada

Sector 4

Eol IV reg01 Eol Totoral Talinay Oriente Eol Talinay Poniente La Gorgonia

Eol IV reg02 Monteredondo El Arrayan Eol IV 01 Los Cururos

Canela Eolica Ucuquer II Pta Palmera Eol III 02 Eol III 01

Canela2 Punta Sierra Chanaral Aceituno Eol III 03 Camarico

Sector 5

Eolica Lebu Eol Conce04 Eol VIII 01 Eolica Charrua 03

Eol Buenos Aires Eol Conce01 Eolica Charrua 02 Eolica Charrua 04

Eolica Ucuquer Eol VIII 02 Eolica Charrua 01

Sector 6 Negrete Cuel Eol Renaico Eol Collipulli Eolica Chiloe 01 Eolica Chiloe 02

Sector 7 Eol San Pedro Eol X 01

Para efecto de representar la variabilidad de una central respecto de aquellas que se

encuentran alejadas geográficamente, los sectores se han construido de manera tal que las

centrales eólicas pertenecientes a un mismo sector posean iguales series de ventosidad en

cada una de las hidrologías.

3.4 Plazos estimados de procesos administrativos

A partir de la experiencia obtenida en las licitaciones anteriores, se han estimado los

siguientes plazos para el proceso administrativo que media entre la publicación del decreto de

expansión que corresponda y el inicio de la construcción de obras que se decretasen:

Figura 1: Estimación de plazos para los procesos administrativos

Los plazos de construcción de los proyectos a evaluar se han considerado de acuerdo a lo

indicado por el consultor del ETT y de acuerdo a estimaciones de la DPD para cada caso

particular.

E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D

HITOS DEL PROCESO

Revisión 2015 del ETT CDEC ago-15

Plan de Expansión CNE 2 meses

Panel de Expertos 2 meses

Decreto Ministerio de Energía dic-15

Adjudicación de la obra 4 meses

Inicio de la construcción may-15

Proceso de llamado a licitación 1 mes

Adjudicación de la obra 8 meses

Publicación del decreto de adjudicación 2 meses

Inicio de la construcción dic-16

2013 2014

Obra Ampliación

5 meses

Obra Nueva

12 meses


15

4 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE

REQUERIMINETOS DE EXPANSIÓN

4.1 Diagnóstico de la utilización esperada del sistema de transmisión

En esta etapa del estudio descrito se proyecta la utilización esperada del sistema de

transmisión troncal, además de otros tramos de relevancia para los análisis. Para esto se

considera el criterio N-1 como límite de transferencia para todos los tramos actuales del

sistema, aumentando el límite de transferencia admisible en aquellos en que se observa

congestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión acorde a la

ejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos, o bien por medio de la

adición de circuitos o transformadores en paralelo a los existentes.

Los resultados por zona del sistema de transmisión troncal se presentan en los gráficos de

probabilidad de excedencia mostrados en los puntos siguientes. En estos gráficos para cada

mes se despliegan cuatro niveles de transmisión, correspondientes a transferencias con

probabilidad de excedencia de 0%, 20%, 80% y 100%. Estos valores se determinan a partir

del universo de transmisiones equiprobables resultantes para cada mes, considerando los 54

despachos por etapa y sus bloques de demanda modelados. De esta manera, las curvas no

representan trayectorias de transmisiones a lo largo del tiempo para una determinada

secuencia de operación, sino transmisiones de igual probabilidad de excedencia que pueden

ocurrir en diversas condiciones hidrológicas, de ventosidad y radiación solar a lo largo del

horizonte de planificación. En los gráficos mencionados, además de los flujos se presentan las

limitaciones de capacidad de cada tramo, identificando con línea punteada el límite asociado a

las instalaciones existentes y las que se encuentran en construcción cuando corresponda

(indicado en la leyenda bajo la nomenclatura sin proyecto “s-“ y “s+”), mientras que en línea

roja la nueva limitación en caso de considerar el proyecto de expansión propuesto para el

tramo (nomenclatura de leyenda “c-” y “c+”).

Como parte del proceso anterior se analizan las transferencias esperadas en los tramos de

transmisión troncal, identificando aquellas instalaciones que presentan transferencias

restringidas considerando los valores permitidos por criterio de seguridad N-1.

Posteriormente en base a la información entregada por las empresas al CDEC SIC, se

determina si la posible incorporación de generación o demanda hace pertinente la definición

de algún escenario alternativo de evaluación.

4.2 Estudios de limitaciones de transmisión

La evaluación de las restricciones en el sistema de transmisión contempla las limitaciones por

capacidad térmica de las líneas, transformadores u otros elementos serie del sistema de

transmisión, además de las eventuales limitaciones por estabilidad y regulación de tensión de


16

acuerdo a las exigencias contenidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio

vigente.

A partir de las simulaciones realizadas con el modelo de coordinación hidrotérmica se

determinan los tramos del sistema troncal que superarían sus capacidades de transferencia

en el futuro, requiriendo estudiar su expansión. Para los tramos en que se previera limitación

por estabilidad de tensión, se procede a verificar su estabilidad antes y después de ser

ampliados, y así determinar las máximas transferencias posibles a través de ellos,

obteniéndose así las limitaciones para los casos con y sin proyecto de expansión.

En términos generales, para cada uno de los tramos de transmisión se seleccionan escenarios

de despacho y demanda que impliquen condiciones de operación exigentes para el tramo y/o

su entorno, para lo cual se identifican aquellos escenarios que cumplan con los siguientes

requisitos:

- Altas transferencias en el tramo en estudio

- Configuraciones de demanda y generación que representen condiciones de operación

desfavorables desde el punto de vista de la estabilidad o regulación de tensiones de la

zona en estudio.

Los escenarios seleccionados se simulan en el programa Power Factory de DigSILENT ®,

procediéndose en primer lugar a adaptar la condición de operación para obtener un punto de

operación que cumpla con las exigencias de regulación de tensión contenidos en la Norma

Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, además de corregir el despacho de las centrales

que se encuentren en operación bajo su potencia de mínimo técnico.

A partir del escenario adaptado se modifica el despacho de generación con la finalidad de

aumentar las transferencias de potencia (en caso de ser posible) por el tramo en estudio hasta

alcanzar un cierto valor previamente estimado, que idealmente coincide con el límite térmico

N-1 estricto del tramo o un valor superior en caso de un tramo enmallado.

A continuación, para comprobar que la transferencia determinada cumpla con el criterio de

seguridad N-1 y las demás exigencias contenidas en la NTSyCS, se simulan contingencias de

severidad 4, 8 y 93 en el tramo (sin actuación de EDAG, EDAC ni ERAG que no sean

supervisados por frecuencia o tensión) y su entorno, las que son seleccionadas de acuerdo a la

gravedad que podrían generar sobre la zona en estudio. Adicionalmente se simula la

contingencia de la unidad de generación de mayor impacto en la estabilidad o regulación de

tensión de cada zona en estudio.

3 Las limitaciones de transmisión obtenidas por la aplicación de contingencias de severidad 9 se encuentran en proceso de

implementación, por lo que se han analizado las secciones de barra que se prevé pudieran causar limitaciones producto de

contingencias sobre ellas, particularmente aquellas en que el número de secciones de barra es inferior al número de circuitos de

los tramos en análisis.


17

De esta forma, mediante un proceso iterativo se determina la transferencia máxima que

cumpla con el criterio de estabilidad de tensiones y con las exigencias de regulación de

tensión contenidos en la Norma para estado normal (pre contingencia) o de alerta (post

contingencia), según corresponda.

4.3 Metodología de análisis de requerimientos en subestaciones

Con el fin de revisar el cumplimiento de los estándares de suficiencia y seguridad de las

subestaciones con instalaciones troncales del SIC, se realizó un recorrido por las instalaciones

del STT a fin de verificar el cumplimiento normativo de cada subestación, y con ello realizar

un diagnóstico que permita detectar los posibles requerimientos de obras de expansión.

Para cada subestación se verifica el estado de cumplimiento respecto de las exigencias

normativas resumidas en el Cuadro 5, utilizando como antecedentes la información enviada al

CDEC SIC por los coordinados, los planes de obras en ejecución fijadas en los decretos de

expansión correspondientes, visitas técnicas a algunas subestaciones que en el análisis

preliminar se detectaron con incumplimientos normativos y análisis eléctricos.

Conjuntamente con lo anterior, se revisan las propuestas de normalización contenidas en el

ETT 2015-2018.

Cuadro 5: Resumen de Exigencias de Diseño para la Planificación y Normalización de Subestaciones en el STT

1 Mantención de Interruptores (Artículo 3-24, II)

“…Configuración de barras suficiente para que cada interruptor asociado a líneas,

transformadores u otros equipos, de manera que dichas instalaciones queden en

operación durante el mantenimiento del interruptor asociado a ellas…”

2 Secciones de Barra (Artículo 3-24, II)

“…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en

ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…”

3 Configuración Transformadores (Artículo 3-24, III)

“…Para subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de severidad 8

pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la

utilización de Recursos Generales y Especiales de Control de Contingencias…”

“…los Coordinados que exploten transformadores de poder deberán disponer de

transformadores de reserva, propios o de terceros, energizados o desenergizados, tal

que en caso de falla permanente de uno de los transformadores … que implique

restricciones al suministro de clientes regulados …, se pueda normalizar la

operación… antes de 96 horas ….”

“…En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200

[kV] y tensión secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar

con un número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos

pueda ser controlada sin propagarse…”

4 Conexiones en STT (Artículo 3-24, IV)

“…conexiones en un punto intermedio de una línea perteneciente al STT,

corresponderá construir una subestación que seccione al menos dos circuitos de

la línea, la cual debe cumplir con los estándares mencionados en el punto II.

Configuración de barras de subestaciones del presente artículo.…”

5 Planificación STT (Artículo 5-5 y Artículo 1-7 )

La planificación para el desarrollo del SI deberá ser realizada aplicando el Criterio N-

1.


18

En los estudios de planificación, la aplicación del Criterio N-1 sólo podrá utilizar

recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por frecuencia o por tensión.

6 Excepciones Conexiones al Troncal. (Artículo 10-18 )

No se aplicará el Artículo 3-24 numeral IV aquellas instalaciones que se hayan

declarado en construcción con posterioridad a la entrada en vigencia de la NTSyCS y

hasta el 31 de diciembre de 2014.

4.4 Metodología de evaluación económica

En la etapa siguiente al diagnóstico de utilización esperada por tramo, se llevan a cabo las

evaluaciones económicas de pertinencia de recomendación de los proyectos.

En aquellas instalaciones troncales en que se detectó la necesidad de evaluar una posible

expansión, se modelan los proyectos propuestos que permitan dar solución a las saturaciones

presentadas. A continuación se realizan dos simulaciones de operación, para las situaciones

con y sin proyecto en base una misma política de gestión de embalses. Se obtienen de cada

simulación los costos de generación térmica, la energía de falla valorizada a costo de falla de

larga duración y el agua embalsada al final del horizonte de planificación valorizada a costo

marginal, consolidados como promedios sobre las hidrologías. Con los resultados obtenidos

de ambas simulaciones, se calcula el valor actual neto (VAN) de realizar el proyecto, restando

los beneficios en costo de operación con el costo asociado a cubrir el AVI y el COMA.

La evaluación del proyecto de expansión para un tramo en particular se realiza bajo distintas

alternativas de ampliación en el resto de los tramos del sistema, por ende la determinación de

la alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación y

combinación de las opciones posibles de desarrollo.

4.4.1 Min – Max Regret

Para tomar la mejor decisión respecto de la alternativa óptima de expansión del sistema de

transmisión, considerando la incertidumbre asociada a los futuros escenarios de generación –

demanda, en casos específicos, se ha utilizado el criterio MinMax o bien el criterio de

minimizar el máximo arrepentimiento.

En una primera etapa cada uno de los escenarios generación-demanda analizados se asumen

como certeros y se define bajo sus supuestos el plan óptimo de expansión en transmisión,

mediante la metodología descrita en el punto 4.4. Cada plan óptimo de expansión encontrado

se considera como una posible alternativa de expansión en la transmisión que será evaluada

considerando que se cumple un escenario distinto al que origina dicho plan, de modo de

calcular el arrepentimiento o aumento de costos en caso de haber escogido esa alternativa.

Finalmente se selecciona la alternativa que minimiza el máximo arrepentimiento.

Cabe señalar que para efectos de valorizar los arrepentimientos se ha supuesto que las

soluciones de expansión de la transmisión asociadas a una alternativa no necesariamente son


19

fijas en todo el horizonte, puesto que si en el futuro se presenta un escenario generación-

demanda distinto, se pueden tomar medidas que permitan adaptar la transmisión al nuevo

escenario. Por ejemplo, si se calculan los costos de una alternativa de expansión que implica la

no realización de un obra de transmisión en todo el horizonte, pero bajo el escenario en que

se incorpora nueva generación y demanda al sistema que hace evidente que a partir de cierto

año se requiere de una expansión de transmisión, entonces ésta se considera con el retraso

correspondiente, por lo que los costos de ese conjunto alternativa-escenario deben

representar los sobrecostos asociados al retraso.

Figura 2: Metodología de decisión de evaluación económica

4.5 Diagrama de Flujo del proceso de determinación de la expansión troncal

En la Figura 3 se muestra mediante una representación esquemática, las distintas etapas que

constituyen el proceso con el cual la DPD define la recomendación de expansión de la

transmisión troncal.

Figura 3: Diagrama de flujo recomendación de la expansión troncal

Evaluación económica

Simulación

Escenarios

Gx-Dxrelevantes

Tramo Congestionado

Proyecto

Escenario Base

Con Proyecto

Sin Proyecto

Escenario Alternativo

Con Proyecto

Sin Proyecto

≠

=

VAN

VAN

Decisión

Se Recomienda

Análisis de Mínimo

arrepentimiento

Metodología

signo

signo

+NO se

Recomienda-


20

5 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS

A partir de la información recibida por este CDEC sobre los desarrollos futuros en materia de

generación y consumo, se han evidenciado proyectos que pueden alcanzar la condición de

desarrollo efectivo en el corto plazo. Producto del posible impacto agregado de estos

proyectos y sus potenciales efectos sobre las obras de expansión, se ha considerado la

elaboración de un escenario base y cuatro escenarios alternativos.

i. Escenario Base

El plan de obras de generación para el caso base considera el plan de expansión de Generación

definido en el Informe Técnico de Precio de Nudo de Abril 2015 (Cuadro 10) ajustado de

acuerdo a la mejor información disponible por la DPD y los nuevos proyectos informados en

construcción de acuerdo a las resoluciones CNE.

Figura 4: Evolución costos marginales Escenario Base

ii. Escenario Norte ERNC Atacama (Escenario ERNC NA)

En el escenario alternativo zona norte Atacama se toma como supuesto que se materializan

proyectos ERNC y mineros que han sido informados a la DPD en el contexto del catastro

público de proyectos de generación y consumo, los cuales suman aproximadamente 1250 MW

de potencia de generación instalada ubicados entre las subestaciones Diego de Almagro y

Punta Colorada. Se considera que estas centrales reemplazan algunas de las centrales

indicativas del ITPN por un total de 500 MW de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 10 y se

incorporan al modelo los proyectos mineros del Cuadro 9, los cuales adicionan 250 MW de

consumo concentrados en S.E. Carrera Pinto y S.E. Punta Colorada.

0

20

40

60

80

100

120

140

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Co

sto

Mar

gin

al [

US$

/MW

h]

Evolución de Costos Marginales

D. Almagro 220

Quillota220

Alto Jahuel 220

Charrua220

Cautín 220

P. Montt 220


21

Figura 5: Evolución costos marginales Escenario ERNC Norte Atacama

iii. Escenario Norte ERNC Coquimbo (Escenario ERNC NC)

En el escenario alternativo zona norte Coquimbo se toma como supuesto que se materializan

proyectos ERNC y mineros que han sido informados a la DPD en el contexto del catastro

público de proyectos de generación y consumo, los cuales suman aproximadamente 1550 MW

de potencia de generación instalada ubicados entre las subestaciones Diego de Almagro y Los

Vilos. Adicionalmente en la base de modelación se considera que estas centrales reemplazan

algunas de las centrales indicativas del ITPN por un total de 800 MW de acuerdo a lo indicado

en el Cuadro 10 y se incorporan al modelo los proyectos mineros del Cuadro 9, los cuales

adicionan 250 MW de consumo concentrados en S.E. Carrera Pinto y S.E. Punta Colorada.

Figura 6: Evolución costos marginales Escenario ERNC Norte Coquimbo

0

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100

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2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Co

sto

Mar

gin

al [

US$

/MW

h]


D. Almagro 220

Quillota220

Alto Jahuel 220

Charrua220

Cautín 220

P. Montt 220

0

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40

60

80

100

120

140

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Co

sto

Mar

gin

al [

US$

/MW

h]


D. Almagro 220

Quillota220

Alto Jahuel 220

Charrua220

Cautín 220

P. Montt 220


22

iv. Escenario ERNC sur (Escenario ERNC S)

En este escenario se incorporan al plan de obras las centrales eólicas informadas a la DPD al

sur de Charrúa con un total aproximado de 1400 MW, los cuales se encuentran distribuidos

principalmente entre Charrúa y Cautín y más al sur entre Valdivia y Puerto Montt.

Adicionalmente se adelanta la puesta en servicio de la central Neltume a enero de 2023. Para

mantener un equilibrio potencia instalada y demanda proyectada se considera que las

centrales incorporadas reemplazan algunas de las centrales eólicas indicativas en el ITPN por

un total de 750 MW y adicionalmente se desplaza la puesta en servicio de las centrales Carbón

1 VIII región y Carbón 2 IV Región de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 10.

Figura 7: Evolución costos marginales Escenario ERNC Sur

v. Escenario ERNC + Hidro sur (Escenario ERNC+H S)

Al igual que en Escenario ERNC Sur se incorporan al plan de obras las centrales eólicas

informadas a la DPD al sur de Charrúa con un total aproximado de 1400 MW, los cuales se

encuentran distribuidos principalmente entre Charrúa y Cautín y más al sur entre Valdivia y

Puerto Montt. Para mantener un equilibrio potencia instalada y demanda proyectada se

considera que las centrales incorporadas reemplazan algunas de las centrales eólicas

indicativas en el ITPN por un total de 750 MW. En este escenario además se incorpora la

central Cuervo de 640 MW en enero de 2023 de acuerdo a lo informado por la empresa

propietaria. Se desplaza la puesta en servicio de las centrales Carbón 1 VIII región y Carbón 2

IV Región y Neltume de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 10.

-10

10

30

50

70

90

110

130

150

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Co

sto

Mar

gin

al [

US$

/MW

h]


D. Almagro 220

Quillota220

Alto Jahuel 220

Charrua220

Cautín 220

P. Montt 220


23

Figura 8: Evolución costos marginales Escenario ERNC+H Sur

5.1 Previsión y representación de la demanda

5.1.1 Consideraciones generales para la modelación de demanda

La previsión de demanda de energía y potencia por barra se desagregó hasta el nivel

modelado en el programa de coordinación hidrotérmica, para el período comprendido entre

abril de 2015 y marzo de 2035, de acuerdo al tipo de consumo, diferenciando entre libre y

regulado. El comportamiento de cada tipo de consumo se caracteriza a través de curvas de

duración de dos o diez bloques mensuales de acuerdo a lo indicado en el capítulo 3.1.

Para determinar los consumos del período 2015-2030, se han considerado las tasas de

crecimiento zonales definidas en el Informe Técnico de Precios de Nudo Definitivo de la CNE

de Abril de 2015. Además, para efectos de distribuir adecuadamente los consumos entre las

distintas barras de una misma zona, se ha realizado un ajuste del consumo industrial que

considera la información sobre proyectos en desarrollo efectivo. Para los efectos indicados

anteriormente, la DPD ha solicitado a los clientes libres, distribuidoras y a aquellas empresas

que han hecho pública su intención de desarrollar proyectos que involucran un aumento

relevante de demanda para el SIC, que informen a través del catastro de proyectos que debe

mantener la DPD, el estado de avance, de tal forma de verificar si cumplen con los requisitos

para ser considerados como desarrollo efectivo o proyectan estarlo en el corto plazo.

5.1.2 Ajuste de consumo en base a proyectos

El ajuste del consumo industrial que considera la información sobre proyectos en desarrollo

efectivo se realiza siguiendo el procedimiento que se describe a continuación:

A todos los consumos de clientes libres se aplica una tasa de crecimiento base de 1,8%,

estimada a partir de la tasa de crecimiento promedio obtenida de la información histórica de

los consumos de los clientes libres, excluyéndose los consumos de los clientes que ingresaron

o salieron en el período considerado.

0

20

40

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100

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2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Co

sto

Mar

gin

al [

US$

/MW

h]


D. Almagro 220

Quillota220

Alto Jahuel 220

Charrua220

Cautín 220

P. Montt 220


24

Luego se agregan los consumos considerados en desarrollo efectivo y, finalmente, se ajustan

los consumos del sistema (a excepción de los considerados previamente) de forma de alcanzar

los niveles de consumo de energía anual que se muestran en el Cuadro 7 presentado más

adelante.

Para efectos de aplicar los crecimientos a los consumos regulados, las cargas se agruparon

definiendo seis zonas:

1. Norte : considera los consumos del SIC ubicados desde Los Vilos al norte.

2. Centro : considera los consumos ubicados entre Nogales y Alto Jahuel, incluyendo los

consumos conectados a estas subestaciones.

3. Itahue : considera los consumos ubicados entre Alto Jahuel e Itahue en niveles de

tensión menor o igual a 154 kV, con excepción del consumo ubicado en la subestación

Parral.

4. Concepción : considera los consumos ubicados en la zona de Concepción en niveles de

tensión menor o igual a 154 kV, con excepción del consumo ubicado en la subestación

Chillán.

5. Sur : considera los consumos entre las subestaciones Ancoa y Charrúa incluida.

6. Austral : considera los consumos ubicados al sur de la subestación Charrúa.

5.1.3 Demanda proyectada

A continuación se presentan las tasas de crecimiento y las energías utilizadas para la

previsión de demanda del SIC:

Cuadro 6: Previsión Total de Consumo del SIC

Año Total (GWh) Crecimiento

2015 50,157 -

2016 52,606 5.3%

2017 55,375 5.2%

2018 58,271 4.9%

2019 61,133 4.5%

2020 63,912 4.6%

2021 66,850 4.2%

2022 69,658 4.1%

2023 72,492 4.0%

2024 75,386 3.8%

2025 78,274 3.5%

2026 80,984 3.4%

2027 83,772 3.4%

2028 86,643 3.3%

2029 89,535 3.3%

2030 92,526 3.3%

2031 95,619 3.3%

2032 98,816 3.3%

2033 102,122 3.3%

2034 105,541 3.3%

2035 109,075 3.3%

Figura 9: Proyección Total de consumo SIC

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

20

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20

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20

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20

35

Tasa

de

Cre

cim

ien

to [

%]

Ene

rgía

[G

Wh

]

Proyección Total de consumos SIC


25

En el caso de los consumos de clientes libres las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo

industrial proyectado son los siguientes:

Cuadro 7: Previsión de consumo industrial del SIC

Año Total (GWh) Crecimiento

2015 18,444 -

2016 19,736 7.00%

2017 21,203 7.43%

2018 22,742 7.26%

2019 24,196 6.39%

2020 25,513 5.44%

2021 26,967 5.70%

2022 28,316 5.00%

2023 29,641 4.68%

2024 30,970 4.48%

2025 32,234 4.08%

2026 33,263 3.19%

2027 34,309 3.14%

2028 35,373 3.10%

2029 36,393 2.88%

2030 37,443 2.89%

2031 38,524 2.89%

2032 39,636 2.89%

2033 40,780 2.89%

2034 41,958 2.89%

2035 43,170 2.89%

Figura 10: Proyección Industrial de consumo SIC

Las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo regulado proyectado por zona, para el

escenario base son los siguientes:

Cuadro 8: Previsión de Consumo Regulado por zona

Año Norte Centro Itahue Concepción Sur Austral TOTAL

Ta

sa

En

erg

ía

[MW

h]

Ta

sa

En

erg

ía

[MW

h]

Ta

sa

En

erg

ía

[MW

h]

Ta

sa

En

erg

ía

[MW

h]

Ta

sa

En

erg

ía

[MW

h]

Ta

sa

En

erg

ía

[MW

h]

Ta

sa

En

erg

ía

[MW

h]

2015

2,114,768

18,759,230

3,458,261

1,679,358

1,873,936

3,826,562

31,712,115

2016 4.40% 2,207,818 3.60% 19,434,562 3.70% 3,586,217 3.70% 1,741,494 3.70% 1,943,271 3.40% 3,956,665 3.65% 32,870,027

2017 4.30% 2,302,754 3.90% 20,192,510 4.10% 3,733,252 4.00% 1,811,153 4.00% 2,021,002 3.90% 4,110,975 3.96% 34,171,647

2018 4.30% 2,401,773 3.90% 20,980,018 4.10% 3,886,315 4.10% 1,885,411 4.10% 2,103,863 3.90% 4,271,303 3.97% 35,528,683

2019 4.20% 2,502,647 3.90% 21,798,239 4.10% 4,045,654 4.10% 1,962,713 4.10% 2,190,121 3.90% 4,437,884 3.96% 36,937,258

2020 4.20% 2,607,759 3.90% 22,648,370 4.10% 4,211,526 4.10% 2,043,184 4.00% 2,277,726 3.90% 4,610,961 3.96% 38,399,526

2021 4.00% 2,712,069 3.80% 23,509,008 4.00% 4,379,987 4.10% 2,126,954 4.00% 2,368,835 3.80% 4,786,178 3.86% 39,883,032

2022 3.90% 2,817,840 3.60% 24,355,332 3.90% 4,550,807 3.90% 2,209,906 3.80% 2,458,851 3.40% 4,948,908 3.66% 41,341,643

2023 3.80% 2,924,917 3.60% 25,232,124 3.90% 4,728,288 3.90% 2,296,092 3.80% 2,552,287 3.40% 5,117,171 3.65% 42,850,880

2024 3.80% 3,036,064 3.60% 26,140,481 3.90% 4,912,691 3.90% 2,385,639 3.80% 2,649,274 3.40% 5,291,154 3.65% 44,415,305

2025 3.90% 3,154,471 3.60% 27,081,538 3.90% 5,104,286 3.90% 2,478,679 3.80% 2,749,947 3.40% 5,471,054 3.66% 46,039,975

2026 3.80% 3,274,341 3.60% 28,056,473 3.90% 5,303,354 3.90% 2,575,348 3.80% 2,854,445 3.40% 5,657,069 3.65% 47,721,030

2027 3.80% 3,398,766 3.60% 29,066,506 3.90% 5,510,184 3.90% 2,675,786 3.80% 2,962,914 3.40% 5,849,410 3.65% 49,463,566

2028 3.80% 3,527,919 3.60% 30,112,901 3.90% 5,725,081 3.90% 2,780,142 3.80% 3,075,504 3.40% 6,048,290 3.65% 51,269,837

2029 3.80% 3,661,980 3.60% 31,196,965 3.90% 5,948,360 3.90% 2,888,568 3.80% 3,192,374 3.40% 6,253,932 3.65% 53,142,177

2030 3.80% 3,801,135 3.60% 32,320,056 3.90% 6,180,346 3.90% 3,001,222 3.80% 3,313,684 3.40% 6,466,565 3.65% 55,083,007

2031 3.80% 3,945,578 3.60% 33,483,578 3.90% 6,421,379 3.90% 3,118,270 3.80% 3,439,604 3.40% 6,686,428 3.65% 57,094,837

2032 3.80% 4,095,510 3.60% 34,688,987 3.90% 6,671,813 3.90% 3,239,882 3.80% 3,570,309 3.40% 6,913,767 3.65% 59,180,267

2033 3.80% 4,251,139 3.60% 35,937,790 3.90% 6,932,014 3.90% 3,366,237 3.80% 3,705,980 3.40% 7,148,835 3.65% 61,341,996

2034 3.80% 4,412,683 3.60% 37,231,551 3.90% 7,202,362 3.90% 3,497,521 3.80% 3,846,808 3.40% 7,391,896 3.65% 63,582,819

2035 3.80% 4,580,365 3.60% 38,571,887 3.90% 7,483,254 3.90% 3,633,924 3.80% 3,992,986 3.40% 7,643,220 3.65% 65,905,636

0.00%

1.00%

2.00%

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%

8.00%

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

20

32

20

33

20

34

20

35

Tasa

de

Cre

cim

ien

to [

%]

Ene

rgía

[G

Wh

]

Proyección de consumo Industrial SIC


26

Figura 11: Proyección de demanda consumos regulados SIC

De acuerdo a la información recibida se han incluido los siguientes proyectos:

Cuadro 9: Proyectos de Consumo (MW)

Proyecto Punto de Conexión Consumo Estimado [MW]

Fecha Inicial Fecha Final Escenario Base

Escenario 1 Escenario2

Caserones Maitencillo 220 kV Ene-2016 Mar-2035 150 150 150

Minero PColorada

Punta Colorada 220 kV Ene-2018 Dic-2018 95 95 95

Ene-2019 Mar-2035 117 117 117

Inca de Oro Carrera Pinto Ene-2018 Mar-2035 - 50 -

Dominga Punta Colorada Dic-2018 Dic-2018 - 20 -

Ene-2019 Mar-2035 - 195 -

TOTAL 362 627 362

La potencia indicada en el cuadro anterior corresponde a la potencia media informada por las

empresas. Cabe señalar en todo caso, que al corresponder a consumos industriales mineros,

este nivel de potencia es muy similar a su demanda máxima.

5.2 Plan de obras de Generación

El plan de obras de generación considerado para el escenario base es equivalente al plan de

expansión de generación definido en el ITPN de Abril 2015 ajustado de acuerdo a la mejor

información disponible por la DPD. Cabe hacer notar que el horizonte considerado (2015-

2035) es superior al del ITPN (2015-2030), por lo que se han adicionado a las obras de

generación en construcción e indicativas, centrales de medios de generación convencionales y

no convencionales para el periodo de relleno.

El Informe Técnico Definitivo de Precios de Nudo de Abril de 2015 (ITPN) establece un plan

de obras de generación que contempla la instalación de 7330 MW entre abril 2015 y

0

10,000,000

20,000,000

30,000,000

40,000,000

50,000,000

60,000,000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ene

rgía

[M

Wh

]

Proyección de Demanda de Energía Regulados

Norte Centro Itahue Concepción Sur Austral


27

diciembre de 2030, de los cuales 2866 MW están en construcción y 4464 MW corresponden al

plan indicativo.

El plan de obras en construcción se detalla en el Cuadro 10 y es equivalente para todos los

escenarios analizados.

Cuadro 10: Plan de obras de generación en construcción modelado

Central Potencia

[MW] Barra

Escenario

BASA

Escenario

ERNC NA

Escenario

ERNC NC

Escenario

ERNC

SUR

Escenario

ERNC+Hidro

SUR

Río Picoiquén 19.2 Charrúa 220 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15

El Pilar Los Amarillos 3 Diego de Almagro 110

abr-15 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15

Lalackama Etapa II 16.3 Paposo 220 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15

La Montaña I 3 Itahue 154 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15

El Paso 60 Tinguiririca 154 may-15 may-15 may-15 may-15 may-15

Los Guindos 132 Charrúa 220 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15

Papeles Cordillera S.A 50 Florida 110 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15

Conejo Etapa I 108 Diego de Almagro 220

jun-15 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15

Luz del Norte Etapa I 36 Carrera Pinto 220 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15

Itata 20 Chillan 154 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15

Malalcahuello 9.2 Cautín 220 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15

Carilafquén 19.8 Cautín 220 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15

Luz del Norte Etapa II 38 Carrera Pinto 220 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15

Doña Carmen 66.5 Doña Carmen 220 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15

CMPC Tissue 5 Melipilla 220 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15

Chaka Etapa I 23 Diego de Almagro 110

sep-15 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15

Chaka Etapa II 27 Diego de Almagro 110

sep-15 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15

Quilapilun 110 Los Maquis 220 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15

Pampa Solar Norte 90.6 Paposo 220 oct-15 oct-15 oct-15 oct-15 oct-15

Guanaco Solar 50 Diego de Almagro 110

nov-15 nov-15 nov-15 nov-15 nov-15

Luz del Norte Etapa III 36 Carrera Pinto 220 nov-15 nov-15 nov-15 nov-15 nov-15

Guacolda V 139 Maitencillo 220 kV dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15

Carrera Pinto 97 Carrera Pinto 220 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15

Luz del Norte Etapa IV 31 Carrera Pinto 220 ene-16 ene-16 ene-16 ene-16 ene-16

Valleland 67.4 Cardones 220 (*) sep-16 sep-16 sep-16 sep-16 sep-16

Renaico 88 Temuco 220 ene-16 ene-16 ene-16 ene-16 ene-16

PFV Olmué 144 Olmué 220 mar-16 mar-16 mar-16 mar-16 mar-16

Los Buenos Aires 24 Charrúa 154 mar-16 mar-16 mar-16 mar-16 mar-16

Río Colorado 15 Loma Alta 220 jun-16 jun-16 jun-16 jun-16 jun-16

Ancoa 27 Ancoa 220 jun-16 jun-16 jun-16 jun-16 jun-16

Pelícano 100 Pelicano 220 jul-16 jul-16 jul-16 jul-16 jul-16

San Juan Aceituno 180 Punta Colorada 220 nov-16 nov-16 nov-16 nov-16 nov-16

Ñuble 136 Ancoa 220 jul-17 jul-17 jul-17 jul-17 jul-17

CTM-3 251 Los Changos 220 ene-18 ene-18 ene-18 ene-18 ene-18

Alto Maipo - Central Las Lajas

267 Florida 110 feb-18 feb-18 feb-18 feb-18 feb-18

Alto Maipo - Central Alfalfal II

264 Los Almendros 220 may-18 may-18 may-18 may-18 may-18

Los Cóndores 150 Ancoa 220 dic-18 dic-18 dic-18 dic-18 dic-18

CH San Pedro 144 Ciruelos 220 jul-20 jul-20 jul-20 jul-20 jul-20

(*) Punto de conexión provisorio sujeto a la definición de puntos óptimos de por parte de la DPD.

En el Cuadro 11 se presentan las centrales adicionales a las en construcción modeladas. Estas

centrales corresponden a las del plan indicativo del ITPN Abril 2015 y a algunos proyectos

que han sido informados a la DPD con motivo del catastro público de generación y consumo y

que aún no han alcanzado la condición de desarrollo efectivo, las cuales se considerarán para

efecto de elaborar escenarios alternativos de generación - demanda.


28

Cuadro 11: Plan de obras de generación en construcción modelado

Central Potencia

[MW] Barra

Escenario

BASE

Escenario

ERNC NA

Escenario

ERNC NC

Escenario

ERNC

SUR

Escenario

ERNC+Hidro

SUR

Indicativo plan CNE

Hidroeléctrica VII Región 02 20 Ancoa 220 oct-19 oct-19 oct-19 oct-19 oct-19

Central Des.For. VIII Región 01 9 Arauco 66 jul-21 jul-21 jul-21 jul-21 jul-21

Hidroeléctrica VII Región 03 20 Ancoa 220 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22

Eólica IV Región 02 50 Pan de Azúcar 110 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22

Eólica Concepción 04 50 Concepción 220 jul-22 jul-22 jul-22 jul-22 jul-22

Geotermica Calabozo 01 40 Calabozo 220 ene-23 ene-23 ene-23 ene-23 ene-23

Central Des.For. VII Región 01 15 Itahue 154 ene-23 ene-23 ene-23 ene-23 ene-23

Solar Cardones 02 100 Cardones 220 ene-24 - - ene-24 ene-24

Solar Diego de Almagro 02 100 D. Almagro 220 jul-24 - - jul-24 jul-24

Solar Cardones 03 100 Cardones 220 dic-24 ene-24 ene-24 ene-24 ene-24

Eólica IV Región 09 50 Pan de Azúcar 220 dic-24 dic-24 dic-24 dic-24 dic-24

Eólica IV Región 01 50 Pan de Azúcar 220 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25

Eólica Concepción 01 50 Concepción 220 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25

Central Des.For. VII Región 02 10 Itahue 154 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25

Solar Diego de Almagro 03 100 D. Almagro 220 jul-25 - - jul-25 jul-25

Eólica Charrúa 02 100 Nueva Charrúa 220 jul-25 jul-25 jul-25 - -

Eólica Chiloé 02 100 Puerto Montt 220 jul-25 jul-25 jul-25 - -

Solar Carrera Pinto 03 200 Carrera Pinto 220 sep-25 sep-25 sep-25 sep-25 sep-25

Carbón VIII Región 01 400 Charrúa 500 abr-26 abr-26 abr-26 - -

Grupo MH X Región 01 60 Puerto Montt 500 ene-27 ene-27 ene-27 ene-27 ene-27

Eólica Charrúa 04 100 Nueva Charrúa 220 ene-27 ene-27 ene-27 - -

Solar Carrera Pinto 04 300 Carrera Pinto 220 ago-27 ago-27 ago-27 ago-27 ago-27

Carbón Pan de Azúcar 03 400 Pan de Azúcar 220 ene-28 ene-28 ene-28 ene-28 ene-28

Solar Diego de Almagro 01 300 D. de Almagro 220 ene-28 ene-28 - ene-28 ene-28

Hidroeléctrica VIII Región 03 20 Charrúa 220 mar-28 mar-28 mar-28 mar-28 mar-28

Solar Ovalle 01 100 Carrera Pinto 220 mar-28 - - mar-28 mar-28

Carbón Maitencillo 02 335 Maitencillo 220 dic-28 ene-33 ene-33 dic-30 dic-31

Hidroeléctrica VIII Región 02 20 Charrúa 220 ene-29 ene-29 ene-29 ene-29 ene-29

Eólica Charrúa 01 100 Nueva Charrúa 220 ene-29 ene-29 ene-29 - -

Solar Diego de Almagro 05 250 D. de Almagro 220 feb-29 feb-29 feb-29 feb-29 feb-29

Eólica Charrúa 03 250 Nueva Charrúa 220 feb-29 feb-29 feb-29 - -

Solar Diego de Almagro 06 300 D. de Almagro 220 oct-29 oct-29 oct-29 oct-29 oct-29

Solar Carrera Pinto 01 100 Carrera Pinto 220 ene-30 - - ene-30 ene-30

Eólica Chiloé 01 100 Puerto Montt 220 ene-30 ene-30 ene-30 - -

Solar Carrera Pinto 02 100 Carrera Pinto 220 dic-30 dic-30 dic-30 dic-30 dic-30

Escenario ERNC NA

(*)

PV Abasol 61.5 Maitencillo 220 - mar-16 mar-16 - -

FV Divisadero I 65 Maitencillo 220 - mar-16 mar-16 - -

Desierto Atacama 120 Cardones 220 - jun-16 jun-16 - -

PV El Romero 196 P. Colorada 220 - sep-16 sep-16 - -

Inca Varas I 50 Carrera Pinto220 - sep-16 sep-16 - -

La Gorgonia 40 Las Palmas 220 - dic-16 dic-16 - -

Eólica Cabo Leones I 170 Maitencillo 220 - ene-17 ene-17 - -

Sol Vallenar 273 Cardones220 - mar-18 mar-18 - -

PV Solar Andino 150 Carrera Pinto 220 - jul-18 jul-18 - -

Camarico 39 Las Palmas 220 - jul-18 jul-18 - -

Pedernales 100 Nva D.Almagro 220 - jul-18 jul-18 - -

Escenario ERNC NC

(*)

Talinay II etapa 1 108 Don Goyo/Nva.

Talinay - - ene-21 - -





Escenario ERNC

SUR (*)

Toplan 144 Mulchén 220 - - - feb-16 feb-16

Aurora 192 Rahue 220 - - - sep-16 sep-16

PE Piñón Blanco 168 Duqueco 220 - - - oct-16 oct-16

PE Campo Lindo 145 Charrúa 220 - - - dic-16 dic-16

PE Trigales 142 Mulchén 220 - - - jun-17 jun-17

PE San Gabriel 201 Duqueco 220 - - - jun-17 jun-17

PE Malleco 270 Mulchén 220 - - - dic-17 dic-17

Llanquihue 74 Rahue 220 - - - ene-19 ene-19

PE Starkerwind 106 Rahue 220 - - - feb-19 feb-19

Escenario ERNC + Hidro

SUR(*)

Cuervo 640 Nva. Puerto Montt

220 - - - - ene-23


29

(*) El punto de conexión de las centrales incorporadas en los escenarios alternativos corresponde a ubicaciones referenciales.

Cuadro 12: Obras de Generación incorporadas en el período de relleno SIC

Las centrales señaladas se han escogido a fin de mantener el perfil de costos marginales sin

variaciones significativas en el SIC a partir del año 2030.

Las centrales en construcción e indicativas modeladas para el SING en todos los escenarios

son las siguientes:

Cuadro 13: Obras de Generación incorporadas SING

Central Barra Potencia [MW] Fecha PES

Solar III 02 Cardones220 196 ene-30

Neltume Ciruelos 220 490 ene-31

Carbón Maitencillo 03 Maitencillo 220 370 abr-30

Hidro VII Región Ciruelos 220 490 ene-31

Carbón Ancoa Ancoa 220 375 ene-31

Solar III 03 Maitencil220 114 abr-31

Eol III 02 PColorada220 184.8 jul-31

Eol III 01 Maitencil220 235 oct-31

Eol VIII 01 Charrua220 266 ene-32

Eol X 01 NvaPMontt220 192 may-32

Solar III 04 Cardones220 100 ago-32

Eol III 03 Maitencil220 204 sep-32

Hidro X Región Pichirro 220 400 ene-33

Carbón Charrúa Nva_Charrua500 600 abr-33

Eol VIII 02 Charrua220 184 ago-33

Solar V 01 Quillota220 100 abr-34

Eol IV 01 PColorada220 128 ene-35

Solar III 01 CPinto220 200 sep-35

Solar RM 01 Polpaico220 120 oct-29

Proyecto Fecha Inicio Barra Potencia (MW)

Jama (ex - San Pedro III) abr-15 A110 30

Pular (ex - San Pedro IV) oct-15 A110 24

Paruma (ex - San Pedro I) oct-15 A110 17

Andes Solar may-15 Andes220 21

Arica Solar 1 (Etapa I) sep-15 Parinacota220 18

Arica Solar 1 (Etapa II) sep-15 Parinacota220 22

Lascar (ex - San Pedro II) Oct-15 A110 30

Salín (ex - Calama Sur) ene-16 Calama110 30

Uribe Solar nov-15 Esmeralda220 50

Quillagua I dic-15 Crucero220 23

Atacama I Dic-15 Encuentro220 100

Quillagua II abr-16 Crucero220 27

Cochrane U1 may-16 Encuentro220 236

Bolero I (ex - Laberinto I) may-16 Laberinto220 42

Finis Terrae jun-16 Encuentro220 138

Huatacondo jul-16 Lagunas220 98

Blue Sky 2 ago-16 Encuentro220 51

Bolero II (ex - Laberinto II) oct-16 Laberinto220 42

Kelar oct-16 Kapatur220 517

Cochrane U2 oct-16 Encuentro220 236

Blue Sky 1 oct-16 Encuentro220 34

Quillagua III feb-17 Crucero220 50

Cerro Dominador mar-17 Encuentro220 110

Infraestructura Energética

Mejillones

Jun-18

Los Changos 350

Irruputuncu jun-21 Collahuasi220 50


30

Cabe indicar que con el Plan de Obras señalado se cumple con el abastecimiento de la

demanda del SIC y, por lo tanto, con lo indicado en el Oficio Circular SEC N°10.666 del 27 de

octubre de 2010. Este Oficio señala que, “los CDEC deberán considerar en su análisis todas

aquellas obras, ya sea existentes, en construcción, en proyecto, o bien formalmente

recomendadas, que técnicamente permitan abastecer la demanda, cumpliendo las exigencias

de seguridad y calidad de servicio contenidas en la ley”, esto para efectos de la interpretación

de desarrollos efectivos en materia de generación.

De esta forma, en consideración al Oficio señalado, para efectos de las recomendaciones

realizadas en este informe, todas las obras de generación indicadas en el Cuadro 10, el Cuadro

12 y el Cuadro 13 han sido consideradas en el análisis.

En virtud de la obligación establecida en el artículo 150° bis del DFL Nº4 de 2006 del

Ministerio de Minería, se han estimado los porcentajes de energía anual que deben ser

inyectados por medios de generación renovables, de acuerdo a los criterios señalados en el

artículo 1° transitorio de la ley 20.257, modificado por el artículo 2° de la ley 20.698. De

acuerdo a lo indicado en la ley este aumento progresivo se aplicará de la siguiente forma:

Para los contratos celebrados con posterioridad al 31 agosto de 2007 y con

anterioridad al 1 de julio de 2013, los retiros afectos a la obligación al año 2015

deberán cumplir con el 5,5%, los del año 2016 con el 6% y así sucesivamente hasta

alcanzar el año 2024 el 10%.

Para los contratos firmados con posterioridad al 1 de julio de 2013, la obligación

aludida será del 5% al año 2013, con incrementos del 1% a partir del año 2014 hasta

llegar al 12% el año 2020, e incrementos del 1,5% a partir del año 2021 hasta llegar al

18% el año 2024, y un incremento del 2% al año 2025 para llegar al 20% el año 2025.

En base a la información disponible en el catastro de contratos de suministro del SIC, se

han calculado los porcentajes de requerimientos de energía en base a centrales ERNC de

acuerdo a las exigencias normativas. Adicionalmente se han calculado las cuotas

incorporadas en cada uno de los escenarios analizados.

Solar SING I mar-22 Lagunas220 150

Eólico SING I ene-23 Laberinto220 200

Solar SING IV ene-23 Encuentro220 150

Solar SING II ene-24 PozoAlmonte220 150

Eólico SING II sep-24 Lagunas220 200

Eólico SING IV ene-25 ElAbra220 200

Tarapacá I ene-27 Tarapaca220 300

Solar SING III jul-27 Laberinto220 200

Solar SING V mar-28 Calama110 75

Mejillones I jun-28 Chacaya220 350

Eólico SING III jul-28 ElAbra220 300

Mejillones III dic-29 Chacaya220 380

Eólico SING V ene-30 Encuentro220 300


31

Cuadro 14: Porcentajes de energía ERNC generada

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Base 10.6% 13.4% 15.4% 15.1% 14.7% 14.3% 14.1% 14.4% 14.7% 15.2% 16.2%

ERNC Norte A 10.4% 13.2% 15.6% 16.8% 16.9% 16.7% 16.3% 16.5% 16.8% 16.9% 17.6%

ERNC Norte C 10.4% 13.2% 15.6% 16.8% 16.8% 16.6% 17.1% 17.2% 17.5% 17.6% 18.3%

ERNC SUR 10.2% 12.8% 15.5% 16.5% 16.6% 16.0% 15.6% 16.0% 16.4% 16.8% 17.5%

% requerido 3.9% 4.5% 5.4% 6.4% 7.2% 8.5% 10.3% 12.1% 13.7% 15.5% 17.7%

Del Cuadro 14 se desprende que todos los escenarios cumplen con los requerimientos

señalados en la ley.


32

6 SISTEMA DE TRANSMISIÓN

En los análisis realizados se consideraron los proyectos del transmisión en el Sistema Troncal

actualmente en construcción, adjudicados y/o por adjudicar, que son modelados en el

programa de coordinación hidrotérmica de acuerdo a lo establecido en el Estudio de

Transmisión Troncal del cuatrienio 2015-2018, los decretos de expansión N° 115 y 116

exentos del 2 de mayo de 2011, el decreto de expansión N° 82 exento del 24 de marzo de

2012, el N°310 de agosto de 2013, el decreto de expansión N° 201 del 2 de junio de 2014 y el

decreto de expansión N°158 de abril de 2015 (desde el Cuadro 16 al Cuadro 21).

Las fechas de entrada de estos proyectos corresponden a las mejores estimaciones con que

cuenta la DPD junio de 2015 a partir de las respuestas a las solicitudes sobre el estado de

avance de las obras de transmisión y la información remitida con motivo del catastro público

que indica el artículo 37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/2007).

6.1 Obras de transmisión troncal decretadas

A continuación se detallan las obras que se encuentran decretadas o bien en construcción.

Cuadro 15: Obras de Transmisión Troncal en construcción a agosto de 2014.

Fecha de

Entrada Obra Capacidad [MVA]

oct-2015 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: primer circuito. 1x1732 (35° C,

c/sol)

Cuadro 16: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 115 del 2 de mayo de 2011

Fecha

estimada de

entrada

Obra Capacidad

[MVA]

jun-2015 Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I 750

sep-2015 Nueva Línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV: tendido primer circuito

1 x 290

ene-2018 Nueva Línea Cardones – Maitencillo 2x500 kV 2 x 1500

ene-2018 Nueva Línea Maitencillo – Pan de Azúcar 2x500 kV 2 x 1500

ene-2018 Nueva Línea Pan de Azúcar – Polpaico 2x500 kV 2 x 1500

feb-2018 Nueva Línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV: tendido primer circuito 1 x1400

may-2018 Nueva Línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV: tendido primer circuito 1 x 290

Cuadro 17: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 116 del 2 de mayo de 2011

Fecha estimada de

entrada Obra

may-2015 Ampliación de la S/E Ciruelos: Barra de Transferencia y Paño Acoplador 220 kV

jun-2015 Incorporación de Barra de Transferencia en 220 kV en la S/E Diego de Almagro

may-2015 Incorporación de Barra de Transferencia en 220 kV en la S/E Los Vilos

Cuadro 18: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 82 del 24 de marzo de 2012


33

Fecha estimada de

entrada Obra

Capacidad

[MVA]

ene-2016 Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV 750

oct-2018 Nueva Línea Rapel – A.Melipilla 1x220 kV 1 x290

oct-2018 Nueva Línea Lo Aguirre – A.Melipilla 2x220 kV. Tendido un

circuito

1 x 290

Cuadro 19 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 310 del 8 de agosto de 2013

Fecha

estimada de

entrada

Obra Capacidad [MVA]

Feb-2016 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: segundo circuito. 1x1732 (35° C, c/sol)

Ene-2017 Seccionamiento S/E Ciruelos

Feb-2018 Tercer Transformador A.Jahuel 500/220 kV 1x750

ene-2018 Banco Autotransformadores, 500/220 kV, 750 MVA. S/E Nueva Cardones, S/E Nueva Maitencillo y S/E Nueva Pan de Azúcar

1x750

abr-2016 Ampliación S/E Ancoa 500 kV

abr-2015 Ampliación S/E Pan de Azúcar 220 kV

jul-2015 Ampliación S/E Cardones 220 kV

jul-2015 Ampliación S/E Cerro Navia 220 kV

jul-2015 Ampliación S/E Maitencillo 220 kV

nov-2015 Ampliación S/E Polpaico 500 kV y cambio de interruptor paño acoplador 52JR

sep-2015 Ampliación S/E Rapel 220 kV e instalación de interruptor 52JS

ene-2016 Ampliación S/E Charrúa 500 kV y cambio interruptor paños acopladores 52JR1, 52JR2, 52JR3

oct-2017 Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV

oct-15 Ampliación S/E Las Palmas 220 kV

oct-15 Cambio interruptor paño acoplador 52JR S/E Alto Jahuel

Cuadro 20: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 201 del 2 de junio de 2014

Fecha estimada

de entrada Obra

Capacidad

[MVA]

feb-2017 Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, con seccionamiento en S.E. Carrera Pinto

1x290

ene-2017 Seccionamiento barra principal en Carrera Pinto

dic-2016 Aumento de capacidad de línea Maitencillo - Cardones 1x220 kV 1x260

mar-2017 Seccionamiento barras 500 kV subestación Alto Jahuel

mar-2017 Seccionamiento barras 500 kV subestación Ancoa

mar-2017 Seccionamiento barras 500 kV subestación Charrúa

may-2018 Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli 1x290

feb-2017 Seccionamiento completo en subestación Rahue

jul-2018 Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 y nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV, 750 MVA

feb-2021 Línea 2x500 kV Pichirropulli - Puerto Montt, energizada en 220 kV 2x1500

Cuadro 21: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 158 del 22 de abril de 2015

Fecha estimada

de entrada Obra

Capacidad

[MVA]

oct-17 Ampliación S.E. Carrera Pinto 220 kV

oct-17 Seccionamiento del circuito 1 Cardones – Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto

mar-18 Repotenciamiento Cardones - Carrera Pinto - Diego de Almagro 1x220 kV 400

abr-17 Ampliación S.E. San Andrés 220 kV

oct-17 Ampliación S.E. Cardones 220 kV

oct-17 Cambio de Interruptores 53J y 52J10 en S.E. Alto Jahuel 220 kV


34

oct-17 Cambio de Interruptores 52JS, 52JCE1,52J6, 52JZ3 y 52J7 en S.E. Alto Jahuel

oct-17 Cambio de Interruptores 52JT5, 52JT6 y 52J15 en S.E. Charrúa 220 kV

oct-17 Cambio de Interruptores 52J23, 52J3 en S.E. Charrúa 220 kV

oct-17 Nueva Subestación seccionadora Puente Negro 220 kV

Jul-17 Ampliación S.E. Temuco 220 kV

may-18 Subestación seccionadora Nueva Diego de Almagro

Nov-19 Nueva línea 2x220 kV entre S.E. Nueva Diego de Almagro – Cumbres y Banco de Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV

600,1x750

May-18 Nueva Línea 2x220 kV, 1500 MW entre S.E. Los Changos y S.E. Kapatur (*)

Nov-20 Nueva Línea 2x500 kV, 1500 MW entre S.E. Los Changos y S.E. Nueva Crucero Encuentro, Bancos de Autotransformadores 2x750 MVA 500/220 kV en S.E. Nueva Crucero Encuentro y Banco de Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S.E. Los Changos. (*)

(*) Estos proyectos corresponden a la denominada “Obra Nueva de Interconexión Troncal SIC-SING”

Adicionalmente, en el Plan de Expansión correspondiente al decreto 158-2015 se indicó que el

proyecto “Sistema de Transmisión 500 kV, Mejillones – Cardones” de la empresa Transmisión

Eléctrica del Norte S.A. (TEN) debía cumplir ciertas exigencias para que fuera efectivo el

desarrollo de la obra de interconexión entre los sistemas SIC y SING indicada en la tabla

anterior. De no cumplirse las condiciones referidas, la obra de interconexión entre los

sistemas eléctricos a desarrollar corresponderá a una Nueva Línea de Interconexión Nueva

Cardones – Nueva Crucero Encuentro HVDC en ± 500 kV, entre la S.E. Nueva Cardones y la S.E.

Nueva Crucero Encuentro, con sus estaciones conversoras correspondientes. Debido a que a la

fecha se han cumplido las exigencias indicadas, se ha considerado pertinente suponer la

ejecución del proyecto de interconexión HVAC y de la obra de la empresa TEN con las

condiciones descritas en el decreto, incluyendo su puesta en servicio de acuerdo a lo indicado

en el Cuadro 29.

6.2 Proyectos de transmisión

i. Proyectos del Plan Cuadrienal

A continuación se listan las obras incorporadas en el Informe Técnico de la CNE que enmarca

la revisión 2015 del ETT. Se incluye la fecha estimada de puesta en servicio a partir de los

plazos contenidos en el Estudio de Transmisión Troncal y las fechas estimadas de inicio de los

procesos de adjudicación (Figura 1) como consecuencia de la presente propuesta.

Cuadro 22: Proyectos de transmisión del plan cuadrienal, Resolución Exenta N°316/2015

Fecha

estimada de

puesta en

servicio

Proyecto Tipo VI ref

MUSD

AVI ref

MUSD

COMA

ref

MUSD

jun-2019 Cambio de conductor línea 2x220 kV Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada – Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 MVA.

Ampliación (Transelec)

102 ,637 9 ,905 1 ,970

jun-2018 Seccionamiento segundo circuito línea 2x500 kV Polpaico – Alto Jahuel en S/E Lo Aguirre.

Ampliación (Transelec)

13 ,380 1 ,309 256

jun-2018 Seccionamiento completo del circuito Don Goyo - Las Palmas más Ampliación - - -


35

paños para interconectar el proyecto Talinay, en tecnología AIS. (*) (El Arrayán)

jun-2018 Seccionamiento completo del circuito Pan de Azúcar – La Cebada más paños para interconectar el proyecto Monte Redondo, en tecnología GIS.

Ampliación (EPM Chile)

- - -

ene-2022 Nueva línea 2x500 kV Polpaico –Los Almendros – Alto Jahuel 1800 MVA, tendido de un circuito.

Obra Nueva 126 ,241 12 ,353 2 ,423

ene-2022 Nueva línea 2x500 kV Cautín–Ciruelos 2500/1500 MVA, tendido de dos circuito energizados en 220 kV.

Obra Nueva 115 ,044 11 ,257 2 ,208

(*): Obras propuestas que deberán someterse a la evaluación de puntos óptimos de conexión al STT, llevado a cabo por la

Dirección de Planificación y Desarrollo (DPD) de los CDEC, de acuerdo a las nuevas exigencias incluidas en la Norma Técnica de

Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS).

ii. Proyectos Presentados por Empresas Promotoras

a. Proyectos de expansión

En el Cuadro 23 se listan los proyectos presentados a la DPD como propuestas de expansión

troncal con motivo de la Revisión 2015 del ETT.

Cuadro 23: Proyectos de expansión de transmisión presentados por empresas proponentes

Fecha

estimada

de puesta

en servicio

Designación Proyecto VI ref

MMUSD Proponente

May-18 ProyectoP.E 1 S.E. Seccionadora Talinay III Este 220 kV de la línea Las Palmas – Pan de Azúcar

18.66 Enel Green Power

Jun-16 ProyectoP.E 2 S.E. Seccionadora El Romero 220 kV de la línea Maitencillo – Pta. Colorada

2.09 Acciona Energía

Oct-16 ProyectoP.E 3 S.E. Seccionadora Piñon Verde de la línea 220 kV Temuco – Duqueco

7 RES Chile

2017 ProyectoP.E 4 S.E. Seccionadora Lastarria 220 kV de la línea Cautín - Ciruelos

12.5 Transnet

(1) ProyectoP.E 5 S.E. Seccionadora Santa Isabel 2x220 kV de la línea Ancoa - Itahue

12 Transnet

(1) ProyectoP.E 6 Subestación seccionadora Nueva Cautín (1) Transelec

(1) ProyectoP.E 7

Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, energizada en

220 kV

(1) Transelec

(1) ProyectoP.E 8

Nueva línea 2x500 kV Alto Jahuel – Polpaico, primer

circuito

(1) Transelec

(1) ProyectoP.E 9 Subestación seccionadora Nueva Las Palmas (1) Transelec

(1) ProyectoP.E 10 Ampliación S/E Ciruelos 220 kV (1) Transelec

May-19 ProyectoP.E 11 Seccionamiento línea 1x220 kV Charrúa – Hualpén en S/E

Concepción 11 Transelec

(1) ProyectoP.E 12 Ampliación tramo 220 kV Nogales - Maitencillo (1) Transelec

(1) En desarrollo por parte de la empresa promotora


36

b. Proyectos de Normalización

Cuadro 24: Proyectos de ampliación en subestaciones presentados por empresas proponentes

Fecha

estimada

de puesta

en

servicio

Designación Proyecto VI ref

MMUSD Proponente

(1) ProyectoP.N 1 Ampliación capacidad de barras y cambio a configuración interruptor y medio S/E Cardones

(1) Transelec

(1) ProyectoP.N 2 Ampliación SE Polpaico 220 kV (1) Colbún

(1) ProyectoP.N 3 Ampliación SE Los Maquis 220 kV (1) Colbún

(1) ProyectoP.N 4 Ampliación capacidad de barras y cambio a configuración interruptor y medio S/E Pan de Azúcar

(1) Transelec

(1) ProyectoP.N 5 Ampliación capacidad de barras y cambio a configuración interruptor y medio S/E Alto Jahuel

(1) Transelec

Nov-18 ProyectoP.N 6 Cambio conexión transformación en Alto Jahuel ATR 4 y 5 6.5 Transelec

(1) En desarrollo por parte de la empresa promotora

iii. Proyectos Dirección de Planificación y Desarrollo

Cuadro 25: Proyectos de expansión de transmisión analizados por la DPD

Fecha

estimada

de puesta

en servicio

Proyecto VI ref

MUSD

Ene-20 Nueva línea 2x220 kV, 2x200 MVA Cardones – (Carrera Pinto) – Diego de Almagro 78 ,195

Jul-20 Cambio de Conductor Cardones – (Carrera Pinto) – Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA a 2x400

MVA

40 ,304

Nov-19 Rediseño de capacidad Línea Nueva Diego de Almagro – Cumbres 2x220 kV a 600 MVA 13 ,579

Nov-19 Rediseño de capacidad Línea Nueva Diego de Almagro – Cumbres 2x220 kV a 750 MVA 15 ,232

Ene-20 Nuevo transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Cumbres 18 ,772

Ene-21 Nueva línea 2x220 kV, 2x500 MVA Nueva Maitencillo – Punta Colorada -Nueva Pan de Azúcar 117 ,488

Ene-21 Nueva línea 2x220 kV, 2x500 MVA Pan de Azúcar – Las Palmas 79 ,860

Ene-21 Nueva línea 2x220 kV, 2x500 MVA Las Palmas – Nogales 91 ,931

Jun-19 Repotenciamiento a 2x500 MVA Tramo Maitencillo – Punta Colorada Pan de Azúcar 2x220 kV 60 ,001

Jun-19 Repotenciamiento a 2x 500 MVA Tramo Pan de Azúcar-Las Palmas 2x220 kV 48 ,001

Jun-19 Repotenciamiento a 2x 500 MVA Tramo Las Palmas-Los Vilos-Nogales 2x220 kV 53 ,311

Ene-20 S.E. Seccionadora Nueva Las Palmas 500 y transformador 750 MVA 500/220 kV 55 ,560

Ene-20 Segundo Transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Nueva Charrúa y Tendido segundo circuito

Nueva Línea Charrúa - Ancoa

54,730

Ene-22 Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Cautín - Ciruelos 1700 [MVA], tendido de dos circuitos energizados en

220 [kV]

133 ,597

Ene-22 Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1700 [MVA], tendido de dos circuitos energizado en

220 [kV]

87 ,740

Ene-23 Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 1700 [MVA], tendido de dos circuitos energizado en

220 [kV]

87 ,666

Ene-23 Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Mulchén – Nueva Cautín 1700 [MVA], tendido de dos circuitos

energizado en 220 [kV]

143 ,753


37

A partir de los análisis de requerimientos normativos en las subestaciones, la DPD ha

elaborado y solicitado observaciones de proyectos de normalización a las respectivas

empresas propietarias de las instalaciones. Producto de lo anterior, en el Cuadro 24 se listan

los proyectos que han sido analizados como propuestas de normalización de instalaciones

troncales en la presente revisión del ETT.

Cuadro 26: Proyectos de normalización de subestaciones analizados por la DPD

(*) La elaboración del proyecto se encuentra en desarrollo por la DPD, a la espera de antecedentes adicionales.

Plazo Proyecto VI ref MUSD Responsable

24 meses S/E Diego de Almagro 1: Aumento Capacidad Barras (*) 1 ,171 Transelec

24 meses S/E Diego de Almagro 2: Incorporación Desconectador Circuito 1 Nueva

línea D.Almagro-Cardones 2x220 kV (*)

497 Eletrans

24 meses S/E Don Goyo: seccionamiento tramo P. Azúcar-Las Palmas 2x220 kV (*) P.E EL Arrayán

24 meses S/E La Cebada: seccionamiento tramo P. Azúcar-Las Palmas 2x220 kV 8 ,288 EPM CHILE

24 meses S/E Los Maquis: modificación topología subestación 9 ,834 Colbún

24 meses S/E Polpaico: Conexión J12 a la barra de transferencia 344 Colbún

24 meses S/E Lo Aguirre: seccionamiento segundo circuito A.Jahuel-Polpaico 2x500

kV

13 ,380 Transelec

24 meses S/E Chena: Conexión J3 y J4 a la barra de transferencia 1 ,461 Transelec

24 meses S/E Chena: Seccionamiento barra principal con Incorporación de un

interruptor seccionador de barra y un interruptor acoplador

2 ,319 Chilectra

12 meses S/E Alto Jahuel: Conexión J3 y J10 a la barra de transferencia 561 Colbún

24 meses S/E Puerto Montt: Conexión a barras 1 y 2 3 ,262 / 4

,090

Transelec


38

6.3 Diagrama unilineal simplificado

Figura 12. Diagrama Unifilar Simplificado Sistema Interconectado Central

Obras Decretadas

Obras en evaluación

Obras de Interconexión SIC - SING

Kapatur220 NvaCruceroEncu220

LosChangos220 NvaCruceroEncu500

LosChangos500

cumbres500

290MVA 400MVA

cardone500 1x750 MVA

2x1700 MVA 1x750 MVA

1x750 MVA

1x750 MVA

2x1700 MVA

d.almag220

c.pinto220

cardone220

maitenc220

nogales220

p.azuca220

l.vilos220

p.colorada220

p.azuca500

maitenc500

quillot220

polpaic220

a.jahue220

lampa__220

c.navia220

c.chena220

a.jahue500

ancoa__500

ancoa__220

charrua500

candela220

maipo__220

hualpen220

itahue_220

charrua220

temuco_220

esperan220

p.montt220

cautin_220

valdivi220

l.cirue220

Rahue220

lagunil220

aguirre500

colbun220

rapel220

melipilla220

Pichirropu220

aguirre220

Mulchen 220kV

s.andres220

Talinay220

ElArrayan

M.Redondo220

L.Cururos220

l.Palmas220

Nva Charrua 500kV

Hacia Enlace

Nva.Dalmag220

S/E Polpaico 500kV

Los Almendros 500

Los Almendros220

PteNegro 220

Ancoa 500kV

Hualpen 220kV

Esperanza 220kV

Temuco 220kV

Mulchen 220kV

Charrúa 220kV

Nv a. Charrúa 500kV

Energizada en 220 kV

Nv aCharrúa 220kV

Charrúa 500kV


Nv aCharrúa 220kV

Linea de 500 kV Energizada en 220 kV

Nv aCharrúa 220kV

Linea de 500 kV Energizada en 220 kV Nv a.PMontt 220kV

maquis220

llano220


39

6.4 Limitaciones en la capacidad de transmisión

En el análisis de flujos esperados, respecto de las limitaciones de transmisión utilizadas, se

considera lo siguiente:

Para el sistema de transmisión troncal se utilizan límites de transmisión que consideran la

aplicación del criterio N-1 por capacidad térmica de los circuitos u otras eventuales

limitaciones.

En los sistemas de subtransmisión y adicionales se suponen las ampliaciones que fueran

necesarias de tal forma de no restringir los flujos esperados en el sistema troncal.

Respecto de los gráficos, el sentido de los flujos es positivo cuando coincide con la

definición del nombre del tramo indicado en ellos. Para aquellos tramos en los que se ha

modelado una obra de expansión, en la gráfica se muestra con línea roja el nuevo límite de

transmisión y en línea punteada el límite en caso de no ejecutar el proyecto, a menos que

se indique lo contrario.

Las limitaciones estimadas en el presente estudio no necesariamente coinciden con las

utilizadas en la operación real, lo cual se debe a que la normativa vigente contempla

distintas exigencias para la planificación, respecto de la operación.


40

Cuadro 27: Resumen limitaciones de transmisión.

Tramo Año Mes

Límite Origen de

la

limitación4

Criterio

Seguridad Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión

MVA

Desde el Norte a Cardones 2015 - 197 LT-C N L. 1x220 kV, 1x197 MVA

2017 Feb 350 LT-C N-1/Ajus + Nueva L. 2x220 kV, 2x290 MVA Dos circuitos secc. en S/E C. Pinto

2017 Nov 350 LT-C N-1/Ajus + Seccionamiento completo en C. Pinto Tres circuitos secc. en S/E C. Pinto

2018 Abr 580 LT-C N-1/Est

+ Aumento capacidad línea 1x220 kV Cardones – C.

Pinto – Diego de Almagro (400MVA)

Cardones 500/220 kV 2018 Ene 430 LT N-1/Ajus Transformador 1x750 MVA Lim. Calculado en ANEXO 1

Maitencillo – Cardones 220 kV 2015 - 420 LT N-1/Ajus L. 2x220 kV, 2x290 MVA + L. 1x220 kV, 1x197 MVA Lim. Vigente

2017 Ene 520 LT N-1/Ajus + Repot. L. 1x220 kV, 1x197 a 1x260 MVA

2018 Ene 660 LT N-1/Ajus + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - Cardones Considera redistribución por 500 kV

Maitencillo 500/220 kV 2018 Ene 430 LT N-1/Ajus Transformador 1x750 MVA Lim. Calculado en ANEXO 1

Maitencillo – P. Colorada 220 kV

2015 - 197 LT-C N-1 /Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA

2015 - 394 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte – sur

2018 Ene 225 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - P. de Azúcar Considera redistribución por 500 kV

P. Colorada – P. de Azúcar 220 kV

2014 - 197 LT-C N-1/Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA

2015 Ene 394 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte – sur

2018 Ene 265 LT-C N-1/Ajus + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - P. de Azúcar Considera redistribución por 500 kV

P. Azúcar – Las Palmas 220 kV 2015 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA


2018 Ene 270 LT-C N-1 / Ajus +Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar

Considera redistribución por 500 kV

Pan de Azúcar 500/220 kV 2018 Ene 430 LT N-1/Ajus Transformador 1x750 MVA Lim. Calculado en ANEXO 1

Las Palmas – Los Vilos 220 kV 2015 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA


2018 Ene 270 LT-C N-1 / Ajus

+Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar

Considera redistribución por 500 kV

Los Vilos – Nogales 220 kV 2015 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA


4 LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post contingencia).


41

Tramo Año Mes

Límite Origen de

la

limitación4

Criterio


MVA

2018 Ene 270 LT-C N-1 / Ajus

+Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar

Se utiliza valor del tramo Las Palmas – Los Vilos 220 kV.

Nogales – Quillota 220 kV 2015 - 448 LT-C N-1/Ajus L. 2x220 kV, 2x224 MVA Redist. post contingencia.

Polpaico – Nogales 220 kV 2015 - 1500 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x1500 MVA

Polpaico – Quillota 220 kV 2015 - 1300 LT-ES N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x1440 MVA Límite por desconectador en S/E Quillota. Límite actual

2016 Jul 1422 LT-C N-1 / Est

+ cambio de desconectador en S/E Quillota y TT/CC en ambas SS.EE.

Obra en construcción

Cerro Navia – Polpaico 220 kV 2015 - 540 LT-C N-1 / Ajus L. 2x220 kV, 2x310 MVA Redist. post contingencia.

Lo Aguirre – Cerro Navia 2019 Ene 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x220 kV, 2x1500 MVA

Lo Aguirre 500/220 kV 2015 Oct 750 LT N-1/Ajus Transformador 1x750 MVA Redist. post contingencia.

Melipilla – C. Navia 220 kV 2015 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA

Melipilla – Lo Aguirre 220 kV 2015 Jul 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA Seccionamiento en S/E Lo Aguirre

2018 Jun 394 LT-C N-1 / Est + Nueva L. 1(2)x220 kV, 1(2)x290 MVA Tendido primer circuito

Rapel – Melipilla 220 kV 2015 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA

2018 Jun 394 LT-C N-1 / Est + Nueva L. 1x220 kV, 1x290 MVA

Chena – Cerro Navia 220 kV 2015 - 510 LT-C N-1 / Ajus L. 2x220 kV, 2x400 MVA Redist. post contingencia.

Alto Jahuel – Chena 220 kV 2015 - 1050 LT-C N-1 / Est L. 4x220 kV, 2x400 MVA + 2x350 MVA

Alto Jahuel al norte 500 kV 2015 - 1870 LT-C N-1 / Est + Seccionamiento L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV Cable Colbún E/S, redistribución post contingencia

Polpaico 500/220 kV 2015 - 1200 LT N-1/Ajus Transformadores 2x750 MVA

Alto Jahuel 500/220 kV 2015 - 1500 LT N-1/Ajus Transformadores 2x750 MVA

2018 Jul 2250 LT N-1/Ajus Transformadores 3x750 MVA

Ancoa - Alto Jahuel 500 kV 2015 - 1810 LT-C N-1 / Ajus L. 1x500 kV, 1x1544 MVA + L. 1x500 kV, 1x1800 MVA Lím. Conductor circuito 1 Ancoa – A. Jahuel 500 kV.

2015 Oct 21505 LT-ES N-1 / Ajus + Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA

Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV

2016 Feb 2770 LT-ES N-1 / Ajus + 2do circuito Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 2x500 kV Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV

2018 May 3550 RT N-1 / Ajus + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x500 kV, 1x1766 MVA + Nueva Charrúa 500/220 kV 1x750 MVA

Lím. Calculado en ANEXO 1

Ancoa 500/220 kV 2015 - 750 LT N Transformador 1x750 MVA

2016 Sep 1150 LT N-1 / Ajus + Transformador 1x750 MVA

Charrúa – Ancoa 500 kV 2015 - 1500 LT - ES N-1 / Ajus L. 2x500 kV, 2x1766 MVA Sobrecarga admisible en CC.SS. (más de 30 min)

2018 Feb 2100 LT - ES N-1 / Est + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x500 kV, 1x1766 MVA Limitación por tramo Charrúa 500/220 kV

2018 May 2660 LT - ES N-1 / Est + Nueva Charrúa 500/220 kV 1x750 MVA Limitación por tramo Charrúa 500/220 kV

Charrúa 500/220 kV 2015 - 1500 LT N-1 / Est Transformadores 3x750 MVA

2018 Feb 2100 LT N-1 / Ajus + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x500 kV, 1x1766 MVA Sobrecarga admisible (más de 30 min.)

2018 May 2680 LT N-1 / Ajus + Nueva Charrúa 500/220 kV 1x750 MVA Sobrecarga admisible (más de 30 min.)

5 Límite establecido por restricciones en tramos al sur de Ancoa.


42

Tramo Año Mes

Límite Origen de

la

limitación4

Criterio


MVA

Ancoa – Colbún 220 kV 2015 Abr 600 LT-C N-1 / Ajus L. 1x220 kV, 1x600MVA Redist. post contingencia.

Colbún – Candelaria 220 kV 2015 - 900 LT-C N-1 / Ajus + Interconexión Ancoa – Colbún

Candelaria – Maipo 220 kV 2015 - 600 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x600 MVA

Maipo – Alto Jahuel 220 kV 2015 - 600 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x600 MVA

Ancoa – Itahue 220 kV 2015 - 400 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x400 MVA

Charrúa – Lagunillas 220 kV 2015 - 150 LT-C N-1 / Ajus L. 1x220 kV, 1x366 MVA Redist. post contingencia.

Charrúa – Hualpén 220 kV 2015 - 150 LT-C N-1 / Ajus L. 1x220 kV, 1x227 MVA Redist. post contingencia.

Charrúa - Mulchén 220 kV 2015 - 549 LT-ES N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x581 MVA Lím. TTCC S/E Charrúa

Mulchén – Cautín 220 kV 2015 - 457 LT-ES N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x581 MVA Lím. TTCC S/E Cautín

Charrúa - Temuco 2015 - 264 LT-C N-1 / Est L. 1x220 kV, 1x264 MVA

Temuco - Cautín 2015 - 193 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x193 MVA

Cautín al Sur 2015 - 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos

Cautín – Ciruelos 220 kV 2017 - 145 LT-C N-1 / Est + Seccionamiento completo en Ciruelos

Ciruelos al Sur 220 kV 2015 - 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos

2017 Ene 145 LT-C N-1 / Est + Seccionamiento completo S/E Ciruelos

2018 May 320 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 2x290

MVA

Suma de los tres circuitos

Valdivia al Sur 2015 - 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos

2016 Dic 145 LT-C N-1 / Est + seccionamiento completo en S/E Rahue

Pichirropulli al Sur 2018 May 145 LT-C N-1 / Ajus L. 2x220 kV, 1x193 y 1x145MVA Suma de ambos circuitos

2021 Feb 435 LT-C N-1 / Ajus Nueva L. P.Montt – Pichirropulli 2x220(500)kV, 2x290

(1500) MVA

Suma de los 4 circuitos


43

7 UTILIZACIÓN ESPERADA Y RECOMENDACIÓN DE EXPANSIÓN DE LOS

TRAMOS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL

A continuación se presenta la utilización esperada de los tramos del sistema de transmisión

troncal, incluyendo para cada uno de ellos un diagrama simplificado de las instalaciones

existentes, en construcción y las obras propuestas. Para efectos de determinar las

transferencias esperadas se consideran las expansiones necesarias aumentando el límite

admisible en aquellos tramos en que se observa congestión, mediante el supuesto de un

aumento de capacidad de transmisión, acorde a la ejecución de una eventual obra propuesta y

sus respectivos plazos estimados.

En aquellos tramos en que se observan saturaciones se obtiene un indicador de sobrecarga

anual para el tramo, el cual representa el porcentaje de horas en que el flujo superaría el

límite admisible sin considerar la materialización de las obras propuestas, sobre el universo

del total de horas simuladas para el año en cuestión (probabilidad de exceder la transferencia

máxima admisible).

Una vez identificados los tramos que presentarían congestión se analizan y evalúan

económicamente las alternativas de expansión que permite dar solución a las problemáticas

detectadas.

7.1 Zona norte

El análisis de la zona norte muestra el estudio de los flujos esperados para los tramos

comprendidos entre las subestaciones Diego de Almagro y Polpaico.

El plan de obras de transmisión y los proyectos a considerar para la zona de detallan a

continuación:

Cuadro 28: Obras Zona Norte

Obras Zona Norte Fecha estimada

de PES

Obras en licitación

o construcción

Línea Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV, (1) de 2x290 MVA Sep-2015

Modificación Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV, 1x197 MVA a 1x260 MVA Dic-2016

Sistema de 500 kV entre las SS.EE. Polpaico y Cardones Ene-2018

Seccionamiento del circuito 1 Cardones-Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto Oct-2017

Cambio conductor Cardones - Carrera Pinto - Diego de Almagro 1x220 kV Mar-2018

Subestación seccionadora Nueva Diego de Almagro 220 kV may-2018

Nueva Línea Diego de Almagro - Cumbres 2x220, 2x600MVA Nov-2019

Transformador 1x750, 500/220 kV en S.E. Cumbres Nov-2019

Proyectos de

expansión a

considerar

Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada –

Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA] Jun-2019

Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA a

2x400 MVA Jul-2020

Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – San Andrés – Nueva Cardones 290 [MVA], tendido de

un circuito Ene-2021

Adecuación de capacidad Línea Nueva Diego de Almagro – Cumbres 2x220 kV Nov-19

Nuevo transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Cumbres Ene-20


44

Nueva línea 2x220 kV, 2x500 MVA Maitencillo – Punta Colorada - Pan de Azúcar Ene-21

Nueva línea 2x220 kV, 2x500 MVA Pan de Azúcar – Las Palmas Ene-21

Nueva línea 2x220 kV, 2x500 MVA Las Palmas – Nogales Ene-21

Adicionalmente se consideran en la modelación los proyectos de la empresa TEN y las líneas

de interconexión SIC - SING:

Cuadro 29: Obras Zona Norte TEN e interconexión

Obras Zona Norte Fecha estimada

de PES

Obras en

construcción

Línea Los Changos – Cumbres - Nueva Cardones 2x500 kV, 2x1500 MVA Ene-18

Bancos de Autotransformadores 2x 750 MVA 500/220 kV en Los Changos Ene-18

Obras decretadas

Nueva Línea Los Changos – Kapatur 2x220 kV, 1500 MW May-18

Nueva Línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 2x500 kV 1500 MVA Nov-20

Bancos de Autotransformadores 2x750 MVA 500/220 kV en Nueva Crucero Encuentro Nov-20

Bancos de Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en Los Changos Nov-20

Ilustración 1.Diagrama simplificado zona norte

Kapatur220 NvaCruceroEncu220

LosChangos2200 NvaCruceroEncu500

LosChangos500

cumbres500

cardone500


1x750 MVA

2x1500 MVA

d.almag220

c.pinto220

cardone220

maitenc220

nogales220

p.azuca220

l.vilos220

p.colorada220p.azuca500

maitenc500

quillot220

polpaic220

ExistenteEn Licitación o Construcción

Proyecto

S.Andres220

L.Palm220M.Redondo220

L.Cebada220Talinay220

ElArrayan

Cumbres220

Hacia Enlace


45

7.1.1 Tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo

Instalaciones

existentes:

(1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA a 25°C -

Obras en construcción (2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA Pan de Azúcar – Maitencillo ene-18

(3)Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan de Azúcar ene-18

Obras a analizar: (4) Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada –

Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA]

Jun-19

(5) Nueva línea Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220 kV Ene-21

Ilustración 2.Diagrama de obras modeladas tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo

Escenario Base Escenario ERNC NA

Escenario ERNC NC

Figura 13: Flujos Punta Colorada – Maitencillo 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

1x750 MVA 1x750 MVA 1x750 MVA

2x1700 MVA 2x1700 MVA 2x1700 MVA

2x197 MVA

2x197 MVA 2x197 MVA 2 x 520 MVA 2 x 520 MVA


Maitenc500

Existente

En Licitación o Construcción

Proyecto

Ene-18 - May-19

P.Azucar220

Maitenc220

Maitenc220

P.Colorada220P.Colorada220

Abr-15 - Dic-17

Maitenc500

Jun-19 - Dic-20

Maitenc220

Maitenc500

Ene-21 - Mar-35

Maitenc220

P.Colorada220 P.Colorada220

P.Azucar220 P.Azucar220 P.Azucar220

Pelicano 220Pelicano 220 Pelicano 220 Pelicano 220

P.Azucar500 P.Azucar500 P.Azucar500

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Punta Colorada - Maitencillo 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


46


Escenario ERNC NC

Figura 14: Flujos Pan de Azúcar – Punta Colorada 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.


Escenario ERNC NC

Figura 15: Flujos Pan de Azúcar – Maitencillo 500 kV

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

abr-

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[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

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-400

-200

0

200

400

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[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

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[MW

]

Mes

Pan de Azúcar - Maitencillo 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

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0

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-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


47

i. Escenario Base

En la Figura 13 se puede apreciar que las transferencias por el tramo Maitencillo – Punta

Colorada 220 kV ocurren mayoritariamente en sentido Norte – Sur, lo que refleja, en buena

medida, la abundante presencia de centrales eólicas y solares al norte de Maitencillo, cuya

inyección se suma a la proveniente de las centrales térmicas del complejo Guacolda.

La ocurrencia de altas transferencias en sentido Norte – Sur entre las SS.EE. Maitencillo y

Nogales ha motivado la implementación del esquema de automatismos, cuya modelación se

aprecia en la figura a partir de abril de 2015. Desde la puesta en servicio del sistema de 500

kV entre Polpaico y Cardones se considera que este esquema queda fuera de servicio, de modo

que la limitación de transmisión correspondería a la calculada a partir de la redistribución de

flujos por los circuitos en paralelo de 220 kV y 500 kV.

En la Figura 15 se aprecia que las transferencias máximas por el tramo Pan de Azúcar -

Maitencillo 500 kV alcanzarían los límites de transmisión a partir de comienzos del año 2019

en caso de no considerar algún proyecto de expansión.

ii. Escenario Alternativo Norte Atacama

En este escenario, la incorporación de consumo en la S.E. Punta Colorada sumado a la mayor

inyección ERNC en el sistema de 220 kV se traduce en una mayor presión de los flujos sobre

los tramos Maitencillo – Punta Colorada 220 kV de norte a sur y Pan de Azúcar – Punta

Colorada 220 kV en ambos sentidos. Al igual que en escenario base se aprecian saturaciones

en la línea de 500 kV Pan de Azúcar – Maitencillo.

iii. Escenario Alternativo Norte Coquimbo

Al igual que en el Escenario ERNC Atacama, bajo los supuestos del Escenario ERNC Coquimbo

los tramos de 220 kV y los de 500 kV presentan una capacidad máxima de transferencia

inferior a lo requerido por el sistema para operar de la forma más económica a partir del año

2019.

7.1.1.1 Necesidades de expansión Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo

Tanto las líneas de 220 kV como las de 500 kV presentan algún grado de congestión que hace

pertinente la evaluación de un proyecto de expansión.

Cabe señalar que existe una relación directa entre las transferencias observadas por el

sistema de 220 kV y de 500 kV, donde las limitaciones de capacidad en el sistema de 500 kV

son absorbidas por el sistema de 220 kV como aumento de flujos esperados por este último y

viceversa. Por lo anterior, para el tramo se deben analizar como posibles alternativas de

expansión la combinación de los proyectos para 220 y 500 kV, las cuales son estudiados tanto

desde el punto de vista sistémico eléctrico como económico.


48

Se analizan como posibilidades de expansión el proyecto (4) y el proyecto (5). En la Figura 16

se presentan las transferencias para el tramo en 220 kV y el paralelo de 500 kV en caso de

considerar cada una de las alternativas de expansión.

Caso: Nueva Línea Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220 kV, 2x500 MVA

Caso: Repotenciamiento Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220 kV

Figura 16: Análisis de transferencias esperadas para proyectos en tramo Maitencillo – Pan de Azúcar 220 kV

La incorporación de una nueva línea Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220 kV

permite eliminar en buena medida la saturación por los tramos existentes de 220 kV, debido a

que aproximadamente 400 MVA peak se trasportarían por los nuevos circuitos de 220 kV.

Adicionalmente existe un efecto agregado de descongestión de los circuitos de 500 kV debido

a un aumento del límite de transferencias por efecto de los circuitos paralelos, sumado a la

reducción de los flujos circulantes en 500 kV.

Se observa que una nueva línea tiene ventajas respecto de un repotenciamiento, toda vez que

aumenta la capacidad de transferencia en los tramos de 220 kV y adicionalmente tiene un

efecto de redistribución de flujos desde el sistema de 500 kV hacia el de 220 kV debido a la

disminución de reactancia en 220 kV, que permite aliviar los niveles de congestión por el

sistema de 500 kV. No obstante lo anterior, mediante la evaluación económica respectiva se

definirá la alternativa que se presente como solución más eficiente.

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

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-32

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-33

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-34

[MW

]

Mes

Punta Colorada - Pelícano 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

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-32

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-33

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-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

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-33

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[MW

]

Mes

Nueva Maitencillo - Punta Colorada 2x220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

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-32

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-33

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-34

[MW

]

Mes

Punta Colorada - Pelícano 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

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0

200

400

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-34

[MW

]

Mes

Nueva Línea Maitencillo - Punta Colorada 2x220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


49

7.1.2 Tramo Cardones – Diego de Almagro

Instalaciones existentes: (1) Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC

Obras en construcción o

licitación:

(2) Nueva Línea 2x220 kV, 1x290 MVA 25ºC Sep-15

(3) Tendido segundo circuito 1x290 MVA 25ºC, seccionado en S.E. Carrera Pinto Feb-17

(4) Seccionamiento del circuito 1 de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en

Subestación Carrera Pinto

abr-18

(5) Cambio de conductor por uno de alta capacidad Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de

Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA

abr-18

Obras a analizar: (6) Seccionamiento completo S.E. San Andrés jun-18

(7) Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290

MVA a 2x400 MVA

jul-20

(8) Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – San Andrés – Nueva Cardones 290 [MVA], tendido

de un circuito

ene-21

Ilustración 3.Diagrama de obras modeladas tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro

Fecha Límite Modelado MVA

Proyecto Considerado Descripción Sin Proyecto Con Proyecto

Sep-15 197 290 +Nva. línea Cardones – Diego de Almagro 2x290 Obra en construcción

Feb-17 290 350 +Tendido 2do cto. y Seccionamiento circuito N° 1

Carrera Pinto – Diego de Almagro Obra en construcción

Abr-18 350 580 + Cambio Conductor de 1x197 MVA a 1x400 MVA. Obra en construcción

Nov-19 580 650 + Nva Línea Diego de Almagro - Cumbres Obra en construcción

jul-2020 650 1000

- Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) -

Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA a 2x400

MVA

Obra en evaluación

ene-2021 650 1200 Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – Nueva

Cardones 290 [MVA], tendido de un circuito Obra en evaluación

Cuadro 30. Límite modelado para tramo Desde el Norte a Cardones

Abr-15 - Ago-15 Sep-15 - Ene-17 Feb-17 - Mar-18 Abr-18 May-18 Jun-18 - Oct-19 Nov-19 - Jun 20 Jul-20 - Dic-20 Ene-21 - Mar-35


1x290 MVA 2x290 MVA 2x290 MVA 2x290 MVA 1x400 MVA 1x400 MVA 1x400 MVA 1x400 MVA

1x197 MVA

2x290 MVA 2x290 MVA 2x290 MVA 2x290 MVA 2x290 MVA 2x400 MVA

d.almag220

c.pinto220

cardone220

d.almag220

c.pinto220

cardone220

S.andres220

d.almag220

c.pinto220

cardone220

S.andres220

d.almag220

c.pinto220

cardone220

S.andres220

d.almag220

c.pinto220

cardone220

S.andres220

Nv a.d.almag220 Cumbres

Existente


Proyecto

d.almag220

c.pinto220

cardone220

S.andres220


d.almag220

c.pinto220

cardone220

S.andres220

d.almag220

c.pinto220

cardone220

S.andres220

d.almag220

c.pinto220

S.andres220

d.almag220d.almag220d.almag220

c.pinto220

cardone220

S.andres220

d.almag220d.almag220d.almag220

CumbresNv a.d.almag220 Nv a.d.almag220 Nv a.d.almag220


50


Escenario ERNC NC

Figura 17: Flujos desde el sur a Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia


Escenario ERNC NC

Figura 18: Flujos desde Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

-1200

-700

-200

300

800

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-33

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-34

[MW

]

Mes

Desde el sur a Diego de Almagro 220 kV (Nva Diego

de Almagro - Diego de Almagro desde nov-19)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

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600

800

1000

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]

Mes



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-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes



0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1200

-700

-200

300

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV (Carrera

Pinto - Nva Diego de Almagro 220 kV Nov-2019)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1200

-700

-200

300

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

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oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes



0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1200

-700

-200

300

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes



0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


51


Escenario ERNC NC

Figura 19: Flujos desde el norte a Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

i. Escenario Base

La Figura 17 muestra que los mayores niveles de transferencias se originan en el sentido

norte – sur, debido principalmente a la alta penetración de ERNC en la zona de Diego de

Almagro6. Tal como se aprecia en la Figura 19 los altos niveles de flujo se ven acentuados para

los tramos más cercanos a la S.E. Cardones debido a la adición de generación en Carrera Pinto

y San Andrés, que presiona aún más las transferencias hacia el sur, originando restricciones

en el tramo Carrera Pinto - Cardones a partir del año 2025, en caso de no considerar un

proyecto.

ii. Escenario ERNC Norte Atacama

En el Escenario ERNC Norte Atacama, el adelanto de generación solar en la zona (respecto del

escenario base) se traduce en niveles de transferencia más elevados y mayor presencia de

congestiones en el sentido Norte – Sur a partir del año 2025.

6 La limitación considerada para el tramo Paposo – Diego de Almagro 220 kV es de 570 MVA debido al

supuesto de implementación de automatismos consiste con lo indicado en la carta DO N°1030/2014.

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Desde el norte a Cardones 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


52

iii. Escenario ERNC Norte Coquimbo

Las conclusiones derivadas para el Escenario Norte Coquimbo son equivalentes a las

planteadas el Escenario Norte Atacama.

7.1.2.1 Necesidades de expansión Tramo Cardones – Diego de Almagro

Con los proyectos de expansión que se encuentran actualmente en construcción o bien en

licitación, la capacidad de transferencia resulta adecuada para los flujos proyectados hasta el

año 2025 tanto en el escenario base como en los escenarios alternativos. Por lo anterior, la

pertinencia de recomendación de materialización de alguna de las dos posibilidades de

expansión propuestas para el tramo, puede ser postergada para futuras revisiones del ETT.

Respecto del proyecto de seccionamiento en San Andrés, la S.E. actualmente secciona el

circuito de la línea existente de 1x197 MVA, la que aumentará su capacidad a 400 MVA de

acuerdo al decreto N°158-2015. La conexión de este circuito con el paralelo de menor

capacidad (290 MVA) en S.E. San Andrés trae como implicancia una disminución del límite de

transferencia para un tramo que se encontrará con un uso cercano a su capacidad máxima

(Cuadro 31). Lo anterior se traduce en un aumento del costo operación y falla del sistema, en

adición a un costo de inversión que se debería efectuar para realizar el seccionamiento.

De acuerdo a los análisis económicos realizados para el tramo se observa que para los niveles

de transferencias esperados conviene postergar las expansiones de la transmisión en lo que

respecta a S.E. San Andrés. En la medida que se realicen nuevas obras de ampliación entre S.E.

Carrera Pinto y S.E. Cardones se deberá reevaluar la conveniencia de efectuar obras que se

presenten como una solución orgánica de expansión.

Circuitos

seccionados en San

Andrés

Límite para

suma en

Cardones

Costo de

Operación

MMUSD

Sobre Costo

de operación

MMUSD

1 circuito 1x400 650 23,444,932

1 circuito 1x400

1 circuito 1x290 585 23,463,151 18,219

1 circuito 1x400

2 circuito 2x290 600 23,456,579 11,647

Cuadro 31. Análisis seccionamiento San Andrés

7.1.3 Tramo Diego de Almagro – Cumbres

Instalaciones existentes: Ninguna

Obras en construcción o licitación: (1) Nueva Línea Diego de Almagro - Cumbres 2x220 kV, 2x600MVA Nov-19

(2) Transformador 1x750 MVA, 500/220 kV en S.E. Cumbres Nov-19

Obras a analizar: ProyectoE. 1 Adecuación de capacidad Línea Nueva Diego de Almagro –

Cumbres 2x220 kV Nov-19

ProyectoE. 2 Nuevo transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Cumbres Ene-20


53

Ilustración 4.Diagrama de obras modeladas tramo Carrera Pinto – Diego de Almagro



Nov-19 468 468 Nva Línea Diego de Almagro - Cumbres Obra en construcción

Ene-2020

468 830 +2do transformador en cumbres

Con Rediseño de capacidad Obra en evaluación

468 700 +2do transformador en cumbres

Sin Rediseño de capacidad Obra en evaluación

Cuadro 32. Límite modelado para Diego de Almagro –Cumbres 220 kV


Escenario ERNC NC

Figura 20: Flujos Diego de Almagro – Cumbres 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Nov-19 - Dic-19 Ene-20 - Jun-20 Jul-20 - Dic-20


Existente


Proyecto

d.almag220

c.pinto220


d.almag220

c.pinto220


d.almag220

c.pinto220

Nv a.d.almag220Cumbres

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Nueva Diego de Almagro - Cumbres 200 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


54


Escenario ERNC NC

Figura 21: Flujos Cumbres 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

De acuerdo a los análisis eléctricos presentados en el ANEXO 1, las transferencias máximas del

enlace Nueva Diego de Almagro – Cumbres se encuentran restringidas por la limitación de

severidad 8 para el transformador Cumbres 500/220, la cual corresponde a 468 MVA. Ante la

incorporación de un segundo transformador, el nuevo límite para el tramo de transformación

correspondería a 830 MVA, por lo que la nueva limitación a los flujos sería atribuible a la

capacidad de diseño de la línea que permite una transferencia máxima de 700 MVA

considerando redistribución de flujos post contingencia.

En los gráficos de la Figura 20 se presentan las transferencias esperadas considerando que se

materializa el proyecto de rediseño de capacidad y el nuevo transformador Cumbres 500/220

para efecto de explorar las máximas transferencias.

i. Escenario Base

En el escenario base la capacidad del conjunto línea - transformador (468 MVA) se

encontraría acorde a los niveles de transferencia esperados hasta el año 2025. A partir de esta

fecha los flujos aumentan considerablemente debido a la incorporación secuencial de

generación en Nueva Diego de Almagro considerada en el plan de obras de generación,

observando que en caso de no considerar el proyecto, aproximadamente el 20% de las

transferencias se verían restringidas.

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Cumbres 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Cumbres 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Cumbres 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


55

ii. Escenario ERNC Norte Atacama

En el Escenario ERNC NA, ante la incorporación de los proyectos ERNC en la zona norte, la

capacidad de transferencia del tramo de transformación y de la línea Nueva Diego de Almagro

– Cumbres 220 kV se vería superada desde la fecha de entrada en operación de las

instalaciones en caso de no considerar los proyectos analizados para el tramo.

iii. Escenario ERNC Norte Coquimbo

En el Escenario ERNC NC, las conclusiones derivadas de los niveles de transferencia esperados

son equivalentes a las observadas en el Escenario ERNC NA.

7.1.3.1 Necesidades de expansión Tramo Cumbres – Nueva Diego de Almagro

De acuerdo a lo presentado en los gráficos se aprecia que las obras de expansión pueden ser

postergadas en el escenario Base. No obstante lo anterior, para los escenarios de mayor

desarrollo ERNC en la zona se detecta la necesidad de evaluar las obras de expansión en

análisis para el tramo.

7.1.4 Los Changos – Cumbres - Cardones

Instalaciones existentes: Ninguna

Obras en construcción o licitación:

Línea Los Changos – Cumbres - Nueva Cardones 2x500 kV, 2x1500 MVA Ene-18 Bancos de Autotransformadores 2x 750 MVA 500/220 kV en Los Changos Ene-18 Nueva Línea Los Changos – Kapatur 2x220 kV May-18 Nueva Línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 2x500 kV 1500 MVA Nov-20 Bancos de Autotransformadores 2x750 MVA 500/220 kV en Nueva Crucero Encuentro Nov-20 Bancos de Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en Los Changos Nov-20

Obras a analizar: Ninguna

Ilustración 5.Diagrama de obras modeladas tramo Los Changos - Cardones

Ene-18 - Abr-18 May-18 - Oct-20 Nov-20 - Mar-35

Kapatur220 Kapatur220 Kapatur220

NvaCruceroEncu220

LosChangos2200 LosChangos2200 LosChangos2200

NvaCruceroEncu500

LosChangos500 LosChangos500 LosChangos500

cumbres500 cumbres500 cumbres500

cardone500 cardone500 cardone500


Proyecto interconexión SIC - SING

Hacia DAlmagro20

Hacia Enlace

Hacia DAlmagro20


56


Escenario ERNC NC

Figura 22: Flujos Cumbres – Los Changos 500 kV para distintas probabilidades de excedencia


Escenario ERNC NC

Figura 23: Flujos Cardones - Cumbres 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

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1500

2000

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-15

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-18

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-19

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-24

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-26

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oct

-31

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oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Cumbres - Los Changos 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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-15

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-16

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-30

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-31

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32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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-32

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oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

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-15

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-16

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-17

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-18

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-21

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-23

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-31

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oct

-32

abr-

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oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Cardones - Cumbres 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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-15

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-16

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-17

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-19

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-22

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-23

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-24

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-25

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-30

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oct

-31

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32

oct

-32

abr-

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oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

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-15

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oct

-16

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oct

-17

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oct

-18

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oct

-19

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-20

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-31

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32

oct

-32

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33

oct

-33

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34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


57


Escenario ERNC NC

Figura 24: Flujos Los Changos 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Desde la puesta en servicio de las obras, la capacidad de transferencia de las líneas se verá

restringida por el límite de severidad 8 en los transformadores en S.E. Changos en 900 MVA. A

partir de noviembre de 2019, la línea de enlace Nueva Diego de Almagro – Cumbres 220 kV

permite una mayor utilización del tramo Cumbres – Cardones 500 kV, mientras que la entrada

en operación de un nuevo transformador en Los Changos 500/220 kV en Noviembre de 2020

(Decreto N°158), permitirá hacer uso de la máxima capacidad de transferencia de la línea Los

Changos – Cumbres – Nueva Cardones 2x500 kV.

En todos los escenarios analizados se observan flujos en ambos sentidos haciendo uso de la

máxima capacidad de transferencia disponible para condiciones extremas, con mayor

presencia en el sentido SING – SIC.

7.1.5 Tramo Maitencillo - Cardones

Instalaciones

existentes:

(1) Línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC


(3) CER en S.E. Cardones

Obras en construcción (4) Modificación línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC a 1x260 MVA dic-16

(5) Nueva línea Maitencillo – Cardones 2x500 kV, 2x1500 MVA ene-18

(6) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Cardones ene-18

(7) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA S.E. Maitencillo ene-18


-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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32

oct

-32

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33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Los Changos 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

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-15

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oct

-16

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17

oct

-17

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-18

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19

oct

-19

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oct

-20

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-21

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-22

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-23

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-24

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-27

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-28

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-29

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-30

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-31

abr-

32

oct

-32

abr-

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oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

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oct

-16

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-17

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-18

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20

oct

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21

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23

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-32

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oct

-33

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oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


58

Ilustración 6.Diagrama para el tramo Maitencillo – Cardones


Escenario ERNC NC

Figura 25: Flujos Maitencillo – Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

1x750 MVA

2x290 MVA 2x290 MVA

1x197 MVA 1x290 MVA


1x750 MVA

Cardone220

Maitenc220

Maitenc500

Cardones220 Cardones220Existente


Proyecto

Dic-16 - Dic-17

Ene-18 - Mar-18

Abr-15 - Nov-16

Maitenc220 Maitenc220

Cardones500

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

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-15

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oct

-16

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oct

-17

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-18

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oct

-19

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oct

-20

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-21

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-22

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-23

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24

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-24

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25

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-25

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oct

-26

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27

oct

-27

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-28

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29

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-29

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30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Maitencillo - Cardones 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

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16

oct

-16

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17

oct

-17

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18

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-18

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19

oct

-19

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20

oct

-20

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21

oct

-21

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oct

-22

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23

oct

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-24

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25

oct

-25

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oct

-26

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27

oct

-27

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28

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-28

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29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

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17

oct

-17

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-18

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-19

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-20

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-21

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-28

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31

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-31

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32

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-32

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33

oct

-33

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34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


59


Escenario ERNC NC

Figura 26: Flujos Maitencillo – Cardones 500 kV para distintas probabilidades de excedencia.


Escenario ERNC NC

Figura 27: Flujos Cardones 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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-15

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-30

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-32

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-33

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34

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-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

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-33

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[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

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2000

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-30

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-32

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-33

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34

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-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

200

400

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[MW

]

Mes

Cardones 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

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400

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34

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[MW

]

Mes

Cardones 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Cardones 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


60


Escenario ERNC NC

Figura 28: Flujos Maitencillo 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Para los tramos de transformación se realizó el supuesto de incorporación de las segundas

unidades hacia el año 2025 en el caso de Cardones 500/220 y a fines del 2028 para el tramo

de transformación en Maitencillo 500/220, debido a que en estas fechas su capacidad podría

verse alcanzada debido a la puesta en servicio de la central Carbón Maitencillo 1.

i. Escenario Base

Para el tramo Maitencillo –Cardones 500 kV (Figura 26) se observa un aumento importante

de las transferencias en sentido norte y sur a partir de noviembre del año 2019 producto de la

conexión de la línea Cumbres – Nueva Diego de Almagro,

ii. Escenario Alternativo Norte Atacama

En este escenario se aprecia que existe una mayor presión de flujos en los tramos de

transformación desde 220 kV hacia 500 kV, que se hace particularmente relevante en el tramo

de transformación Maitencillo 550/220 kV, llevándolo a alcanzar la capacidad máxima N-1 en

algunas condiciones extremas.

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

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oct

-16

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17

oct

-17

abr-

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oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

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25

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-25

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-26

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oct

-27

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-28

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29

oct

-29

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30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Maitencillo 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

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18

oct

-18

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19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

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21

oct

-21

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22

oct

-22

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23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


61

7.1.5.1 Necesidades de expansión Tramo Maitencillo - Cardones

Respecto de las transferencias esperadas para la línea Maitencillo – Cardones 500 kV se

observa que los niveles de flujo se encuentran acorde a la capacidad del tramo tanto en el

escenario base como en los escenarios alternativos.

En cuanto a las necesidades de expansión en trasformación se concluye que considerando un

plazo típico de 36 meses de construcción, la recomendación de estas obras en el escenario

base puede ser postergada para futuras revisiones del ETT. En todo caso, estas obras podrían

gatillarse con la entrada en operación de una central de envergadura y bajo costo en S.E.

Maitencillo 220 kV.

7.1.6 Tramo Pan de Azúcar – Nogales- Polpaico

Instalaciones

existentes:

(1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA a 25°C

(1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25ºC, Nogales – Los Vilos – Las Palmas - Pan de Azúcar

-

Obras en construcción: (2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA, Polpaico – Pan de Azúcar ene-18

(3) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan de Azúcar ene-18

Obras a analizar: (4) Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada –

Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA]

Jun-19

(5) Nueva Línea Las Palmas – Pan de Azúcar 2x220 kV, 2x500 MVA Ene-21

(6) Nueva Línea Las Palmas – Nogales 2x220 kV, 2x500 MVA Ene-21

Ilustración 7.Diagrama de obras modeladas tramo Polpaico - Pan de Azúcar

2x 1700 MVA 2x 1700 MVA 2x 1700 MVA 2x 500 MVA

2x224 MVA 2x224 MVA 2x224 MVA 2x224 MVA

2x1500 MVA 2x224 MVA 2x224 MVA 2x1500 MVA 2x224 MVA 2x1500 MVA 2x224 MVA

2x1500 MVA

2x1090 MVA

2x1090 MVA 2x1090 MVA 2x1090 MVA

Abr-15 - Dic-17 Ene-18 - May-19

Polpaico500

Existente


Proyecto *

Nogales220

P.Azuca220

l.Vilos220

Quillota220

Polpaico220

L.Palmas220

M.Redondo220

L.Cebada220

DonGoyo220

Nogales220

p.azuca220

l.Vilos220

Quillota220

Polpaico220

L.Palmas220

M.Redondo220

L.Cebada220

DonGoyo220

Jun-19 - Dic 20

Polpaico500

Nogales220

l.Vilos220

Quillot220

Polpaico220

L.Palmas220

M.Redondo220

L.Cebada220

DonGoyo220

Ene-21 - Mar -2035

Polpaico500

Nogales220

L.Vilos220

Quillot220

Polpaico220

L.Palmas220

M.Redondo220

L.Cebada220

Talinay220DonGoyo220

D.Carmen220 D.Carmen220

Olmue220Olmue220

Olmue220

P.Azuca220 P.Azuca220

Olmue220

D.Carmen220 D.Carmen220

Talinay220Talinay220Talinay220


62


Escenario ERNC NC

Figura 29: Flujos transformación Pan de Azúcar 500/220 kV


Escenario ERNC NC

Figura 30: Flujos Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

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oct

-15

abr-

16

oct

-16

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17

oct

-17

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oct

-18

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19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Pan de Azúcar 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

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17

oct

-17

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18

oct

-18

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19

oct

-19

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20

oct

-20

abr-

21

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-21

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22

oct

-22

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23

oct

-23

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24

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-24

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25

oct

-25

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26

oct

-26

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27

oct

-27

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28

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-28

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29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

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oct

-16

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17

oct

-17

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oct

-18

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19

oct

-19

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20

oct

-20

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21

oct

-21

abr-

22

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-22

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23

oct

-23

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24

oct

-24

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25

oct

-25

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oct

-26

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-27

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-28

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29

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-29

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30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

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18

oct

-18

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19

oct

-19

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20

oct

-20

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21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

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25

oct

-25

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26

oct

-26

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27

oct

-27

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28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

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30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Polpaico - Pan de Azúcar 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

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19

oct

-19

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20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

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22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

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25

oct

-25

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26

oct

-26

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27

oct

-27

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28

oct

-28

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29

oct

-29

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30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

abr-

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-15

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oct

-16

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-17

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-18

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-19

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-20

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21

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-21

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-22

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-23

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24

oct

-24

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25

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-25

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26

oct

-26

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-27

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-28

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-29

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30

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-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


63


Escenario ERNC NC

Figura 31: Flujos desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.


Escenario ERNC NC

Figura 32: Flujos Los Vilos -Las Palmas 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

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oct

-16

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oct

-17

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oct

-18

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oct

-19

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20

oct

-20

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21

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-21

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-22

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23

oct

-23

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24

oct

-24

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25

oct

-25

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26

oct

-26

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27

oct

-27

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28

oct

-28

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29

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-29

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30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

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16

oct

-16

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17

oct

-17

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18

oct

-18

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19

oct

-19

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20

oct

-20

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21

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-21

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22

oct

-22

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23

oct

-23

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24

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-24

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25

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-25

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26

oct

-26

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27

oct

-27

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28

oct

-28

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29

oct

-29

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30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

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16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

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21

oct

-21

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22

oct

-22

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23

oct

-23

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24

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-24

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25

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-25

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26

oct

-26

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27

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-27

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-28

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29

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-29

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30

oct

-30

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31

oct

-31

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32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

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oct

-16

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17

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-17

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-18

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-19

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20

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-20

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-21

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-22

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23

oct

-23

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24

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-24

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25

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-25

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oct

-26

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27

oct

-27

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28

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-28

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-29

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30

oct

-30

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31

oct

-31

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32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Los Vilos - Las Palmas 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

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16

oct

-16

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17

oct

-17

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18

oct

-18

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19

oct

-19

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20

oct

-20

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21

oct

-21

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22

oct

-22

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23

oct

-23

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oct

-24

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25

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-25

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oct

-26

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-27

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28

oct

-28

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29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

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32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


64


Escenario ERNC NC

Figura 33: Flujos Nogales – Los Vilos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

i. Escenario Base

En los tramos en 220 kV se esperan saturaciones en el sentido sur – norte desde la S.E. Las

Palmas hacia a la S.E. Pan de Azúcar, mientras que desde la S.E. Nogales hacia Las Palmas las

saturaciones se originan en sentido norte – sur.

En la Figura 30 se presentan las transferencias esperadas para el tramo Polpaico – Pan de

Azúcar 500 kV las cuales presentarían saturaciones en caso de no considerar algún proyecto

de expansión.

ii. Escenario Alternativo ERNC Norte Atacama

Para el Escenario ERNC Norte Atacama se aprecia un incremento importante en las

transferencias sur – norte para el tramo desde el sur a Pan de Azúcar, y por ende un aumento

de los niveles esperados de congestión los cuales se originarían por la incorporación de

consumo en Punta Colorada y la mayor disponibilidad de energía de bajo costo en las Palmas

220 kV.

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

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oct

-27

abr-

28

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-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Nogales - Los Vilos 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


65

7.1.6.1 Necesidades de expansión Tramo Nogales – Pan de Azúcar

Para el tramo Nogales – Pan de Azúcar 220 kV y Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV se

presentarían saturaciones aún en caso de considerar el proyecto propuesto, por lo que al igual

que en el tramo Maitencillo – Pan de Azúcar se requeriría como posible alternativa un

aumento de capacidad del sistema de 220 kV que se acompañe de una disminución de su

reactancia equivalente de modo que la redistribución de flujos por este tramo sea superior.

Adicionalmente y conforme a la Resolución N°390 y al análisis de puntos óptimos de conexión

al sistema troncal realizado por la DPD, en los puntos 9.2.2 y 9.2.3 se estudió la pertinencia

de efectuar la normalización de las conexiones en S.E. Don Goyo y S.E. La Cebada.

7.1.7 Tramos Polpaico – Nogales - Quillota

Instalaciones

existentes:

(1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25ºC, Quillota – Nogales

(2) Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 30ºC, Polpaico – Nogales

(3) Línea 2x220 kV, 2x1400 MVA 25ºC, Quillota - Polpaico

Obras en construcción (4) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA, Polpaico – Pan de Azúcar ene-18

(5) Reemplazo de desconectadores SS.EE. Quillota y Polpaico oct-15

Obras a analizar: Ninguna jun-18

Escenario Base Escenario N°2

Figura 34: Flujos Polpaico – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Polpaico - Nogales 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


66


Escenario ERNC NC

Figura 35: Flujos Quillota – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia


Escenario ERNC NC

Figura 36: Flujos Polpaico – Quillota 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Quillota - Nogales 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Polpaico - Quillota 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


67

i. Escenario Base

La Figura 35 muestra las transferencias para el tramo Quillota – Nogales 220 kV, cuya

capacidad máxima de transmisión con criterio N-1 sería suficiente para transferir los niveles

de flujo esperado hasta comienzos del año 2028. A partir de esta fecha, en algunas ocasiones

puntuales se alcanzaría el límite para el tramo, situación que podría ser resuelta mediante

medidas operativas tales como abrir el tramo, condición en la que no se sobrecargan las líneas

Polpaico – Nogales 220 kV (2) ni la línea Polpaico – Quillota 220 kV (3).

7.1.7.1 Necesidades de expansión Tramo Polpaico – Nogales - Quillota

Los tramos en 220 kV entre la S.E. Polpaico y la S.E. Nogales presentan holguras de capacidad,

de modo que no se considera necesaria la evaluación de alguna obra de expansión.

7.1.8 Resumen análisis zona norte

A partir de los análisis realizados para la zona norte se presenta el Cuadro 33, en él se

muestran los tramos que presentarían algún grado de saturación y los niveles de congestión

esperada.

Cuadro 33: Niveles de congestión esperada zona norte

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 3% 0% 0% 0% 0% 0% 1% 1% 0% 0% 0%

ERNC NA 16% 20% 26% 30% 34% 33% 30% 35% 20% 21% 42%

ERNC NC 16% 6% 9% 11% 13% 13% 12% 16% 2% 0% 10%

Pelícano – Maitencillo 220 kV

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 4% 13% 24% 29%

ERNC NA 11% 9% 8% 7% 7% 7% 8% 11% 18% 27% 31%

ERNC NC 11% 10% 8% 7% 7% 8% 9% 11% 13% 22% 28%

Cumbres 500/220 kV

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 0% 0% 0% 0% 0% 2% 4% 12% 20% 28% 29%

ERNC NA 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 4% 11% 21% 17%

ERNC NC 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 3% 7% 14% 12%

Cardones al norte

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1% 7% 16% 26%

ERNC NA 4% 3% 2% 1% 1% 3% 4% 5% 12% 20% 21%

ERNC NC 4% 4% 2% 2% 2% 3% 4% 5% 7% 13% 16%

Nva Diego de Almagro – Cumbres 220 kV


68

En general para el escenario base se observa que los niveles de congestión antes del año 2025

no serían relevantes, por lo que es de esperar que las evaluaciones económicas respectivas

indiquen la conveniencia de postergación de las obras, a excepción del tramo Maitencillo –

Punta Colorada 220 kV. No obstante lo anterior, se observa que bajo los supuestos de los

escenarios con mayor penetración ERNC, existiría una mayor presión de flujos sobre algunos

de los tramos, encontrando niveles de congestión para el tramo Cumbres – Diego de Almagro,

Cardones – Diego de Almagro y Pan de Azúcar – Maitencillo 220 kV a partir del año 2020, que

podrían indicar la conveniencia económica de ejecución de proyectos de expansión en estos

escenarios.

En el Cuadro 34 se presenta un resumen de los tramos del sistema en los cuales se detectan

congestiones y las posibles alternativas de solución que se analizarán.

Cuadro 34: Resumen de requerimientos de expansión zona norte

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 0% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 4% 7% 9%

ERNC NA 1% 2% 3% 3% 3% 3% 2% 3% 6% 9% 10%

ERNC NC 0% 3% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 9% 12% 14%

Los Vilos – Las Palmas 220 kV

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 16% 11% 13% 14% 18% 17% 17% 20% 15% 23% 34%

ERNC NA 42% 47% 54% 58% 62% 60% 56% 61% 48% 51% 71%

ERNC NC 43% 36% 41% 45% 49% 47% 45% 49% 29% 32% 50%

Punta Colorada – Pelícano 220 kV

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

ERNC NA 1% 2% 3% 4% 5% 5% 5% 6% 1% 0% 0%

ERNC NC 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Punta Colorada – Pan de Azúcar 220 kV

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 5% 4% 3% 3% 3% 4% 4% 4% 1% 1% 0%

ERNC NA 10% 11% 9% 8% 7% 8% 9% 9% 4% 5% 3%

ERNC NC 10% 22% 21% 20% 19% 20% 22% 21% 14% 15% 11%

Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV

Tramo Troncal Alternativas de expansión Diagnóstico Escenarios

requirentes

Cumbres – Nueva Diego de

Almagro 220 kV

Adecuación de capacidad Línea Nueva Diego de Almagro –

Cumbres 2x220 kV

Sobrecarga D. de

Almagro -

Cumbres ERNC NA y ERNC

NC Nuevo transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Cumbres Sobrecarga

severidad 8

Cardones – Diego de Almagro

220 kV

Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de

Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA a 2x400 MVA

Sobrecarga

norte – sur ERNC NA y ERNC

NC -Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – San Andrés – Nueva

Cardones 290 [MVA], tendido de un circuito

Sobrecarga

norte – sur

Pan de Azúcar – Punta Colorada

- Maitencillo 220 kV

Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar

para aumentar capacidad a 520 [MVA]

Sobrecarga

norte – sur Base, ERNC NA y

ERNC NC Nueva Línea Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220

kV, 2x500 MVA

Sobrecarga

norte – sur

Las Palmas – Pan de Azúcar 220

kV

Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Pan de Azúcar – Don Goyo –

La Cebada – Las Palmas para aumentar capacidad a 520 [MVA]

Sobrecarga

sur – norte ERNC NA y ERNC

NC Nueva Línea Las Palmas – Pan de Azúcar 2x220 kV, 2x500 MVA

Sobrecarga

sur – norte


69

7.1.9 Evaluación económica zona norte

Se lleva a cabo la evaluación económica de los proyectos señalados en el Cuadro 34 para cada

uno de los 3 escenarios analizados en la zona norte.

7.1.9.1 Análisis Rediseño de capacidad nueva línea Diego de Almagro – Cumbres 2x220

kV

Debido a que la Línea Nueva Diego de Almagro – Cumbres 2x220 kV se encuentra

recientemente decretada y aún no han finalizado los procesos de licitación de la obra, se

realiza un análisis de la conveniencia de efectuar una adecuación de capacidad a 750 MVA de

la línea previa a su construcción, con los ahorros que esto representaría versus efectuar en el

futuro una obra de ampliación, toda vez que en el escenario base se observa que la necesidad

de aumento de capacidad se requeriría aproximadamente 5 años después de su puesta en

servicio, mientras que en los escenarios alternativos la mayor capacidad se requeriría de

forma inmediata.

Para lo anterior se realiza un análisis de sensibilidad en escenario el base en el cual se ha

considerado como caso sin proyecto la puesta en servicio de la línea con sus características

actualmente decretadas (Nueva Diego de Almagro – Cumbres 2x220 kV, 2x600 MVA). Para el

caso del proyecto de adecuación de capacidad previo a su construcción se ha estimado un

costo 1,65 millones de USD asociado al diseño en una capacidad de 750 MVA, mientras que

para el caso de una futura ampliación se ha estimado una inversión de 10,28 millones de USD.

Cuadro 35: Análisis evaluación proyecto de adecuación Nueva Diego de Almagro – Cumbres 220 kV.

Caso Proyecto Límite del tramo

Costo de

Operación

MUSD

VP Ahorro

Costo de

operación

MUSD

VP Costo de

inversión

MUSD

VAN

MUSD

Sin Proyecto Nva. Diego de Almagro – Cumbres 2x600 MVA

700 26,134,975

Proyecto 1 Adecuación Nva Diego de Almagro – Cumbres 2x750 MVA

840 (nov-19) 26,117,589 17,386 -1,142 16,244

Proyecto 2 Ampliación Nva Diego de Almagro – Cumbres 2x750 MVA

840 (nov-20) 26,117,587 17,388 -6,300 11,088

Se observa que ambas medidas resultarían beneficiosas para el sistema en cuanto representan

un ahorro en costo de operación y falla, no obstante la economía de inversión que implica

modificar las características de diseño de la línea previo a su construcción se traduce en que el

Proyecto 1 se presente como mejor alternativa.

Nogales - Los Vilos – Las Palmas

220 kV

Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Las Palmas – Los Vilos –

Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA]

Sobrecarga

norte – sur ERNC NA y ERNC

NC Nueva Línea Nogales – Los Vilos - Las Palmas 2x220 kV, 2x500

MVA

Sobrecarga

norte – sur


70

1.1.1.1 Evaluaciones económicas para proyectos entre S.E. Diego de Almagro y S.E.

Nogales

Para cada escenario se evalúan los proyectos considerando su puesta en servicio en la fecha

más próxima posible de acuerdo a los plazos constructivos para efectos de determinar la

pertinencia de su recomendación en la presente revisión.

Cabe señalar que los datos del Cuadro 36 se obtienen como resultado de un proceso iterativo,

donde las evaluaciones presentadas consideran el hecho de que existe interdependencia en el

sentido que la ejecución de alguno de ellos condiciona la conveniencia de la materialización de

otro/os.

Cuadro 36: Evaluaciones económicas zona norte escenario Base Valores presente en USD ESCENARIO BASE

Tramo Proyecto Δ Costo

Operación y falla

Costo de Inv.

VAN

Diego de Almagro -

Cumbres 220

Transformador 500/220 kV S.E. Cumbres (*) - - - Repotenciamiento Tramo Cardones -Carrera Pinto 2x220 kV, 2x290 MVA(*)

- - -

Nueva Línea Cardones - Carrera Pinto 2x220 kV(*) - - -

Maitencillo - Pan de azúcar

Repotenciamiento Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 2x220 kV

275,658,683 44,735,411 230,923,273

Nueva Tramo Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 2x220 kV 314,439,860 69,360,216 245,079,645

Pan de Azúcar - Las Palmas

Repotenciamiento Las Palmas – Pan de Azúcar 2x220 kV 15,863,467 35,196,598 - 19,333,131 Nueva Las Palmas – Pan de Azúcar 2x220 kV 24,562,547 43,786,986 - 19,224,439

S.E. Seccionadora Las Palmas + transformador Las Palmas 500/220 kV 7,053,318 34,044,900 - 26,991,581

Las Palmas -Nogales

Repotenciamiento Nogales - Las Palmas 2x220 kV 12,749,826 39,090,141 - 26,340,315

Nueva Nogales - Las Plamas 2x220 kV 46,226,979 52,562,734 - 6,335,755 Nueva El Mauro-Las Palmas 2x220 kV 36,902,548 37,906,895 - 1,004,347

(*)Proyectos no evaluados en el escenario base debido a que los niveles de flujos esperados indican que correspondería postergar proyectos de

expansión para el tramo.

Cuadro 37: Evaluaciones económicas zona norte escenario ERNC Atacama

(*) Si bien el VAN es positivo, al revisar el detalle de la evaluación año a año (ANEXO 8) se detecta que resulta más eficiente la

postergación a años que los beneficios económicos operativos compensen los costos de inversión y operación anualizados.

Valores presente en USD ESCENARIO ERNC NORTE ATACAMA


Operación y falla

Costo de Inv.

VAN

Diego de Almagro - Cumbres 220

Transformador 500/220 kV S.E. Cumbres 81,750,676 11,505,113 70,245,564

Repotenciamiento Tramo Cardones -Carrera Pinto 2x220 kV, 2x290 MVA 24,161,990 24,695,216 - 533,226

Nueva Línea Cardones - Carrera Pinto 2x220 kV 28,591,732 54,035,870 - 25,444,138

Maitencillo - Pan de Azucar

Repotenciamiento Tramo Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 2x220 kV 564,489,162 44,735,411 519,753,752

Nueva Línea Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 2x220 kV 596,715,825 69,360,216 527,355,610


Repotenciamiento Las Palmas – Pan de Azúcar 2x220 kV 29,866,480 35,196,598 - 5,330,118

Nueva Línea Las Palmas – Pan de azúcar 2x220 kV 42,681,591 43,786,986 - 1,105,395

S.E. Seccionadora Las Palmas + transformador Las Palmas 500/220 kV - 22,061,234 34,044,900 - 56,106,133

Las Palmas -Nogales


Nueva Línea Nogales - Las Palmas 2x220 kV (*) 61,198,615 52,562,734 8,635,880

Nueva Línea El Mauro-Las Palmas 2x220 kV


71

Cuadro 38: Evaluaciones económicas zona norte escenario ERNC Coquimbo

Para aquellos tramos en que más de una solución de expansión resulta conveniente, se escoge

la que posee un VAN más elevado. De acuerdo a lo anterior, en caso de considerar como

certero cada uno de los escenarios, en la presente revisión correspondería realizar las

siguientes recomendaciones por escenario:

Escenario Base:

Tramo Proyectos a recomendar Escenario Base Fecha estimada de

PES

Maitencillo - Pan de

Azúcar

Nueva Línea Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 2x220

kV

Ene-21

Escenario ERNC Norte Atacama:

Tramo Proyectos a recomendar /escenario Fecha estimada de

PES

Diego de Almagro -

Cumbres Segundo Transformador 500/220 kV S.E. Cumbres

Ene-20

Maitencillo - Pan de azúcar Nueva Línea Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 2x220 kV Ene-21

Escenario ERNC Norte Coquimbo:

Tramo Proyectos a recomendar /escenario Fecha estimada

PES

Diego de Almagro -

Cumbres Segundo Transformador 500/220 kV S.E. Cumbres

Ene-20

Maitencillo - Pan de azúcar Nueva Línea Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 2x220

kV

Ene-21

Pan de Azúcar - Las Palmas Nueva Línea Las Palmas – Pan de Azucar 2x220 kV Ene-21

Las Palmas -Nogales Nueva Línea Nogales - Las Palmas 2x220 kV Ene-21

Valores presente en USD ESCENARIO ERNC NORTE COQUIMBO


Operación y falla

Costo de Inv. VAN

Diego de Almagro -

Cumbres 220

Transformador 500/220 kV S.E. Cumbres 76,794,950 11,505,113 65,289,837

Repotenciamiento Tramo Cardones -Carrera Pinto 2x220 kV, 2x290 MVA

- 979,014 24,695,216 - 25,674,229

Nueva Línea Cardones - Carrera Pinto 2x220 kV 13,644,741 42,344,710 - 28,699,969

Maitencillo - Pan de Azúcar

Repotenciamiento Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 2x220 kV

551,671,179 69,360,216 482,310,963

Nueva Tramo Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 2x220 kV 529,370,163 44,735,411 484,634,752


Repotenciamiento Las Palmas - Pazucar 2x220 kV 40,662,656 35,196,598 5,466,058

Nueva Las Palmas - Pazucar 2x220 kV 103,598,791 43,786,986 59,811,805

S.E. Seccionadora Las Palmas + transformador Las Palmas 500/220 kV - 3,413,283 34,044,900 - 37,458,182

Las Palmas -Nogales


Nueva Nogales - Las Palmas 2x220 kV 97,268,173 52,562,734 44,705,438

Nueva El Mauro-Las Palmas 2x220 kV


72

En el Cuadro 39 se presenta un resumen de los proyectos que correspondería recomendar y

excluir en la presente recomendación en cada uno de los escenarios analizados.

Tramo

Fecha más

próxima de

PES

Proyectos a recomendar /escenario BASE ERNC

NA

ERNC

NC

Diego de Almagro -

Cumbres 220

Ene-20 Segundo Transformador 500/220 kV S.E. Cumbres X √ √

Jun-19 Repotenciamiento Tramo Cardones -Carrera Pinto 2x220 kV, 2x290 MVA X X X

Ene-21 Nueva Línea Cardones - Carrera Pinto 2x220 kV X X X

Maitencillo - Pan de

azúcar

Jun-19 Repotenciamiento Tramo Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 2x220

kV X X X

Ene-21 Nueva Línea Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 2x220 kV √ √ √

Pan de Azúcar - Las

Palmas

Jun-19 Repotenciamiento Las Palmas – Pan de Azúcar 2x220 kV X X X

Ene-21 Nueva Línea Las Palmas – Pan de Azúcar 2x220 kV X X √

Ene-20 S.E. Seccionadora Las Palmas + transformador Las Palmas 500/220 kV X X X

Las Palmas -Nogales

Jun-19 Repotenciamiento Nogales - Las Palmas 2x220 kV X X X

Ene-21 Nueva Línea Nogales - Las Palmas 2x220 kV X X √

Ene-21 Nueva Línea El Mauro-Las Palmas 2x220 kV X X X

Cuadro 39: Resumen de obras recomendables por escenario

Debido a que los resultados obtenidos para los distintos escenarios no son coincidentes

respecto de la conveniencia de ejecución de los proyectos, se efectuará un análisis de mínimo

arrepentimiento para determinar la recomendación de expansión. Para llevar a cabo este

análisis es necesario definir el plan óptimo de inversiones de cada uno de los escenarios, el

cual corresponderá a un tren de obras, cuyos años de puesta en servicio se determinan a

partir de la evaluaciones económicas realizadas en cada escenario.

Para determinar la fecha óptima de entrada en operación se analiza el detalle por año de las

evaluaciones económicas (ANEXO 8), donde se desprende que para algunos de los proyectos,

la ejecución inmediata de la obra genera un costo de inversión (VATT) que no compensa los

beneficios económicos operativos de los primeros años. Ante la postergación de la entrada en

operación existe un año a partir del cual se justifica la conveniencia de materialización del

proyecto por lo que se considera dicho año como óptimo de puesta en servicio.

A modo de ejemplo se presenta el detalle de la evaluación del tramo Nueva Línea Las Palmas –

Pan de Azúcar 2x220 kV en el escenario ERNC NA, en donde se aprecia que al considerar la

entrada en operación del proyecto el año 2021 este no resulta conveniente, no obstante si se

posterga su puesta en servicio al año 2028 el VAN se invierte indicado este año como óptimo

de inversión:


73

En base a lo anteriormente descrito, los planes de obras a considerar para cada escenario se

presentan en el Cuadro 40.

Cuadro 40: Planes de expansión de la transmisión a considerar, zona norte

Fecha de puesta en servicio

Tramo Alternativas de Expansión Plan Base Plan ERNC NA Plan ERNC NC

Diego de Almagro - Cumbres 220

Transformador en Cumbres ene-27 ene-20 ene-20

Repotenciamiento Cardones -Carrera Pinto

Nueva Cardones - Carrera Pinto ene-27 ene-27 ene-27

Maitencillo - Pan de Azucar

Repotenciamiento Maitencillo - Pta Colorada – Pan de Azúcar

NVA Maitencillo - Pta Colorada – Pan de azúcar ene-21 ene-21 ene-21


Repotenciamiento Las Palmas – Pan de Azúcar

NVA Las Palmas – Pan de Azúcar

ene-28 ene-21

S.E. Seccionadaora Las Palmas + transformador Las Palmas 500/220 kV

Las Palmas -Nogales

Repotenciamiento Nogales - Las Palmas

Nueva Nogales - Las Palmas

ene-28 ene-21

Nueva Mauro-Las Palmas

(*) Las celdas en blanco indican que el proyecto no resulta conveniente en todo el horizonte de evaluación o bien

que el proyecto alternativo de expansión arroja un VAN mayor por ende se escoge este como solución.

Las principales diferencias entre los planes óptimos encontrados para cada escenario radican

en la conveniencia de recomendación en la presente revisión de un nuevo Transformador

500/220 kV en S.E. Cumbres (Plan ERNC NA y Plan ERNC NC) y la postergación o construcción

inmediata de una nueva línea 2x220 kV entre la S.E. Pan de Azúcar y la S.E. Nogales (Plan

ERNC NC).

Una vez definidos los planes óptimos por escenario se modelan las distintas combinaciones

Escenario – Plan de expansión que permiten determinar los arrepentimientos. Para lo

anterior se supone el escenario generación – demanda analizado como certero en todo el

horizonte, determinándose los costos de operación e inversión que se originarían en caso

haber decidido ejecutar hoy un plan distinto al plan óptimo de dicho escenario y tener que

tomar la decisión de corrección con el retraso asociado una recomendación en el siguiente

proceso de revisión del ETT.

Inversión

Con Proyecto Sin Proyecto Beneficio (US$) Anualidad VI (US$)

2015 1,413,136,518 1,413,136,518 0 0

2016 1,875,884,520 1,875,884,520 0 0

2017 1,982,271,590 1,982,271,590 0 0

2018 1,850,560,257 1,850,560,257 0 0

2019 2,039,385,196 2,039,385,196 0 0

2020 2,247,676,442 2,247,676,442 0 0

2021 2,447,518,675 2,447,910,493 391,818 9,723,978

2022 2,709,589,201 2,712,067,779 2,478,578 9,723,978

2023 3,008,385,459 3,012,945,045 4,559,586 9,723,978

2024 3,340,077,610 3,344,887,363 4,809,753 9,723,978

2025 3,589,197,270 3,594,032,000 4,834,730 9,723,978

2026 3,855,355,605 3,860,935,108 5,579,503 9,723,978

2027 4,164,307,395 4,172,834,333 8,526,939 9,723,978

2028 4,380,434,483 4,394,941,002 14,506,519 9,723,978

2029 4,595,695,745 4,608,752,641 13,056,896 9,723,978

2030 4,741,139,721 4,757,790,819 16,651,097 9,723,978

2031 4,877,689,536 4,895,694,544 18,005,008 9,723,978

2032 5,157,418,759 5,179,571,885 22,153,126 9,723,978

2033 5,403,239,183 5,437,640,946 34,401,764 9,723,978

2034 5,994,226,484 6,034,118,759 39,892,275 9,723,978

2035 1,626,565,279 1,636,609,702 10,044,423 9,723,978

Valor agua ene 2035 -10,023,181

Valor agua ene 2015 -1,489,882

Valores Presentes a 2015 VP Beneficio VP Anualidad

US$ 42,681,591 US$ 43,786,986

VAN -$ 1,105,395

Evaluación Pycto Nueva Las Palmas - Pan de Azucar 220 kV

Año Costos de operación Inversión

Con Proyecto Sin Proyecto Beneficio (US$) Anualidad VI (US$)

2015 1,413,136,518 1,413,136,518 0 0

2016 1,875,884,520 1,875,884,520 0 0

2017 1,982,271,590 1,982,271,590 0 0

2018 1,850,560,257 1,850,560,257 0 0

2019 2,039,385,196 2,039,385,196 0 0

2020 2,247,676,442 2,247,676,442 0 0

2021 2,447,518,675 2,447,910,493 0 0

2022 2,709,589,201 2,712,067,779 0 0

2023 3,008,385,459 3,012,945,045 0 0

2024 3,340,077,610 3,344,887,363 0 0

2025 3,589,197,270 3,594,032,000 0 0

2026 3,855,355,605 3,860,935,108 0 0

2027 4,164,307,395 4,172,834,333 0 0

2028 4,380,434,483 4,394,941,002 14,506,519 9,723,978

2029 4,595,695,745 4,608,752,641 13,056,896 9,723,978

2030 4,741,139,721 4,757,790,819 16,651,097 9,723,978

2031 4,877,689,536 4,895,694,544 18,005,008 9,723,978

2032 5,157,418,759 5,179,571,885 22,153,126 9,723,978

2033 5,403,239,183 5,437,640,946 34,401,764 9,723,978

2034 5,994,226,484 6,034,118,759 39,892,275 9,723,978

2035 1,626,565,279 1,636,609,702 10,044,423 9,723,978

Valor agua ene 2035 -10,023,181

Valor agua ene 2015 -1,489,882

Valores Presentes a 2015 VP Beneficio VP Anualidad

US$ 31,052,700 US$ 15,760,276

VAN $ 15,292,424

Evaluación Pycto Nueva Las Palmas - Pan de Azucar 220 kV

Año Costos de operación


74

Cuadro 41: Combinaciones escenario generación -demanda versus planes de expansión de la transmisión

Proyectos de Expansión VI miles

USD

VATT

miles

USD

Escenario BASE Escenario ERNC NA Escenario ERNC NC

Plan

Base

Plan

ERNC

NA

Plan

ERNC NC

(*)

Plan

Base

Plan

ERNC NA

Plan

ERNC NC

(*)

Plan

Base

Plan

ERNC NA

Plan

ERNC NC

(*)

Nuevo Transformador en

Cumbres 18,777 2,258 ene-27 ene-20 ene-20 may-21 ene-20 ene-20 may-21 ene-20 ene-20

Nueva Línea Cardones - Carrera

Pinto 2x220 78,195 9,404 ene-27 ene-27 ene-27 ene-27 ene-27 ene-27 ene-27 ene-27 ene-27

Nva. línea Maitencillo - Pta

Colorada – P.Azúcar 117,488 15,403 ene-21 ene-21 ene-21 ene-21 ene-21 ene-21 ene-21 ene-21 ene-21

Nva. línea Las Palmas – P.Azúcar 79,920 9,724

ene-21 ene-28 ene-28 ene-21 may-22 may-22 ene-21

Nva. línea Nogales - Las Plamas 91,931 11,673

ene-21 ene-28 ene-28 ene-21 may-22 may-22 ene-21

VP de Costos de inversión total 91,804 98,963 185,370 132,306 133,643 185,370 182,460 183,797 185,370

(*)En aquellos casos en que se ejecuten todos los tramos del proyecto Nueva Línea Maitencillo – Nogales 2x220 kV

en forma conjunta, se ha considerado un ahorro equivalente al 6% debido a las economías de escala. El detalle de

este supuesto se encuentra en ANEXO 6.

A continuación se presentan el detalle de las modelaciones efectuadas para elaborar la matriz

de arrepentimientos:

Alternativas de expansión para Escenario Base:

Esc. Base – Plan Base: Corresponde al plan óptimo encontrado para Escenario Base.

La obra a recomendar en la presente revisión bajo los supuestos de este escenario sólo

correspondería a una Nueva Línea Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar

2x220 kV, mientras que en las próxima revisiones se recomendarían expansiones en la

zona de Diego de Almagro para su puesta en servicio en el año 2027.

Esc. Base – Plan ERNC NA: Ante la ejecución del plan ERNC NA, se recomendaría el

inicio de la construcción la nueva Línea Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar

2x220 kV y del nuevo transformador en S.E. Cumbres. Debido a que bajo los supuestos

de generación y demanda del escenario base no se requiere hasta el 2027 del nuevo

transformador, el arrepentimiento queda representado en el sobre costo de inversión

efectuado entre el año 2020 y el año 2027.

Esc. Base – Plan ERNC NC: Ante la ejecución del plan ERNC NC, se recomendaría la

ejecución inmediata de la nueva Línea de 2x220 kV para los tramos comprendidos

entre S.E. Maitencillo y S.E. Nogales y del nuevo transformador en S.E. Cumbres.

Debido a que bajo los supuestos de generación y demanda del escenario base no se

requiere del nuevo transformador en cumbre hasta el año 2027, ni resulta

económicamente conveniente la ejecución de la nueva línea, el arrepentimiento queda

representado en el sobre costo de inversión realizado.


75

Alternativas de expansión para Escenario ERNC Norte Atacama:

Esc. ERNC NA – Plan Base: Para el escenario ERNC NA se determinó que resulta

conveniente dar inicio inmediato a la construcción de un nuevo Transformador en S.E.

Cumbres y de la Nueva Línea entre Maitencillo y Pan de Azúcar. En caso de haber

decidido en la presente revisión por el plan de expansión “Plan Base”, no se

construiría el nuevo transformador en cumbres de forma inmediata, por lo que su

recomendación se tomaría en el siguiente proceso de revisión del ETT. Con lo anterior,

la obra entraría en operación aproximadamente con un año de retraso respecto de los

requerimientos del escenario ERNC NA. El arrepentimiento entonces está asociado al

sobre costo de operación del sistema por efecto de operar un año con flujos

restringidos. Debido a que la recomendación del resto de las obras se realiza en el

futuro, el efecto de optar por el Plan base no representa arrepentimientos respecto del

plan óptimo para el escenario ERNC NA (Plan ERNC NA).

Esc. ERNC NA – Plan ERNC NA: Corresponde al plan óptimo encontrado para

Escenario ERNC NA. Bajo los supuestos del escenario ERNC norte Atacama, el adelanto

en la incorporación de las Centrales solares en la zona de Atacama hace conveniente la

ejecución inmediata de un nuevo Transformador 500/220 kV en S.E. Cumbres para su

puesta en operación en enero de 2020. Adicionalmente, los consumos y generación en

la zona de Punta Colorada hace aún más beneficiosa la materialización de la nueva

línea 2x220 kV entre Maitencillo y Pan de Azúcar, determinando como año óptimo de

materialización del restos de los tramos de línea hacia Nogales a partir del año 2027.

Esc. ERNC NA – Plan ERNC NC: Al optar hoy por el plan ERNC NC, se recomendaría la

ejecución inmediata de la nueva línea entre Maitencillo y Nogales para su puesta en

servicio en enero de 2021, estas obras no son requeridas por el Escenario ERNC NA

hasta el año 2028. Por lo anterior, el adelanto en la inversión representa un

arrepentimiento que bajo los supuestos de este escenario la decisión más eficiente

correspondía a una postergación y no a una ejecución inmediata.

Alternativas de expansión para Escenario ERNC Norte Coquimbo:

Esc. ERNC NC – Plan Base: En el Escenario ERNC NC, la incorporación de centrales

eólicas en la zona de Coquimbo gatilla como obras adicionales a los otros dos

escenarios, la conveniencia de ejecución inmediata de una nueva línea 2x220 kV,

2x500 MVA para los tramos comprendidos entre Pan de Azúcar y Nogales para su

puesta en servicio en enero de 2021 y un nuevo transformador en S.E. Cumbres. En

caso de recomendar hoy el plan de expansión “Plan base”, y que se den los supuestos

del escenario norte Coquimbo, se presentaría un sobre cotso de operación debido a

las restricciones a la inyección de energía ERNC en la zona por aproximadamente un


76

año. Lo anterior debido al retraso en la ejecución de las líneas entre Pan de Azúcar y

Nogales2x220 kV y el trasnformacdor en S.E. Cumbres que tendrían que ser

recomendadas en la próxima revisión del ETT.

Esc. ERNC NC – Plan ERNC NA: Al igual que lo descrito en el caso anterior, existiría un

retraso en los proyectos de Nueva líneas 2x220 kV entre Pan de Azúcar y Nogales, no

así en el transformador en S.E. Cumbres. Lo anterior debido a que tanto el escenario

ERNC NA, como en el escenario ERNC NC resulta conveniente la ejecución inmediata

de esta obra.

Esc. ERNC NC – Plan ERNC NC: Corresponde al Plan óptimo del escenario ERNC norte

Coquimbo. Bajo los supuestos de este escenario correspondería recomendar en la

presente revisión del nuevo transformador 500/220 kV en S.E. Cumbres y un nuevo

sistema paralelo 2x220 kV entre S.E. Maitencillo y S.E. Nogales.

Considerando el detalle del Cuadro 41 se obtiene la matriz de costos, en la que se destaca

el plan de expansión que minimiza los costos totales de cada escenario:

Cuadro 42: Matriz de Costos zona norte

Valores presentes en miles de USD Esc. Base Esc. ERNC NA Esc. ERNC NC

Plan Base

Cop 26,248,807 25,459,596 25,239,840

VATT 91,804 132,306 182,460

COSTO Total 26,340,611 25,591,902 25,422,300

Plan ERNC NA

Cop 26,248,352 25,456,482 25,215,616

VATT 98,963 133,643 183,797

COSTO Total 26,347,315 25,590,124 25,399,413

Plan ERNC NC Cop 26,184,482 25,420,433 25,203,855

VATT 185,370 185,370 185,370

COSTO Total 26,369,853 25,605,803 25,389,225

A partir del Cuadro 42 se construye la matriz de arrepentimientos, restando para cada

escenario el sobrecosto que significaría elegir un plan distinto al de menor costo de dicho

escenario.

Cuadro 43: Matriz de Arrepentimiento

Valores presentes en miles de

USD Esc. Base Esc. ERNC NA Esc. ERNC NC Max

Arrepentimiento

Plan Base - 1,778 33,075 33,075

Plan ERNC NA 6,705 - 10,188 10,188

Plan ERNC NC 29,242 15,679 - 29,242


77

Se extrae el mayor arrepentimiento asociado a cada plan de expansión de la transmisión y se

escoge como mejor alternativa aquel plan que minimiza el máximo arrepentimiento. Con lo

anterior, se escoge la alternativa de expansión “Plan ERNC NA” (correspondiente al plan

diseñando para el Escenario Norte Atacama). Las obras a recomendar en la presente revisión

de este plan corresponden a la nueva línea Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar

2x220 kV, 2x500 MVA y un nuevo transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Cumbres.

Adicionalmente en el capítulo 7.1.9.1, se determinó la conveniencia de recomendación de un

rediseño de capacidad para la nueva línea Cumbres – Nueva Diego de Almagro 2x220 kV

Cuadro 44: Obras a recomendar zona Norte

Proyectos a recomendar zona norte Fecha PES

Nueva línea Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220 kV, 2x500 MVA Ene-21

Nuevo transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Cumbres Ene-20

Adecuación de capacidad línea Nueva Diego de Almagro – Cumbres 2x220 kV - (*)


78

7.2 Zona centro

El análisis de la zona centro comprende el estudio de los flujos esperados para los tramos

entre las subestaciones Polpaico y Ancoa, incluyendo los tramos en 220 kV entre Alto Jahuel y

Colbún y Ancoa – Itahue.

El plan de obras de transmisión y los proyectos a considerar para la zona se detallan a

continuación:

Cuadro 45: Obras Zona Centro

Obras Zona Centro Fecha estimada

de PES

Obras en

construcción

Tendido primer circuito Nueva Línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV Oct-2015

Segundo transformador Ancoa 500/220 kV Ene-2016

Tendido segundo circuito Nueva Línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV Feb-2016

Línea Rapel – Alto Melipilla 1x220 kV Oct-2018

Nueva Línea A. Melipilla - Lo Aguirre 1(de 2)x220 kV Oct-2018

Aumento de capacidad Línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV Ene-2019

Tercer Transformador A.Jahuel 500/220 kV Feb-2018

Obras decretadas Nueva subestación Puente Negro 220 [kV] Oct-2017

Seccionamiento línea 2x220 [kV] Colbún - Candelaria en Puente Negro Oct-2017

Proyectos de

expansión a

considerar

ProyectoE. 3- Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800 [MVA],

tendido de un circuito Ene-2022

ProyectoE. 4- Seccionamiento segundo circuito línea 2x500 kV Polpaico – Alto Jahuel en S/E

Lo Aguirre Jun-2018

Nota: El seccionamiento completo en S.E. Lo Aguirre de la línea 2x500 kV Polpaico – Alto Jahuel es una obra que será recomendada por

cumplimiento normativo de acuerdo a los análisis presentados en ANEXO 4 .

Ilustración 8.Diagrama simplificado zona centro


Proyecto

S/E Polpaico 500kV

A.Melipilla220

L.Aguirre220

L.Aguirre500

C.Nav ia220

Rapel220

Ancoa 500kV

S/E A.Jahuel 500kV

Lampa 220

Chena 220

A.Jahuel 220

Maipo 220

Candelaria 220

Colbún 220

Ancoa 220

Itahue 220

Polpaico 220kV

PteNegro 220

Almendros 500

Almendros 220


79

7.2.1 Tramo Lampa – Polpaico

Instalaciones

existentes:


Obras en construcción Ninguna


Figura 37: Flujos Lampa – Polpaico 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.

7.2.2 Tramo Polpaico – Tap El Llano - Los Maquis

Instalaciones

existentes:




Figura 38: Flujos Lampa – Polpaico 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Lampa - Polpaico 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Polpaico - Los Maquis 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Tap El Llano - Los Maquis 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


80

7.2.3 Tramo Chena - Cerro Navia

Instalaciones

existentes:




Figura 39: Flujos Chena – Cerro Navia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

7.2.4 Tramo Alto Jahuel – Chena

Instalaciones

existentes:

(1) Línea 2x220 kV, 2x350 MVA 30ºC (A.Jahuel-Rodeo-Chena)


-



Figura 40: Flujos Alto Jahuel – Chena 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

7.2.5 Tramos Rapel – A. Melipilla – Lo Aguirre – Cerro Navia

Instalaciones

existentes:


Obras en construcción (2) Nuevo transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, Lo Aguirre, junto con el seccionamiento de

un circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV y seccionamiento completo de Rapel – C.Navia

Oct-15

(3) Línea 1x220 kV, 1x290 MVA 25ºC, Rapel – A. Melipilla Oct-18

(4) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC, A. Melipilla – Lo Aguirre, 1 circuito Oct-18

(5) Aumento de capacidad línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC, Lo Aguirre – C.Navia Ene-19

Obras a analizar: ProyectoE. 4- Seccionamiento segundo circuito línea 2x500 kV Polpaico – Alto Jahuel en S/E Lo

Aguirre

Jun-18

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Chena - Cerro Navia 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Alto Jahuel - Chena 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


81

Ilustración 9.Diagrama de obras modeladas tramo Rapel - Cerro Navia

Figura 41: Flujos Rapel – Alto Melipilla 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Figura 42: Flujos Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

L.Aguirre220

Abr-15 - Sep-15 Oct-15 - Sep-18Existente


Proyecto

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

L.Aguirre220

Oct-18 - Dic-18

Cautín220 Cautín220

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

L.Aguirre220

Ene-19 - Mar-35

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Rapel - Alto Melipilla 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Alto Melipilla - Cerro Navia 220 kV (A.

Melipilla - Lo Aguirre desde oct-15)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


82

Figura 43: Flujos tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 220 kV para distintas prob. de excedencia

Figura 44: Flujos Lo Aguirre 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

De la Figura 41 se observa que la capacidad N-1 del tramo entre Rapel y Alto Melipilla se ve

sobrepasada desde el inicio del horizonte de estudio hasta la puesta en servicio de la obra (3)

en octubre de 2018. Lo mismo ocurre con el tramo Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV (Figura

42) y la respectiva nueva obra (4) que aumenta su capacidad de transferencia.

Como se puede apreciar de la Figura 43, la línea existente (1) se considera operando abierta

en el tramo Lo Aguirre – Cerro Navia desde la puesta en servicio de la subestación

seccionadora Lo Aguirre en 220 kV en octubre de 2015, debido a las saturaciones que se

presentarían en caso de mantener el tramo cerrado. En el Informe “Propuesta de Expansión

Troncal 2014” se describen los análisis eléctricos que justifican esta posibilidad de operación

para los efectos de su incorporación en el modelo de coordinación hidrotérmica7.

A partir de noviembre de 2018, los flujos presentados corresponden a los transitados por la

Nueva Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC, Lo Aguirre – C.Navia, la cual aportaría capacidad

suficiente al tramo en todo el horizonte de análisis.

7 Cabe señalar que la representación descrita, representa una simplificación de la modelación del tramo válida para el presente análisis, sin

perjuicio de que la operación real de esta línea deberá ser evaluada de acuerdo a las condiciones particulares del momento.

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Lo Aguirre - Cerro Navia 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Lo Aguirre 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


83

En la Figura 44, se aprecia que para el transformador 500/220 kV de la S.E. Lo Aguirre los

flujos aumentan progresivamente desde la puesta en servicio del proyecto Nueva línea Lo

Aguirre – C.Navia en noviembre de 2018, sin alcanzar la capacidad máxima para el tramo en

todo el horizonte de estudio.

7.2.5.1 Necesidades de expansión Tramo Rapel – A. Melipilla – Lo Aguirre – Cerro Navia

Para el tramo se presenta como propuesta el ProyectoE. 4 el cual se evalúa desde el punto de

vista de requerimiento normativo en el capítulo 8. Adicionalmente, de acuerdo a las

transferencias esperadas en la Figura 44, se observa que no se requiere llevar a cabo la

evaluación económica del proyecto de un segundo transformador en S.E Lo Aguirre.

7.2.6 Sistema de 500 kV entre S.E. Alto Jahuel y S.E. Polpaico

Instalaciones

existentes:


(2) Transformadores 2x500/220 kV, 2x750 MVA, Polpaico

(3) Transformadores 2x500/220 kV, 2x750 MVA, A. Jahuel

(4) Seccionamiento de Ancoa – Polpaico 1x500 kV

Obras en construcción (5) Seccionamiento de un circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV en S.E. Lo Aguirre. jun-15

(6) Tercer transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, A. Jahuel feb-18

Obras a analizar: ProyectoE. 3 - Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800 [MVA],

tendido de un circuito

ene-22

(7) Seccionamiento segundo circuito línea 2x500 kV Polpaico – Alto Jahuel en S/E Lo Aguirre. Jun-18

Ilustración 10.Diagrama de obras modeladas Sistema de 500 kV entre Alto Jahuel y Polpaico 500 kV

Figura 45: Flujos Polpaico 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV

Hacia S/E Ancoa 500kV

S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV


S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV


S/E Lo Aguirre 500kV S/E Lo Aguirre 500kV Existente


Proyecto

Abr-15 - May-15 Jun-15 - Abr-17 Ene-22- Mar-35

S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV


S/E Lo Aguirre 500kV

Sep-17 - May-18

S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV


S/E Lo Aguirre 500kV

Jun-18 - Dic-21

Los Almendros 500kV

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Polpaico 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


84

Figura 46: Flujos Alto Jahuel 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Figura 47: Flujos Alto Jahuel – al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Figura 48: Flujos Los Almendros – Polpaico 500 kV y Los Almendros 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

El gráfico de la Figura 47 muestra los flujos y los límites de transmisión con criterio N-1 de la

S.E. Alto Jahuel al norte. En línea roja se presenta la capacidad máxima de transferencia entre

0

500

1000

1500

2000

2500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Alto Jahuel 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Alto Jahuel al Norte 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Los Almendros - Polpaico 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Los Almendros 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


85

la S.E. Alto Jahuel y la S.E. Polpaico en caso de considerar el ProyectoE. 3 y en línea punteada

en caso contrario.

Se observa un aumento en los flujos esperados a partir de febrero de 2018 con la puesta en

servicio del primer circuito de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa, llegando a alcanzar la

capacidad máxima de transferencia hacia fines del mismo año y superándola hacia fines del

año 2019.

7.2.6.1 Necesidades de expansión Sistema de 500 kV entre S.E. Alto Jahuel y S.E.

Polpaico

De acuerdo al análisis de transferencias esperadas, en caso de no contar con el proyecto de

expansión para el tramo se presentarían saturaciones, por lo que se realizará una evaluación

económica para determinar la pertinencia de incorporar el ProyectoE. 3.

7.2.7 Sistema Ancoa al Norte 500 kV

Instalaciones

existentes:

(1) Línea 1x500 kV, 1x1544 MVA 25ºC, Ancoa – Alto Jahuel

(2) Línea 1x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Ancoa – Alto Jahuel

(3) Secc. L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV, en S.E. Alto Jahuel

Obras en construcción (4) Línea 2x500 kV, 1x1732 MVA 35°C, Ancoa – Alto Jahuel oct-15

(5) Tendido del segundo circuito Ancoa - Alto Jahuel 2x500 kV, 1x1732 MVA 35°C feb-16


Ilustración 11.Diagrama de obras a considerar para el tramo Ancoa al Norte 500 kV

Figura 49: Flujos Ancoa al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia, con 4to Transf. Charrúa 500/220 kV.

Ancoa 500kV Ancoa 500kV

oct-15 - Ene-16 Feb-16 - Mar-35

Existente


Proyecto

A.Jahuel 500kV A.Jahuel 500kV

Ancoa 500kV

Abr-15 - sep-15

A.Jahuel 500kV

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Ancoa - Alto Jahuel 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


86

En febrero de 2018, la puesta en servicio de la nueva línea 1(2)x500 kV Charrúa – Ancoa

produce un incremento importante en las transferencias hacia el norte, las cuales aumentan

progresivamente y llevan al tramo Ancoa – Alto Jahuel 500 kV a operar a su máxima capacidad

para algunas hidrologías extremas hacia comienzos del año 2021.

7.2.8 Tramo Ancoa 500/220 kV

Instalaciones

existentes:

(1) Transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA

Obras en construcción (2) Nuevo transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA Jun-15

Obras a analizar: Ninguna Ene-22

Figura 50: Flujos Ancoa 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

En la Figura 50 se observa que luego de la materialización de la obra (2), la capacidad de

transmisión es suficiente para los flujos proyectados.

7.2.9 Tramo Ancoa – Colbún 220 kV

Instalaciones

existentes:

(1) Cable 1x220 kV, 1x600 MVA



Figura 51: Flujos Ancoa - Colbún 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Ancoa 500/220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Ancoa - Colbun 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


87

7.2.10 Tramo Colbún – Candelaria – Maipo – Alto Jahuel 220 kV

Instalaciones

existentes:

(1) Línea Colbún – Candelaria 2x220 kV, 2x600 MVA

(2) Línea Candelaria – Alto Jahuel 2x220 kV, 2x600 MVA

Obras en construcción Nueva subestación Puente Negro 220 [kV] Oct-17

Obras a analizar: Ninguna -

Figura 52: Flujos Colbún – Puente Negro – Candelaria 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.8

Figura 53: Flujos Candelaria – Alto Jahuel 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

7.2.11 Tramo Ancoa – Itahue

Instalaciones

existentes:




8 En la simulación presentada se ha considerado la modelación del seccionamiento de la línea 2x154 [kV] La Higuera –

Tinguiririca en Puente Negro y un transformador 220/154 kV.

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Colbún - Puente Negro 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]Mes

Puente Negro - Candelaria 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Candelaria - Alto Jahuel 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


88

Figura 54: Flujos Ancoa – Itahue 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

7.2.12 Resumen análisis zona centro

A partir de los análisis realizados para la zona centro se presenta el Cuadro 46, en él se muestra el nivel de congestión

esperada para el tramo Alto Jahuel – Polpaico 500 kV, que presentaría algún grado de saturación y a continuación en el

Cuadro 47 se identifican las posibles obras de expansión de que darían solución.

Cuadro 46: Niveles de congestión esperada zona centro

Cuadro 47: Resumen de requerimientos de expansión zona centro

7.2.13 Evaluación económica zona centro

Para la zona centro se realiza la evaluación económica del proyecto Nueva línea 2x500 [kV]

Alto Jahuel – Lo Almendros – Polpaico 1800 [MVA]. Adicionalmente se realiza una sensibilidad

bajo el supuesto de incorporación de la central El Campesino en S.E. Nueva Charrúa 500 kV,

en enero de 2022, en donde se verifica que en ambos escenarios la recomendación es

postergar la ejecución del proyecto.

Cuadro 48: Evaluación Proyecto Alto Jahuel – Los Almendros – Polpaico 2x500 kV

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Ancoa - Itahue 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

Tramo Troncal Proyectos Diagnostico Escenarios

requirente

Tramo 500 kV entre S.E. Alto Jahuel y S.E. Polpaico

ProyectoE. 3- Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800 [MVA], tendido de un circuito

Sobrecarga desde A.Jahuel al norte

Base

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 0% 0% 1% 3% 2% 1% 2% 3% 1% 0% 0%

Alto Jahuel al norte


89

Δ Costo Operación y

falla

USD

Costo de Inv.

USD

VAN

USD

Esc. Base 27,073,257 80,547,266 - 53,474,009

Sensibilidad GNL Charrúa

28,812,563 80,547,266 - 51,734,703

Cabe señalar que la evaluación económica considera el VI de 126 millones de USD indicado en

el informe técnico en que se basa la presente revisión (Resolución N°390), no obstante lo

anterior, la DPD en forma preliminar ha estimado un valor de inversión de 190 millones de

USD, lo que acentuaría aún más la decisión de postergación del proyecto.


90

7.3 Zona sur

En la zona sur se analizan los flujos esperados para los tramos comprendidos entre Charrúa y

Puerto Montt.

Los proyectos propuestos por el consultor del ETT para la zona sur se dividen en dos etapas:

en la primera, las líneas se construyen en torres para 500 kV pero se energizan en 220 kV de

acuerdo al esquema presentado en la Ilustración 12 y posteriormente en una segunda etapa,

cuya fecha se encuentra fuera del horizonte de decisión del presente cuatrienio, se lleva a

cabo el tendido de los segundos circuitos, la energización en 500 kV y los transformadores de

enlace 220/500 kV.

Cuadro 49: Obras Zona Sur

Obras Zona Sur Fecha estimada de

PES

Obras en

construcción

Ampliación y seccionamiento completo en S.E. Ciruelos Ene-2017

Seccionamiento completo en S.E. Rahue Feb-2017

Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 Jul-2017

Tendido segundo circuito 2x220 kV Ciruelos – Pichirropulli kV May-2018

Nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV Jul-2018

Nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa, tendido del primer circuito Ene-2018

Obras

decretadas

Línea 2x500 kV Pichirropulli – Nueva Puerto Montt, energizada en 220 kV Feb-2021

Proyectos de

expansión a

considerar

Segundo Transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Nueva Charrúa y Tendido

segundo circuito Nueva Línea Charrúa – Ancoa 500 kV

Ene-2020(*)

Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos 1700 [MVA], tendido de dos circuitos

energizada en 220 [kV]

Ene-2022(*)

Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1700 [MVA], tendido de un circuito


Ene-2022(*)

Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 1700 [MVA], tendido de un circuito


Ene-2023(*)

(*) La fecha estimada de PES se ha considerado como la más próxima en caso de que el proyecto sea

recomendado en la presente revisión.

Ilustración 12.Diagrama simplificado zona sur

Existente


Proyecto

Ancoa 500kV

Hualpen 220kV

Esperanza 220kV

Temuco 220kV

Cautín 220kV

Ciruelos 220kV

Valdiv ia 220kV

Pichirropulli 220kV

Rahue 220kV

P. Montt 220kV

Mulchen 220kV


Charrúa 220kV


Escenario 3

Nv a.PMontt 220kV


Nv aCharrúa 220kV

Charrúa 500kV

Ancoa 500kV

Hualpen 220kV

Esperanza 220kV

Temuco 220kV

Cautín 220kV

Ciruelos 220kV

Valdiv ia 220kV

Pichirropulli 220kV

Rahue 220kV

P. Montt 220kV

Mulchen 220kV

En

erg

iza

ció

n 5

00 k

V

Charrúa 220kV


Nv a.PMontt 220kV

Nv aCharrúa 220kV

Charrúa 500kV

S.E.Nv a Ciruelos

Nuev a Cautín


91

Cabe señalar que debido a los niveles de transferencias observados en el Escenario

ERNC+Hidro Sur, en las gráficas presentadas a continuación se considera la energización en

500 kV a partir de enero del año 2023 en dicho escenario. Las subestaciones de enlace

500/220 kV consideradas se utilizan sólo como supuestos para efectos de realizar los análisis

de arrepentimientos que se desprenderán de las evaluaciones económicas. La decisión de los

puntos óptimos de enlace 500/220 kV se deberá determinar en revisiones futuras del ETT,

cuando la puesta en servicio esperada para los transformadores y subestaciones de 500 kV,

concuerden con los requerimientos de energización en 500 kV del sistema considerando los

plazos de ejecución de las obras.

Se han realizado algunas modificaciones a los proyectos a considerar en el plan cuadrienal.

Los cambios se efectúan en cuanto a la capacidad de diseño de las líneas considerando su

futura energización en 500 kV. Si bien los niveles máximos de transferencias observados aún

para el escenario de mayor desarrollo de generación zona Sur “Escenario 3” no superarían los

1300 MVA en todo el horizonte modelado, se considera como solución de expansión una línea

de 1700 MVA en vez de 1500 MVA, debido a que la diferencia en el valor de inversión entre

estas dos capacidades no superaría el 5%, adicionalmente de acuerdo la indicado en el estudio

de potencial hidrológico de las cuencas de la zona sur realizado por el Ministerio de Energía,

existiría un alto potencial de generación. Por otro lado, actualmente se encuentra en

construcción el sistema de 500 kV entre Polpaico y Cardones con una capacidad igualmente

de 1700 MVA lo que representa una ventaja en cuanto la experiencia nacional en la

construcción y operación de líneas de estas características.

7.3.1 Tramo Charrúa – Ancoa

Instalaciones

existentes:

(1) Línea Charrúa –Ancoa 2x500 kV, 2x1766 MVA 25º.

(2) Transformadores 3x500/220 kV, 3 x 750 MVA S.E. Charrúa

-

Obras en construcción (3) Nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV, 1x1766 MVA 25ºC, tendido del primer circuito feb-18

(4) Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 jul-17

(5) Nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV,

750 MVA

jul-18

Obras a analizar: (6) Segundo Transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Nueva Charrúa y Tendido segundo

circuito Nueva Línea Charrúa – Ancoa 500 kV

ene-20

Ilustración 13.Diagrama de obras modeladas tramo Charrúa – Ancoa 500 kV

Ancoa 500kV

Charrua 500kV Charrua 500kV

Ancoa 500kV

Feb-18 - Jun-18 Jul-18 - dic-19

Existente


Proyecto

Ancoa 500kV

Charrua 500kV

Jul-17 - Ene-18

Nv a Charrua 500kV Nv a Charrua 500kV Nv a Charrua 500kV

Charrua 220kV Charrua 220kV Charrua 220kV

Ancoa 500kV

Charrua 500kV

Abr-15 - Jun-17

Nv a Charrua 500kV

Charrua 220kV

Charrua 500kV

Ancoa 500kV

ene-20 - mar-35

Nv a Charrua 500kV

Charrua 220kV


92

Escenario Base

Escenario ERNC Sur Escenario ERNC+Hidro Sur

Figura 55: Flujos Desde el sur a S/E Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base


Figura 56: Flujos Charrúa – Nueva Charrúa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

abr-

15

oct

-15

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16

oct

-16

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17

oct

-17

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18

oct

-18

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19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

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oct

-21

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22

oct

-22

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23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

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25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

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28

oct

-28

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29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Desde el sur a S/E Ancoa 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

abr-

15

oct

-15

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16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

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oct

-18

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-19

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20

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-20

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-21

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-22

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23

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-23

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-24

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-25

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-26

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oct

-27

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-28

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-29

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30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

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-15

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-16

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-17

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-19

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-20

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-21

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-22

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-23

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-27

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-28

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-29

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-30

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-31

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32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

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-15

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-16

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-17

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-18

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-19

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-20

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22

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-22

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-23

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-24

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-25

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-26

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-27

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-30

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-31

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-32

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33

oct

-33

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34

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-34

[MW

]

Mes

Charrua500- kV - Nueva Charrua 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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-15

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-16

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-17

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-18

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-19

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-20

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-26

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-27

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-28

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-29

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30

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-30

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31

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-31

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32

oct

-32

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33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Charrua500- kV - Nueva Charrua 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

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-16

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-17

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-18

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-19

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-20

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-21

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-22

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-23

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-24

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-27

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-28

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-29

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-30

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-31

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-32

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33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Charrua500 kV - Nueva Charrua 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


93

Escenario Base


Figura 57: Flujos Nueva Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base


Figura 58: Flujos Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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15

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-15

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-16

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-17

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-18

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-20

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-21

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-22

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-23

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-30

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-32

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-33

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-34

[MW

]

Mes

Nueva Charrúa 500 kV - Ancoa 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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-15

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-16

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-17

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-18

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-25

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-26

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-31

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-33

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]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

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2000

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-20

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-22

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Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

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0

500

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-32

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-33

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[MW

]

Mes

Nueva Línea Charrúa - Ancoa 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

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-500

0

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]

Mes


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-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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-19

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-20

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-29

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30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


94

i. Escenario Base

Debido a que las mayores transferencias se dan en el sentido sur – norte y que la Subestación

Nueva Charrúa 500 kV permitirá adicionar flujos al tramo Charrúa -Ancoa, la limitación de

transmisión del tramo se ha modelado como la suma de flujos que llegan desde el sur a la S.E.

Ancoa 500 kV.

La Figura 55 muestra una alta congestión del tramo entre el año 2015 y el año 2018 debido a

la limitación por capacidad térmica de los equipos de compensación serie de las líneas de 500

kV. Con la entrada en servicio de la nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV (3) en febrero de

2018, la máxima transferencia se ve limitada por los tres transformadores Charrúa 500/200

kV (2150 MVA). A partir de Julio de 2018, la materialización del transformador en la S.E.

Nueva Charrúa permite la liberación de las restricciones desde 220 kV hacia 500 kV,

alcanzando un valor equivalente a 2660 MVA para el tramo de transmisión, valor que se vería

alcanzado a partir del año 2027.

ii. Escenario ERNC Sur

La incorporación de generación de bajo costo al sur de Charrúa se traduce en una mayor

presión de las trasferencias en los tramos de 500 kV desde el sur a la S.E. Ancoa.

7.3.1.1 Necesidades de expansión Tramo Charrúa – Ancoa

Para el tramo Charrúa – Ancoa 500 kV se esperan transferencias que bordean la capacidad

máxima del tramo. En el Escenario ERNC Sur podrían originarse saturaciones en algunas

hidrologías extremas a partir del año 2022, situación que motivó la evaluación económica del

tendido del segundo circuito de la Nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV. Es importante

señalar que la evaluación de la obra señalada se realiza en conjunto con el proyecto Segundo

Transformador 500/220 kV en S.E. Nueva Charrúa, ya que ambos proyectos son requeridos

conjuntamente para ampliar realmente la capacidad de transmisión.


95

7.3.2 Tramo Charrúa 500/200

Escenario Base


Figura 59: Flujos Charrúa 220 kV al norte para distintas probabilidades de excedencia.

Escenario Base


Figura 60: Flujos Nueva Charrúa 220 kV - Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

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-15

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-16

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-22

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-23

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-26

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-30

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oct

-31

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-32

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33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Charrúa 220/500 kV (suma Charrúa 220/500 kV y Nva

Charrúa 220/500 kV desde jul-2018)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

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-19

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-25

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-31

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-32

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-33

abr-

34

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-34

[MW

]

Mes



0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

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-31

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33

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-33

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34

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-34

[MW

]

Mes



0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1500

-1000

-500

0

500

1000

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-33

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oct

-34

[MW

]

Mes

Nueva Charrúa 220 kV - Charrúa 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

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-24

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oct

-32

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oct

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34

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-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1500

-1000

-500

0

500

1000

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-33

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34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


96

i. Escenario Base

La Figura 59 muestra los flujos proyectados que llegan a Charrúa 220 kV con dirección hacia

Charrúa 500 kV. De acuerdo a los criterios utilizados en la planificación del sistema de

transmisión, para mantener la operación con criterio N-1 en la línea Charrúa – Ancoa, durante

los primeros años de análisis, el flujo no puede sobrepasar los 1500 MVA, por lo que a pesar

de contar con un tercer transformador no se permiten mayores niveles de transmisión.

Con la puesta en servicio de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa tendido de un circuito

en febrero de 2018, la liberación de restricciones en 500 kV se traduciría en una aumento del

flujo esperado desde 220 kV a 500 kV, observando algún grado de saturaciones en las

transferencias esperadas hasta julio de 2018, fecha en la que se espera la materialización del

nuevo transformador 500/220 kV en S.E. Nueva Charrúa. Con la incorporación de esta última

obra se elevaría el límite de transmisión a un valor tal que la suma de los circuitos que llegan a

la S.E. Ancoa en 500 kV desde el sur, alcancen los 2660 MVA, lo que equivale a unos 2680 MVA

como suma de los flujos por los tramos de transformación, valor que es alcanzado en torno al

año 2027.


En la Figura 59 se observa que la restricción de transmisión determinada con las obras

existentes y decretadas se ve alcanzada para este escenario en ciertas ocasiones a partir del

año 2020.

iii. Escenario ERNC + Hidro Sur

Al igual que para el Escenario ERNC Sur, la capacidad de transformación se ve alcanzada para

el año 2020. Sin embargo, a diferencia del Escenario ERNC Sur, los niveles de transferencias

máximas sufren una disminución a partir del año 2023, lo que guarda relación con la entrada

en servicio de las centrales hidroeléctricas de la zona austral y la expansión de transmisión en

500 kV desde el sur hacia Charrúa.

7.3.2.1 Necesidades de expansión Tramo Nueva Charrúa y Charrúa 500/220 kV

Al igual que para el tramo Charrúa – Ancoa 500 kV, el tramo de transformación Nueva

Charrúa y Charrúa 500/220 kV ve alcanzada su capacidad de transmisión para distintos

periodos del horizonte, de modo que se considera pertinente la evaluación de una unidad de

transformación adicional en la S.E. Nueva Charrúa, la cual se evalúa en conjunto con el tendido

del segundo circuito de la Nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV.


97

7.3.3 Tramos Charrúa - Lagunillas 220 kV y Charrúa - Hualpén 220 kV

Instalaciones

existentes:

(1) Línea Charrúa – Lagunillas 1x220 kV, 1x366VA

(2) Línea Charrúa – Hualpén 1x220 kV, 1x227 MVA

(3) Línea Hualpén - Lagunillas 1x220 kV, 1x276 MVA

-

Obras en construcción Ninguna -


Escenario Base


Figura 61: Flujos Charrúa – Hualpén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-200

-150

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-50

0

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150

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-33

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34

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-34

[MW

]

Mes

Charrúa - Hualpén 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

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-150

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0

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-32

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-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-200

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[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


98

Escenario Base


Figura 62: Flujos Charrúa – Lagunillas 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

En la Figura 61 y la Figura 62 se observa que los flujos proyectados no presentarían

saturaciones en todo el horizonte de planificación.

7.3.4 Tramo Cautín – Mulchén - Charrúa 220 kV

Instalaciones

existentes:

(1) Línea 2x220 kV Cautín – Mulchén - Charrúa, 2x500 MVA 40ºC

(2) Línea 1x220 kV Charrúa – Temuco, 1x264 MVA 25ºC

(3) Línea 1x220 kV Cautín – Temuco, 2x193 MVA 25ºC

-

Obras en construcción Ninguna -

Obras a analizar: (4)Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 1700 [MVA], tendido de un circuito

energizado en 220 [kV].

Ene-23

Ilustración 14.Diagrama de obras modeladas tramo Cautín – Charrúa 220 kV

-200

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0

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oct

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[MW

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Mes

Charrúa - Lagunillas 220 kV

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Mes


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[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

Charrúa220

Mulchén220

Cautín220

Abr-15 - Dic-22

Existente


Proyecto

Temuco220

Charrúa220

Mulchén220

Cautín220

Ene-23 - Mar-35

Temuco220


99

Escenario Base

Escenario ERNC Sur

Escenario ERNC+Hidro Sur

Figura 63: Flujos Mulchén – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Escenario Base


Figura 64: Flujos Cautín – Mulchén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-1500

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0

500

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oct

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oct

-33

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oct

-34

[MW

]

Mes

Mulchén - Charrúa 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1500

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0

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oct

-33

abr-

34

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-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

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-15

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-16

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-18

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-19

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-20

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-21

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-22

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-23

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-24

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-25

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-26

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-27

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-28

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-29

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-30

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-31

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-32

abr-

33

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-33

abr-

34

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-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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-15

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-16

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-17

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-18

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-19

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-23

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-24

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-25

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-26

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-27

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-28

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-29

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-30

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-31

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32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

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-34

[MW

]

Mes

Ciruelos - Nueva Charrúa 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

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-15

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-16

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-17

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-18

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-19

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-20

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-23

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-25

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-27

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-28

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-29

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-30

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-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Cautín - Mulchén 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

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oct

-15

abr-

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-16

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-17

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-18

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-19

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-20

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-21

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-22

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-23

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-24

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-25

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-26

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-27

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-28

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-29

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-30

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-31

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32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

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-15

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-16

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-20

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-21

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-22

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-23

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-24

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-25

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-27

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-28

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-29

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-30

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-31

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32

oct

-32

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33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


100

Escenario Base

Escenario ERNC Sur


Figura 65: Flujos Temuco – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-300

-200

-100

0

100

200

300

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-15

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-16

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-20

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-23

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-24

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-25

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-26

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-27

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-28

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-29

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-30

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31

oct

-31

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32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Temuco - Charrúa 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-300

-200

-100

0

100

200

300

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-15

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-16

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-23

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-24

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-30

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-31

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oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Temuco - Duqueco 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-300

-200

-100

0

100

200

300

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-15

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-16

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-18

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-19

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-20

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-30

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-31

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-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Duqueco - Charrua 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-300

-200

-100

0

100

200

300

abr-

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-15

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-16

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-17

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-18

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-19

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-20

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-23

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-25

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-28

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-30

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-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Temuco - Duqueco 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-300

-200

-100

0

100

200

300

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-15

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-32

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-33

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34

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-34

[MW

]

Mes

Duqueco - Charrua 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


101

Escenario Base


Figura 66: Flujos Cautín - Temuco 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

i. Escenario Base

En el escenario base los niveles de trasferencia esperados para los tramos entre la S.E. Cautín

y S.E. Charrúa se encontrarían por debajo de las capacidades máximas de las líneas a

excepción del tramo Cautín –Temuco 220 kV el cual presentaría saturaciones a partir del año

2023.9


En el Escenario ERNC Sur, la incorporación de las centrales ERNC eólicas entre Cautín y

Charrúa se traducen en mayores niveles de transferencia en el sentido sur – norte, dando

origen a congestiones para los tramos Mulchén – Charrúa 220 kV (Figura 63) y Temuco –

Charrúa 220 kV (Figura 65). Cabe señalar que los tramos en los cuales se presentarían

saturaciones dependen de los puntos de conexión de las centrales modeladas.

iii. Escenario ERNC+Hidro Sur

En el Escenario ERNC+Hidro Sur, las centrales ERNC incorporadas en la zona de Mulchén

sumadas a la mayor generación hidráulica disponible desde Puerto Montt hacia el norte, se

9 En la simulación se ha modelado una elevación de la capacidad máxima mediante el supuesto de una obra que deberá ser

definida en los procesos de revisión troncal futuros.

-300

-200

-100

0

100

200

300

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-32

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-33

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-34

[MW

]

Mes

Cautín - Temuco 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

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-15

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-16

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-19

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-30

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-31

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-32

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-33

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34

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-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

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-30

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31

oct

-31

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32

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-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


102

traducen en mayores niveles de transferencia en el sentido Sur – norte. De la Figura 63 se

desprenden que en caso de considerar el proyecto en su etapa de energización en 500 kV

como parte del sistema completo entre Puerto Montt – Ciruelos – Nueva Charrúa 500 kV, se

otorgaría capacidad suficiente para los flujos esperados en el tramo Mulchén – Charrúa 220

kV. Lo anterior se debe a que de la línea paralela de 500 kV entre S.E. Ciruelos y S.E. Charrúa

actúa como corredor directo hasta Nueva Charrúa 500 kV reduciendo el uso de los tramos de

220 kV.

7.3.4.1 Necesidades de expansión Tramo Cautín –Mulchén – Charrúa

El análisis de utilización esperada para el escenario base indica que no resultaría pertinente

llevar a cabo una evaluación económica del proyecto propuesto para el tramo. No obstante lo

anterior, en el Escenario ERNC Sur y Escenario ERNC+Hidro Sur las saturaciones esperadas en

el tramo Mulchén – Charrúa muestran que se deberá definir mediante una evaluación

económica la pertinencia de la recomendación del proyecto (4). Adicionalmente se podría

requerir de obras de expansión para el tramo Temuco - Charrúa 220 kV.

7.3.5 Tramo Cautín – Valdivia

Instalaciones

existentes:

(1) Circuito N°1 Línea Valdivia – Cautín 2x220 kV

• Tramo Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA.

• Tramo Ciruelos - Cautín 1x220 kV, 1x193 MVA.

(2) Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV:

• Tramo Cautín – Loncoche 1x220, 1x193 MVA

• Tramo Loncoche – Valdivia 1x220, 1x145 MVA.

Obras en construcción (3) Seccionamiento del circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos Ene-17

Obras a analizar: Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos 2500/1500 [MVA], tendido dos circuitos energizados

en 220 [kV]

Ene-22

Ilustración 15.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Cautín

Cautin220

Ciruelos220

Valdiv ia220

Abr-15 - Dic-16Cautin220

Ciruelos220

Cautin220

Ciruelos220

Ene-17 - Abr-18 Ene-22 - Mar-35

Valdiv ia220 Valdiv ia220

LoncocheExistente


Proyecto

Hacia Pichirropulli220


103



Ene-17 145 145 +Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín

en S.E. Ciruelos Obra en Construcción

Ene-22 145 500 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x500 kV (220) Obra Propuesta

Cuadro 50: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Cautín al Sur

Escenario Base

Escenario ERNC Sur


Figura 67: Flujos desde el sur a S.E. Cautín para distintas probabilidades de excedencia.

i. Escenario Base

La Figura 67 muestra el flujo proyectado que llega desde el sur a S.E. Cautín hasta enero de

2017, fecha en la cual se lleva a cabo la materialización del seccionamiento de ambos circuitos,

posteriormente muestra las transferencias en el tramo Ciruelos – Cautín 220 kV.

Se observa que las transferencias esperadas dan origen a saturaciones en ambos sentidos, las

cuales se incrementan a partir del año 2020.


La incorporación de centrales al norte de Cautín y al sur de Ciruelos se traducen en mayores

niveles de flujo en ambos sentidos, siendo relevante las magnitudes esperadas hacia el norte

debido principalmente a que los requerimientos de demanda neta al sur de Ciruelos se ven

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

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-33

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-34

[MW

]

Mes

Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 220

kV desde ene-17)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

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[MW

]

Mes


kV desde ene-17)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

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-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


kV desde ene-17)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Nva Pto Montt - Ciruelos 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


104

disminuidos por la generación incorporada en la zona, y a su vez aumentan los

requerimientos de energía al norte de la S.E Cautín.


La conexión de la central hidráulica en la S.E. Nueva Puerto Montt en enero de 2023 impulsa

niveles de flujos que superarían las máximas capacidades de las líneas en su etapa de

energización en 220 kV, por lo que para efectos de explorar las máximas transferencias en

este escenario se modelan las líneas propuestas considerando la energización 500 kV. De

acuerdo a lo presentado en la Figura 67, la Nueva línea Ciruelos – Cautín alcanzaría a operar

en 220 kV desde enero de 2022 hasta su requerimiento de energización en 500 kV en enero

de 2023, para pasar a formar parte del sistema completo entre Puerto Montt y Nueva Charrúa,

reduciendo con ello la capacidad disponible en 220 kV10. No obstante lo anterior, se aprecia

que considerando la redistribución de flujos entre el sistema de 220 kV y el paralelo de 500

KV, las capacidades en cada uno ellos resultarían suficientes.

7.3.5.1 Necesidades de expansión Tramo Cautín –Valdivia

Se observa que en caso de no considerar la obra de expansión se presentaría un alto grado de

saturación en el tramo en los tres escenarios analizados por lo que se evaluará

económicamente el proyecto propuesto.

7.3.6 Tramo Ciruelos – Pichirropulli

Instalaciones

existentes:

(1) Circuito Nº1 Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA.

Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV, 1x145 MV

-

Obras en construcción (2) Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA 25ºC may-18

(3) Seccionamiento del circuito Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos Ene-17

(4)Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA, (tendido segundo circuito) may-18

Obras a analizar: Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1500 [MVA], tendido de un circuito energizado

en 220 [kV]

Ene-22

10 La nueva capacidad del tramo en 220 kV corresponde a la de la actual línea Ciruelos – Cautín 2x220 kV, 2x145 MVA, más un

incremento asociado a la redistribución de flujos postcontingencia, debido al sistema paralelo de 500 kV.


105

Ilustración 16.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Ciruelos



ene-17 145 145 +Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín

en S.E. Ciruelos Obra en Construcción

may-18 145 325 + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV Obra en Construcción

Ene-22 325 500 + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x500 kV Obra Propuesta

Cuadro 51: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Desde Ciruelos al Sur

Escenario Base


Figura 68: Suma de flujos desde S.E. Ciruelos al sur

Hacia S/ECautin220

Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220

Hacia S/ECautin220

Hacia S/ECautin220

Hacia S/ERahue220

Hacia S/ERahue220

Hacia S/ERahue220

Pichirropulli220

Ciruelos220 Ciruelos220 Ciruelos220

Abr-15 -Dic-16 Ene-17-Abr-18 May-18 -Dic-21Existente


Proyecto

Valdiv ia220

Hacia S/ECautin220

Hacia S/ERahue220

Pichirropulli220

Ciruelos220

Ene-22 -Mar-35

Linea (1) 2x500 kV(energizada en 220)

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Desde el Sur S/E Ciruelos

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


106

Escenario Base


Figura 69: Flujos Pichirropulli – Ciruelos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base


Figura 70: Flujos Nueva línea Pichirropulli – Ciruelos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Pichirropulli - Ciruelos 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

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26

oct

-26

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oct

-27

abr-

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oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

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27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Nueva Pichirropulli - Ciruelos 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

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25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

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oct

-27

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28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


107

Escenario Base


Figura 71: Flujos Barro Blanco – Valdivia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

i. Escenario Base

La Figura 68 muestra los flujos desde el sur hacia S.E. Ciruelos una vez efectuado el

seccionamiento completo en enero de 2017 (3). Se visualizan congestiones en el tramo para

los flujos que van de norte a sur hasta la fecha de entrada en servicio de la línea Ciruelos -

Pichirropulli 2x220 kV en mayo de 2018 (2).

A comienzo del año 2021, el aumento progresivo de los flujos hacia el sur, promovidos por la

liberación de limitaciones en los tramos Puerto Montt – Pichirropulli 220 kV conllevaría a

sobrepasar nuevamente el límite con criterio N-1 en el tramo Ciruelos – Pichirropulli, para lo

cual se ha modelado el propuesto para el tramo.


Para el Escenario ERNC Sur igualmente se presentan saturaciones de Ciruelos hacia el sur

(Figura 68), los cuales alcanzarían en algunas condiciones la capacidad máxima de

transferencia en caso de no considerar el proyecto de expansión.


En el Escenario ERNC+Hidro Sur, para completar el sistema de 500 kV Puerto Montt –

Ciruelos - Charrúa se modela para el tramo la nueva línea Ciruelos – Pichirropulli energizada

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

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oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

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24

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-24

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25

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-25

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oct

-26

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-27

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-28

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29

oct

-29

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30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Rahue - Valdivia 220 kV (Pichirropulli - Valdivia

desde may-18)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

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19

oct

-19

abr-

20

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-20

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21

oct

-21

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22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

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25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

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-27

abr-

28

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-28

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29

oct

-29

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30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


desde may-18)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

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19

oct

-19

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20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

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-22

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-23

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-24

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-25

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-26

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-27

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-28

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-29

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-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


desde may-18)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


108

en 500 kV. Con la incorporación de este proyecto, la distribución de flujos hacia este sistema

500 kV permite la operación sin saturaciones del sistema de 220 kV.

7.3.6.1 Necesidades de expansión Tramo Ciruelos - Pichirropulli

Las transferencias esperadas para el tramo dan cuanta de la necesidad de evaluación de una

obra de expansión a partir del año 2021. Considerando los plazos involucrados de la obra

expansión propuesta se realizará la respectiva evaluación económica.

7.3.7 Tramo Puerto Montt - Pichirropulli

Instalaciones

existentes:

(1) Línea Puerto Montt – Valdivia 1x220 kV, 1x145 MVA

(2) Línea Puerto Montt – Rahue 1x220 kV, 1x193 MVA

(3) Línea Rahue – Valdivia 1x220 kV, 1x193 MVA

-

Obras en construcción (4) Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, 2x1500(290) MVA feb-21

(5) Seccionamiento completo S.E. Rahue feb-17


Escenario Base

Escenario ERNC Sur


Figura 72: Flujos Nueva Puerto Montt –Pichirropulli 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

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17

oct

-17

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18

oct

-18

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19

oct

-19

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oct

-20

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-21

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-22

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-23

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-24

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-25

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oct

-26

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oct

-27

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-28

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oct

-29

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oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Nva Puerto Montt - Pichirropulli 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Nva Puerto Montt - Nva Ciruelos 500 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


109

Escenario Base


Figura 73: Flujos Nueva Puerto Montt –Rahue 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base


Figura 74: Flujos Puerto Montt - Nueva Puerto Montt 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Puerto Montt - Rahue 220 kV

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

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24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes

Puerto Montt - Rahue 220 kV (Puerto Montt - Nueva

Puerto Montt 220 kV desde febrero 2021)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


Puerto Montt 220 kV desde febrero 2021)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

abr-

15

oct

-15

abr-

16

oct

-16

abr-

17

oct

-17

abr-

18

oct

-18

abr-

19

oct

-19

abr-

20

oct

-20

abr-

21

oct

-21

abr-

22

oct

-22

abr-

23

oct

-23

abr-

24

oct

-24

abr-

25

oct

-25

abr-

26

oct

-26

abr-

27

oct

-27

abr-

28

oct

-28

abr-

29

oct

-29

abr-

30

oct

-30

abr-

31

oct

-31

abr-

32

oct

-32

abr-

33

oct

-33

abr-

34

oct

-34

[MW

]

Mes


Puerto Montt 220 kV desde noviembre 2021)

0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s-


110

i. Escenario Base

Para la suma de flujos de S.E. Pichirropulli al sur se observa que la capacidad adicionada por el

proyecto en licitación “Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, 2x1500

(290) MVA (feb-2021)”, permitiría operar el tramo sin restricciones en todo el horizonte de

estudio. Cabe indicar que esta línea se considera energizada en 220 kV para todo el horizonte

de estudio en que se encuentra disponible.


Las conclusiones presentadas para el escenario bases son equivalentes a las del Escenario

ERNC Sur.


En el Escenario ERNC+Hidro Sur la Línea Nueva Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 kV,

alcanzaría a operar en 220 kV desde su puesta en servicio en nov-2021 hasta enero de 2023

cuando se requeriría su energización en 500 kV.

7.3.8 Tramo Puerto Montt – Melipulli - Chiloé

Instalaciones

existentes:

(1) Línea Puerto Montt – Melipulli 2x220 kV, 1x145 MVA

(2) Línea Melipulli - Chiloé, 1x193 MVA



El tramo Puerto Montt – Melipulli – Chiloé ha sido recientemente incluido en la calificación de

instalaciones del STT, lo que sumado a la no recepción de propuestas de expansiones para el

tramo y al abanico de posibles soluciones posibles con diversos niveles de complejidad, esta

Dirección ha optado por recabar más antecedentes para posteriormente emitir los análisis

correspondientes.

7.3.9 Resumen análisis zona sur

A partir de los análisis realizados para la zona sur se presenta el Cuadro 52, en el cual se

muestran los tramos que presentarían algún grado de saturación y los niveles de congestión

esperada, y a continuación en el Cuadro 53 se identifican las posibles obras de expansión que

darían solución.


111

Cuadro 52: Niveles de congestión esperada zona Sur

Para los tramos comprendidos entre Cautín y Mulchén se aprecian congestiones para los

escenarios en lo que se supone la ejecución de los proyectos ERNC catastrados en la zona.

Para el tramo ciruelos – cautín se observan elevados niveles de saturación en todos los

escenarios analizados, lo que indicaría el requerimiento de una obra de expansión para el

tramo. Para el tramo Ciruelos - Pichirropulli se observa que con las líneas que se encuentran

actualmente en construcción se dispondría de capacidad suficiente para las transferencias que

se originarían en el Escenario Base y el Escenario ERNC sur, no así para el escenario de

desarrollo de generación hidráulica en la zona de Puerto Montt que podría requerir del

desarrollo de un sistema más robusto entre Puerto Montt y Charrúa.

Cuadro 53: Resumen de requerimientos de expansión zona sur

La determinación de la conveniencia de ejecución de los proyectos señalados dependerá de la

evaluación económica correspondiente, suponiendo que la puesta en servicio de éstos se

efectúa en la fecha más próxima considerando los plazos administrativos y de construcción.

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

ERNC sur 0% 0% 0% 18% 15% 14% 14% 12% 11% 10% 9%

ERNC-hidro 0% 0% 0% 56% 56% 53% 53% 51% 47% 46% 42%

Mulchén – Charrúa 220 kV

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

ERNC sur 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

ERNC-hidro 6% 6% 7% 22% 23% 21% 21% 21% 19% 19% 18%

Temuco – Charrúa 220 kV

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 16% 21% 25% 23% 20% 19% 19% 24% 27% 27% 26%

ERNC sur 36% 43% 49% 49% 47% 44% 45% 40% 39% 32% 33%

ERNC-hidro 35% 42% 46% 97% 98% 98% 97% 97% 96% 95% 94%

Desde el sur a Cautín 220 kV

Escenario 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Base 0% 0% 1% 2% 3% 3% 3% 5% 8% 12% 9%

ERNC sur 0% 0% 1% 1% 2% 3% 3% 3% 4% 5% 6%

ERNC-hidro 0% 0% 0% 61% 60% 57% 55% 53% 48% 44% 41%

Desde el sur a Ciruelos 220 kV

Proyectos Fecha

PES Diagnostico

Escenarios

posible

requerimiento

Segundo Transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Nueva Charrúa y Tendido segundo circuito Nueva Línea Charrúa – Ancoa 500 kV Ene-20

Sobrecarga sur – norte

Escenario ERNC Sur y ERNC Sur+Hidro

Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 1700 [MVA], tendido de dos circuitos energizados en 220 [kV] Ene-23

Sobrecarga sur – norte Centrales ERNC

Escenario ERNC Sur y ERNC Sur+Hidro

Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos 1700 [MVA], tendido dos circuitos energizados en 220 [kV] Ene-22

Sobrecarga ambos sentidos

Escenario base, ERNC Sur y ERNC Sur+Hidro

Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1700 [MVA], tendido de dos circuitos energizados en 220 [kV] Ene-23

Sobrecarga norte -sur

Escenario base, ERNC Sur y ERNC Sur+Hidro


112

7.3.10 Evaluación económica zona sur

Se lleva a cabo la evaluación económica de los proyectos señalados en el Cuadro 53 para cada

uno de los 3 escenarios analizados en la zona sur. Los datos presentados en el Cuadro 54 se

obtienen como resultado de un proceso iterativo. Para cada escenario se evalúan los

proyectos considerando que existe interdependencia, en el sentido que la ejecución de alguno

de ellos condiciona la conveniencia de la materialización de otro/os. De esta forma, por

ejemplo para el Escenario ERNC Sur, la evaluación del proyecto N. L. Cautín - Ciruelos 2x500,

2x1700 se realiza bajo el supuesto que no se ejecutan los otros dos proyectos; esto porque al

realizar las combinatoria de los 3 proyectos, se concluye que estos últimos no resultan

conveniente

Cuadro 54: Evaluaciones económicas zona sur

Valores presentes en miles de USD Escenario base Escenario ERNC Sur Escenario ERNC+Hidro S (1)

Proyecto evaluado Δ Costo

Operación y falla

Costo de Inv.

VAN Δ Costo

Operación y falla

Costo de Inv.

VAN Δ Costo

Operación y falla

Costo de Inv.

VAN

N. L 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 1700 [MVA] (2)

- - - 29,965 36,823 -6,858 162,963 36,823 126,139

N. L. Cautín - Ciruelos 2x500 kV, 2x1700 MVA

73,696 64,759 8,937 116,005 64,759 51,246 717,533 64,759 652,774

N. L. 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1700 [MVA]

2,453 42,530 -

40,077 5,898 42,530 -36,632 43,316 42,530 786

2do Transformador N. Charrúa 500/220 kV + Tendido 4to Circuito Chanrrúa - Ancoa

2,089 48,152 -

46,064 1,193 36,459 -35,266 9,906 48,152 -38,247 (3)

(1) Las evaluaciones por tramo consideran los valores de inversión para los proyectos en 500 kV pero energizados en 220 kV.

(2) El proyecto no se evalúa en el escenario 0 debido a que no se presentan saturaciones. (3) Debido a que en este escenario las saturación del tramo de transformación en Nueva Charrúa desaparecería a partir del año

2023, se realizó una sensibilidad en la que se evalúa solo el tendido del segundo circuito Charrúa – Ancoa 500 kV, resultando una

VAN de -26,553 miles de USD.

Cuadro 55: Proyectos a recomendar por escenario en zona sur

Proyectos a recomendar por escenario Escenario

base

Escenario

ERNC S

Escenario

ERNC+H S

2do Transformador N. Charrúa 500/220 kV + Tendido 4to Circuito Chanrrúa - Ancoa

X X X

N. L 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 2500 [MVA] (**) X X

N. L. Cautín - Ciruelos 2x500 kV, 2x1500 MVA

N. L. 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1500 [MVA] X X

Debido a que los resultados obtenidos para los distintos escenarios no son coincidentes

respecto de la conveniencia de ejecución de los proyectos, se efectuará un análisis de mínimo

arrepentimiento para determinar la recomendación de expansión.

A partir de lo presentado en el Cuadro 54 se definen los planes óptimos a considerar para

cada escenario generación – demanda.


113

Cuadro 56: Planes de expansión de la transmisión a considerar, zona sur

Plan

Base

Plan

ERNC S

Plan

ERNC+H S

1 Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 1700 [MVA], energizado en 220 [kV]

- ene-26 ene-23

2 Nueva línea 2x500 [kV] Mulchén 1700 – Cautín 1700 [MVA], energizado en 220 [kV]

- - ene-23(*)

3 Nueva Línea Cautín - Ciruelos 2x500, 2x1700, dos circuitos ene-22 ene-22 ene-22

4 Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1700 [MVA], tendido de un circuito energizado en 220 [kV]

- - ene-23

(*) El tramo de línea se requeriría en el plan ERNC+H S para permitir la inyección hasta Charrúa de las centrales que inyectan Puerto Montt Charrúa.

Plan Base: Se observa que para el Escenario base sólo resulta conveniente la

ejecución del proyecto 3, el cual conformará el plan de expansión que se denominará

Plan Base.

Plan ERNC S: Para el Escenario ERNC S y para efectos de la recomendación del

presente año se incluiría igualmente sólo la ejecución del proyecto 3, pero en el detalle

de la evaluación económica presentada en el ANEXO 8 se observa que el proyecto para

el tramo Charrúa - Mulchén resulta conveniente su puesta en servicio a partir del año

2026, por lo que se incluye en dicha fecha en el plan óptimo definido para el Escenario

ERNC Sur el cual se denomina “Plan ERNC S”.

Plan ERNC+H S: Para el Escenario ERNC + Hidro Sur las evaluaciones económicas

indican que se deberían materializar los 3 tres proyectos evaluados. Para verificar la

conveniencia de ejecución de cada una de las obras evaluadas, en el Cuadro 54 se

consideran los VATT para los proyectos en 500 kV pero se modelan energizados en

220 kV aun cuando conviene energizarlos en 500kV, a fin evitar el efecto de subsidios

cruzados que un tramo podría originar sobre otro en caso de evaluar el plan completo

en 500 kV.

Una vez definido que todos los tramos del plan requerido son necesarios, igualmente se

evalúa el proyecto completo energizado en 500 kV, para lo que se requiere incluir el tramo

Cautín – Charrúa 2x500 kV, de modo de completar el corredor entre Nueva Puerto Montt y

Nueva Charrúa, sumando además la inversión de 2 subestaciones seccionadoras de 500 kV

con 1 transformador de bajada de 750 MVA cada una y una inversión en compensación

reactiva, verificando así la conveniencia de la futura energización en 500 kV. A continuación

se muestra la evaluación del Plan ERNC+H S completo, incluyendo la energización en 500 kV.

Valores presentes en miles de USD Plan 3

Cop y Falla 1,014,899

VATT 318,878

VAN 696,021

Así, el detalle de cada plan óptimo de expansión que correspondería recomendar para cada

escenario, en la presente revisión se presenta en el Cuadro 57:


114

Una vez definidos los planes óptimos por escenario se modelan las distintas combinaciones

Escenario – Plan de expansión que permiten determinar los arrepentimientos. Para lo

anterior se supone el escenario analizado como certero en todo el horizonte, determinándose

los costos de operación e inversión que se originarían en caso haber decidido ejecutar hoy un

plan distinto al plan óptimo de dicho escenario.

Cuadro 57: Combinaciones escenario vs plan

Proyectos de Expansión VI

miles USD

Escenario Base Escenario ERNC Sur Escenario ERNC+Hidro Sur VATT miles USD

Plan Base

Plan ERNC S

Plan ERNC+H

Plan Base

Plan ERNC S

Plan ERNC+H

Plan Base Plan

ERNC S Plan

ERNC+H

- Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 2500 [MVA], operada en 220 kV

87,666 10,595

ene-23 ene-26 ene-26 ene-23

- Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 2500 [MVA], operación en 500 kV

may-24 may-24 ene-23

- Nueva Línea Cautín - Ciruelos 2x500, 2x1500, operada en 220 kV

133,597 16,333

ene-22 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22

- Nueva Línea Cautín - Ciruelos 2x500, 2x1500, operación en 500 kV


- Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1500 [MVA], operada en 220 kV

87,739 10,727

ene-23

ene-23

- Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1500 [MVA], operación en 500 kV


- Nueva línea 2x500 [kV] Mulchén - Cautín 1700 [MVA], operada en 220 kV

143,752 17,575

ene-23 ene-23

- Nueva línea 2x500 [kV] Mulchén - Cautín 1700 [MVA], operación en 500 kV


- Equipos de compensación para 500 kV (*) 153,460 18,651


- S.E. y Transformación 220/500 kV S.E. P.Montt 64,050 7,785


- S.E. Transformación 220/500 kV S.E. Ciruelos 64,050 7,785


VP de Costos de inversión total (miles USD) 64,759 64,759 199,946 88,690 88,690 162,664 286,356 286,356 318,878 (*) Para valorizar la futura energización en 500 kV se ha considerado como supuesto un requerimiento de 4x75 MVAr + 4x175 MAr en reactores de

línea y 2 plataformas de compensación serie. Lo anterior corresponde una estimación preliminar, ya que los requerimientos definitivos

dependerán, entre otros, de la definición futura de las subestaciones de enlace 500/220 kV.

Esc. Base – Plan Base: Corresponde al plan óptimo encontrado para Escenario Base.

Esc. Base – Plan ERNC S: Se construye la Nueva Línea Ciruelos – Cautín 2x500, y no se

ejecuta la línea Nueva Charrúa – Mulchén 2x500 kV (perteneciente al Plan ERNC S),

debido a que el Escenario Base nunca la requiere.

Esc. Base – Plan ERNC+H S: Se construye la Nueva Línea Ciruelos – Cautín 2x500 y los

tramos de línea Nueva Charrúa – Mulchén - Cautín 2x500 kV y Ciruelos – Pichirropulli

2x500 kV, representando estas inversiones un arrepentimiento puesto que el

escenario no lo requiere en todo su horizonte.

Esc. ERNC – Plan Base: Se construye la Nueva Línea Ciruelos – Cautín 2x500 y

posteriormente se incorpora la nueva línea Nueva Charrúa – Mulchén 2x500 kV

(2026), puesto que el escenario lo requiere en el futuro.


115

Esc. ERNC S– Plan ERNC S: Corresponde al plan óptimo encontrado para Escenario

ERNC S.

Esc. ERNC S – Plan ERNC+H S: Se construye la Nueva Línea Ciruelos – Cautín 2x500 y

se alcanza a construir el tramo de línea Nueva Charrúa – Mulchén - Cautín 2x500 kV y

Ciruelos – Pichirropulli 2x500 kV, representando estas inversiones un

arrepentimiento puesto que el escenario lo requiere sólo el tramo Charrúa – Mulchén

a partir del año 2026.

Esc. ERNC+H S – Plan Base: Se construye la Nueva Línea Ciruelos – Cautín 2x500.

Bajo los supuestos del Plan 0, en la recomendación del presente año no se incluiría la

ejecución de la nueva línea Nueva Charrúa – Mulchén - Cautín 2x500 kV, pero en caso

de que suceda el Escenario ERNC+H S en el futuro, en la próxima recomendación se

debería incluir la línea lo que se traduciría en un año aproximado de retraso respecto

del Plan ERNC+H S. Lo anterior se debe a que la línea podría entrar en operación

recién a partir de mayo de 2024, observando así un arrepentimiento asociado al

sobrecosto que implica no poder evacuar la energía barata en el sur desde el año

2023.

La línea Ciruelos – Pichirropulli 500 kV retrasa igualmente su puesta en servicio debido a

que no se justifica en tanto no se permitan mayores niveles de transferencias desde Puerto

Montt a Nueva Charrúa.

Posteriormente, a partir del año 2024 una vez que se cuenta con el sistema completo Nueva

Puerto Montt – Nueva Charrúa se incorporan los transformadores para la energización en

500 kV para conseguir los 1700 MVA de manera que no se produzcan congestiones.

Esc. ERNC+H S – Plan ERNC S: Ocurre lo mismo que en el caso anterior.

Esc. ERNC+H S – Plan ERNC+H S: En la presente recomendación se incluiría la Nueva

Línea Ciruelos – Cautín 2x500 para su puesta en servicio el año 2022 y la línea Nueva

Charrúa – Mulchén - Cautín 2x500 kV y el tramo Ciruelos – Pichirropulli 2x500 kV

para su fecha más próxima de puesta en servicio, la cual coincide con la llegada de la

central Cuervo en enero de 2023.

Considerando el detalle del Cuadro 57 se obtiene la matriz de costos, en la que se destaca

el plan de expansión que minimiza los costos totales de cada escenario:

Cuadro 58: Matriz de Costos

Valores presentes en miles de USD Esc. Base Esc. ERNC S

Esc. ERNC+H

S

Plan Base

Cop 23,510,481 22,848,586 21,916,854

VATT 64,759 88,690 286,356

COSTO Total 23,575,240 22,937,276 22,203,209

Plan ERNC S

Cop 23,510,481 22,848,586 21,916,854

VATT 64,759 88,690 286,356

COSTO Total 23,575,240 22,937,276 22,203,209

Plan ERNC+H S

Cop 23,502,670 22,841,022 21,760,972

VATT 199,946 162,664 318,878

COSTO Total 23,702,616 23,003,686 22,079,850


116

A partir del Cuadro 58 se construye la matriz de arrepentimientos, restando para cada

escenario el sobrecosto que significaría elegir un plan distinto al de menor costo de dicho

escenario.

Cuadro 59: Matriz de Arrepentimiento Valores presentes en miles de

USD Esc. Base Esc. ERNC S Esc. ERNC+H S Max

Plan Base - - 123,359 123,359

Plan ERNC S - - 123,359 123,359

Plan ERNC+H S 127,376 66,410 - 127,376

Se escoge la alternativa de expansión “Plan Base” o bien “Plan ERNC S” (ambas iguales

respecto de las obras a ejecutar en el presente periodo), que minimiza el máximo

arrepentimiento. Es decir, es mayor el arrepentimiento que se produciría al invertir en las

líneas de transmisión en caso de que no se materialicen las centrales de generación del

Escenario ERNC+Hidro Sur y que por ende estas no hayan sido requeridas (Plan ERNC+H S -

Esc. ERNC+HS); que el aumento de costos de operación que significaría el retraso de la

transmisión en 1 año en caso de que sí entren en servicio las centrales del Escenario

ERNC+Hidro Sur y no se haya decidido hoy ejecutar las líneas (Plan Base – Esc. ERNC+H S).

Por lo anterior, la obra a recomendar para la zona sur en la presente propuesta de expansión

corresponde a la Nueva Línea Cautín - Ciruelos 2x500, 2x1700, energizado en 220 [kV]. En el

Título 9 del presente informe y en el ANEXO 6 se efectúa un mayor detalle y descripción de los

proyectos evaluados y el recomendado para la zona.

Cuadro 60: Obras a recomendar zona Sur

Proyectos a recomendar zona sur Fecha estimada PES

Nueva Línea Cautín - Ciruelos 2x500, 2x1700, energizado en 220 [kV] Ene-22

Cabe señalar que para el tramo Charrúa – Mulchén se presentarían saturaciones de acuerdo a

los niveles de flujos esperados en el escenario 2 (Figura 63 y Figura 65). A pesar de lo

anterior, la evaluación económica del proyecto presentado para este tramo indica que no es

conveniente realizar el proyecto de línea Mulchén – Nueva Charrúa 2x500 kV, energizada en

220 kV, con un VAN negativo de aproximadamente 7 millones de USD (Cuadro 54), debido

principalmente a que los beneficios operativos de liberar las restricciones no alcanzan a

compensar los elevados costos de inversión de la línea en 500 kV.

En relación a lo anterior se observa que como solución alternativa existiría la posibilidad de

efectuar una obra de ampliación de la línea existente Charrúa – Temuco 1x220 kV en conjunto

con la definición de un seccionamiento y enlace a la línea paralela Charrúa – Mulchén – Cautín

220 kV, lo anterior condicionado a la definición de los puntos de conexión de los proyectos

Eólicos considerados en la zona en el escenario señalado.


117

Debido a que para efectos de la presente revisión no se cuenta con los antecedentes

suficientes de conexión de las centrales eólicas, ni de factibilidad de un proyecto como el

señalado, se estudiará la pertinencia de recomendar una obra para el tramo en conjunto con la

definición de los puntos óptimos de conexión a realizar por la DPD, o bien en la próxima

revisión del ETT.

7.4 Análisis Proyectos Presentados por Empresas Promotoras

A continuación se indica los criterios utilizados para el tratamiento de los proyectos

presentados por las empresas promotoras en el contexto de la revisión de la expansión del

sistema troncal.

Proyecto Propuesto Proponente Recomendación

ProyectoP.E 13, Seccionadora Talinay II

Este 220 kV

Enel Green

Power El proyecto presentado corresponde a un requerimiento de punto de

conexión al STT, en tal caso, el desarrollo de éste deberá ser revisado

conforme a los procedimientos y metodologías estipuladas en la

revisión de puntos óptimos de conexión al sistema troncal.

ProyectoP.E 2, Seccionadora El Romero Acciona Energía

ProyectoP.E 3, Seccionadora El Piñon

Verde RES Chile

ProyectoP.E 5, Seccionadora Santa Isabel Transnet El proyecto se presenta como obra para dar solución a problemas de

sistemas de subtransmisión. Por lo anterior, el análisis de

conveniencia de su recomendación será desarrollado en el contexto

del estudio de recomendaciones de expansión de instalaciones de

subtransmisión que elaborará la DPD.

ProyectoP.E 4, Seccionadora Lastarria Transnet

ProyectoP.E 11, Seccionamiento Línea

Charrúa-Hualpén 1x220 kV Transelec

ProyectoP.E 7, Nueva Línea Ciruelos-

Cautín 2x500 kV Transelec

Producto de los análisis y evaluaciones económicas respectivas, se

incorpora la obra como parte de la recomendación. ProyectoP.E 6, Seccionadora Nueva

Cautín Transelec

ProyectoP.E 10, Ampliación S/E Ciruelos Transelec

ProyectoP.E 8, Nueva Línea A.Jahuel-

Polpaico 2x500 kV Transelec

Producto de los análisis y evaluaciones económicas respectivas, no se

justifica la inclusión de esta obra en el presente estudio de expansión.

ProyectoP.E 9, Seccionadora Nueva Las

Palmas Transelec

ProyectoP.E 12, Ampliación Línea

Nogales-Maitencillo 2x220 kV Transelec

ProyectoP.N 1, Cambio Conexión

Transformadores ATR4 y ATR5: Transelec

Producto de los análisis eléctricos presentados en el ANEXO 5, no se

justifica la necesidad de esta obra de ampliación en el presente estudio

de expansión.

ProyectoP.N 2, Ampliación Capacidad

Barra y Cambio Configuración

Interruptor y Medio S.E Alto Jahuel

Transelec Producto de los análisis eléctricos y normativos presentados en el

ANEXO 5, no se justifica la condición topológica propuesta. Respecto al

aumento de capacidad de barra esta se analizará en futuros estudios

de expansión.



Interruptor y Medio S.E Pan de Azúcar

Transelec



Interruptor y Medio S.E Cardones

Transelec

Producto de las obras de ampliación recientemente fijadas para la S.E.

Cardones en el Decreto N°158/2015 se posterga el análisis de la

propuesta para los próximos estudios de expansión.

ProyectoP.N 5, Ampliación S.E Chena Chilectra Producto de los análisis eléctricos y normativos presentados en el

ANEXO 5, y posterior a un trabajo conjunto con la empresa

proponente, se recomienda la obra de ampliación.

ProyectoP.N 6, Ampliación S.E Los

Maquis Colbún

ProyectoP.N 7, Ampliación S.E Polpaico Colbún


118

8 ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO EN S.E. TRONCALES

La NTSyCS establece estándares para el diseño y desarrollo del sistema de transmisión, los cuales corresponden entre otros a criterios

de configuración de subestaciones para el mantenimiento de interruptores y para el desempeño de las instalaciones frente a fallas en

transformadores y secciones de barra (severidades 8 y 9). Por esta razón se han realizado análisis detallados que consideran estos

criterios de desarrollo del sistema, los cuales se encuentran cometidos en el ANEXO 4.

En virtud de la revisión y análisis desarrollados en cada subestación del STT, a continuación se presenta una tabla resumen que

contiene los requerimientos de cada una y sobre los cuales la DPD está analizando recomendar ampliaciones.

N°1 S/E TRONCAL INCUMPLIMIENTO REQUERIMIENTO PRELIMINAR

1

S.E DIEGO DE ALMAGRO 220 kV

1. Falla de severidad 9 se propaga con llegada de nueva línea D.Almagro-Cardones 2x220 kV

2. Posible sobrecarga esperada del 20% en barras 3. Falla de severidad 8 en transformadores 220/110 kV se

propagaría a los sistemas de subtransmisión

1. Conexión del paño del primer circuito nueva Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV, con flexibilidad de conectarse a ambas secciones.

2. Repotenciamiento de barras 3. Proyecto para cumplimiento ante falla de severidad 8, se analizará en los estudios de

expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente.

2 S.E SAN ANDRÉS 220 kV 1. Incumplimiento en criterio de conexión, no se admite el seccionamiento de un solo circuito en el STT.

Se podría estudiar el desarrollo de un proyecto que contemple soluciones al incumplimiento., sin embargo de acuerdo a lo indicado en no se considera necesario proponer un

proyecto.

3 S.E MAITENCILLO 220 kV 1. Falla de severidad 9 se propagaría a los sistemas de

subtransmisión 2. Posible sobrecarga esperada del 150%

1. Proyecto se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente.

2. Posible repotenciamiento de barras

4 S.E PAN DE AZÚCAR 220 kV

1. No existe posibilidad de mantenimiento de Interruptores JT5(CER 1), JT6(CER 2) y JCE5(CCEE)

2. Falla de severidad 8 y 9 se propagaría a los sistemas de subtransmisión

1. Se debe normalizar conexión de interruptores JT5(CER 1), JT6(CER 2) y JCE5(CCEE) 2. Proyecto para cumplimiento ante falla de severidad 8 y 9, se analizará en los estudios de


5 S.E QUILLOTA 220 kV Falla de severidad 9 se propagaría provocando sobrecargas Proyecto para cumplimiento ante falla de severidad 9, se analizará en los estudios de


6 S.E LOS MAQUIS

1. Falla de severidad 9 se propaga dejando sin abastecimiento la zona de Aconcagua

2. Falla de severidad 8 se propaga dejando sin abastecimiento la zona de Aconcagua

3. No existe posibilidad de mantenimiento a todos los interruptores de la subestación

1. Se deberá realizar proyecto de ampliación que permita mantenimiento de los interruptores y que evite la propagación de la falla de severidad 8 y 9.

7 S.E POLPAICO 220 kV

No existe posibilidad de mantenimiento de interruptor J12, perteneciente a línea Polpaico-Los Maquis. Se debe normalizar conexión de interruptor J12.


119

8 S.E CHENA 220 kV 1. Falla de severidad 9 se propaga.

2. No existe posibilidad de mantenimiento de los interruptores J3 y J4 (pertenecientes a L3 y L4 Alto Jahuel-Chena).

Se deberá realizar proyecto de ampliación que permita mantenimiento de los interruptores y que evite la propagación de la falla de severidad 9.

9 S.E CERRO NAVIA 220 kV

1. No existe posibilidad de mantenimiento de Interruptor JCE1, banco condensador 50 MVAr.

2. Falla de severidad 9 se propagaría provocando sobrecargas en el sistema de transformación 220/110 kV.

1. Se debe normalizar conexión de interruptor JCE1. 2. Proyecto para cumplimiento ante falla de severidad 9, se analizará en los estudios de


10 S.E ALTO JAHUEL 220 kV

1. No existe posibilidad de mantenimiento de Interruptores CE1 (CCEE 65 MVAr), JCE2 (CCEE 50 MVAr), JZ3 (Reactor 90

MVAr), J3 (línea 2 Maipo-Alto Jahuel) y J10 (línea 1 Maipo-Alto Jahuel).

2. Posible sobrecarga esperada del 120% en 220 kV y 80% en 500 kV

1. Se debe normalizar conexión de interruptores CE1 (CCEE 65 MVAr), JCE2 (CCEE 50 MVAr), JZ3 (Reactor 90 MVAr), J3 (línea 2 Maipo-Alto Jahuel) y J10 (línea 1 Maipo-Alto Jahuel).

2. Posible repotenciamiento de barras.

S.E COLBÚN 220 kV No existe posibilidad de mantenimiento del interruptor J7, perteneciente a la línea (2) de Candelaria-Maipo 2x220 kV

Se debe analizar la normalización de la conexión de interruptor J7.

11 S.E CANDELARIA 220 kV

La subestación no posee barra de transferencia, interruptores J1 (Maipo-Candelaria 1x220 kV), J2 (A.Jahuel-Candelaria 1x220 kV),

J3 (C1 Candelaria-Colbún 2x220 kV), J4 (C1 Candelaria-Colbún 2x220 kV), J5 (C1 Candelaria-Minero 2x220 kV) y J6(C2 Candelaria - Colbún 2x220 kV) no cumplen con criterio de mantenimiento de

interruptores.

Se debe analizar el desarrollo de un proyecto de ampliación troncal que permita el mantenimiento de todos los interruptores troncales.

12 S.E ANCOA 220 kV No existe posibilidad de mantenimiento de interruptor J9,

perteneciente a la línea 1x220 [kV] Candelaria – Colbún

Se debe analizar el desarrollo de un proyecto de normalización de la conexión de interruptor J9.

13 S.E CHARRÚA 220 kV

La falla de severidad 9 en la segunda sección de barra deja sin abastecimiento la zona de Concepción.

Se debe analizar el desarrollo de un proyecto de ampliación troncal y de subtransmisión que no permita la propagación de la falla y pérdida del consumo.

14 S.E VALDIVIA 220 kV

La falla de severidad 9 se propagaría a los sistemas de subtransmisión

Proyecto se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente.

15 S.E RAHUE 220 kV

La falla de severidad 9 se propagaría a los sistemas de subtransmisión

Proyecto se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente.

16 S.E PUERTO MONTT 220 kV No existe posibilidad de mantenimiento de interruptor JT4,

perteneciente al CER. Se debe analizar el desarrollo de un proyecto para dar cumplimiento a la mantención del

interruptor JT4.


120

9 PROYECTOS RECOMENDADOS

A continuación se presentan los proyectos de expansión y normalización a recomendar en la

presente revisión del ETT. Mayores detalles respecto de las características de los proyectos y

definiciones se pueden encontrar en el Anexo 6.

Cuadro 61: Proyectos de expansión a recomendar

N° Obra de expansión recomendadas Responsable VI miles de

USD

Plazo

Constructivo

1 Nuevo transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Cumbres Licitación Obra

Nueva 18,772 36 meses

2 Adecuación de capacidad línea Nueva Diego de Almagro – Cumbres 2x220 kV (1) (1) (1)

3 Nueva línea Nueva Maitencillo – Punta Colorada – Nueva Pan de azúcar 2x220 kV, 2x500 MVA

Licitación Obra Nueva

106,893 48 meses

4 Ampliación S.E. Nueva Maitencillo Interchile S.A. 3,826 24 meses (2)

5 Ampliación S.E. Punta Colorada Transelec 2,996 24 meses (2)

6 Ampliación S.E. Nueva Pan de Azúcar Interchile S.A. 3,771 24 meses (2)

7 Nueva Línea Ciruelos – Nueva Cautín 2x500 kV, 2x 1700 MVA, energizada en 220 kV (Incluye paños de línea, seccionamiento y enlace a Charrúa-Mulchén 2x220 kV) + S.E. Nueva Cautín

Licitación Obra

Nueva 130,264 60 meses

8 Ampliación S.E. Ciruelos Transelec 3,332 24 meses (3)

9

Modificación de la compensación serie de la Nueva Línea Polpaico – Pan de

Azúcar 2x500 kV y reactores de 75 MVAr en SS.EE. N. Maitencillo y N. Pan de

Azúcar 500 kV

Interchile S.A. 44,916 (4) 24 meses

10 Ampliación S.E. Polpaico para dar cabida a equipos de Compensación Serie Transelec 1,427 15 meses

(1) Se ha estimado que el sobrecosto de adecuar la capacidad de la línea entre 600 MVA y 750 MVA corresponde a 1.65 millones de USD.

(2) Las obras deben estar disponible en la fecha de entrada del proyecto 3, cuya fecha estimada de puesta en servicio corresponde a enero 2021.

(3) La obra deben estar disponible en la fecha de entrada del proyecto 7, cuya fecha estimada de puesta en servicio corresponde a enero 2022.

(4) Valor de inversión considera los costos informados por Interchile S.A para la modificación de la compensación serie con motivo de la Revisión

anual 2014 del ETT.

Cuadro 62: Proyectos de normalización SS.EE

N° Obra de Normalización Responsable VI miles de

USD

Plazo

constructivo

1 S/E Diego de Almagro 1: Aumento Capacidad Barras (1) Transelec 1,171 24 meses

2 S/E Diego de Almagro 2: Incorporación Desconectador Circuito 1 Nueva línea D.Almagro-Cardones 2x220 kV (1)

Eletrans 497 24 meses

3 S/E Don Goyo: seccionamiento tramo P. Azúcar-Las Palmas 2x220 kV P.E EL Arrayán (2) 24 meses

4 S/E La Cebada: seccionamiento tramo P. Azúcar-Las Palmas 2x220 kV EPM Chile 8,288 24 meses

5 S/E Los Maquis: modificación topología subestación Colbún (3) 24 meses

6 S/E Polpaico: Conexión J12 a la barra de transferencia Colbún 344 24 meses

7 S/E Lo Aguirre: seccionamiento segundo circuito A.Jahuel-Polpaico 2x500 kV Transelec 13,380 24 meses

8 S/E Chena: Conexión J3 y J4 a la barra de transferencia Transelec 1,461 24 meses

9 S/E Chena: Seccionamiento barra principal con incorporación de un interruptor seccionador de barra y un interruptor acoplador

Chilectra 2,319 24 meses

10 S/E Alto Jahuel: Conexión J3 y J10 a la barra de transferencia Colbún 561 12 meses

11 S/E Charrúa: Modificación de configuración para cumplimiento de requerimientos de severidad 9. (3)

Translec (4) (4)

12 S/E Puerto Montt: Conexión a barras 1 y 2 CER Transelec 3,262 24 meses (1) El proyecto para la S.E. Diego de Almagro se encuentra en desarrollo a la espera de mayores antecedentes.

(2) El proyecto se encuentra en revisión a la espera de antecedentes adicionales solicitados al propietario de la S.E.

(3) El proyecto para la S.E. Los Maquis se encuentra en desarrollo a la espera de mayores antecedentes.

(4) El proyecto para la S.E. Charrúa se encuentra en desarrollo a la espera de mayores antecedentes.


121

9.1 Proyectos de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal SIC

9.1.1 Nuevo Transformador 220/500 kV S.E Cumbres

9.1.1.1 Justificación

El proyecto corresponde a una de las obras recomendadas en la zona norte del SIC y se

justifica producto de los requerimientos de transmisión debido a la alta penetración de

proyectos ERNC en la región de Atacama. Esta obra de expansión permitirá aumentar la

capacidad de transformación hacia el sistema de 500 kV.

9.1.1.2 Descripción General

La obra propuesta consiste en la construcción de un segundo transformador 220/500 kV en la

futura S.E Cumbres a fin de ampliar la capacidad de transferencias requerida por la fuentes de

generación ERNC en la zona. La topología de conexión del transformador se consideró en

interruptor y medio para los dos patios.

9.1.1.3 Valor de inversión y Plazos

Para efectos de las evaluaciones económicas se ha considerado el Valor de Inversión asociado

a la construcción de transformador 220/500 kV con sus respectivos paños en ambos patios

por un total de 18,772 MUSD y un plazo constructivo de 36 meses.

9.1.2 Proyecto Adecuación Nueva Línea Diego de Almagro-Cumbres 2x220 kV


De acuerdo a los niveles de transferencia esperados en la zona norte, se observa que bajo los

escenarios estudiados existen congestiones en la nueva línea Diego de Almagro-Cumbres

2x220 kV que fue fijado en el Decreto 158/2015 y que actualmente está en proceso de

licitación.


Se propone la adecuación del proyecto que actualmente se encuentra en licitación Nueva

Diego de Almagro-Cumbres 2x220 kV, modificando su capacidad de transmisión de 2x600

MVA hasta 2x750 MVA.


Se estimó el diferencial entre el proyecto completo en con las condiciones de diseño fijadas en

el Decreto 158/2015 respecto de un proyecto con la capacidad de transmisión de 2x750 MVA,

encontrando que la diferencia del Valor de Inversión esperado corresponde a 1.65 MMUSD.


122

9.1.3 Nueva Línea Nueva Maitencillo – Punta Colorada– Nueva Pan de Azúcar 2x220

kV, 2x 500 MVA,


El proyecto corresponde a una de las expansiones a recomendar en la zona norte del SIC y se

justifica producto de los requerimientos de capacidad adicional del tramo Maitencillo-Punta

Colorada-Pan de Azúcar debido a la conexión de generación ERNC y proyectos de consumo en

la zona norte del sistema de transmisión troncal.


La obra propuesta consiste en la construcción de una línea de doble circuito entre la

subestación Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar 2x220 kV, ambas en construcción, y un

seccionamiento en la actual subestación Punta Colorada. El proyecto considera una longitud

aproximadamente de 197 kilómetros, y una capacidad de transmisión de 500 MVA.

La S.E Nueva Maitencillo y la S.E Nueva Pan de Azúcar están en construcción y tendrán una

topología de interruptor y medio, al igual que la actual S.E Punta Colorada, por lo que el

proyecto considera que las ampliaciones en todas estas subestaciones se desarrollarán

manteniendo la misma configuración.

9.1.3.3 Valor de inversión


a la construcción de las líneas con sus respectivos paños, y las obras de ampliación requeridas

en las subestaciones para conectar los nuevos circuitos.

Cuadro 63: Valor de inversión proyecto Nueva Línea Nueva Maitencillo-Punta Colorada- Nueva Pan de Azúcar 2x220 kV

Obra VI miles de USD Responsable

Línea de Transmisión 89.687 Licitación Obra Nueva Paños de Línea 17.207

Ampliación S.E. Nueva Maitencillo 3.827 Interchile S.A

Ampliación S.E. Punta Colorada 2.996 Transelec

Ampliación S.E. Nueva Pan de Azúcar 3.772 Interchile S.A

Total 117.488

9.1.3.4 Plazos

Se ha considerado un plazo constructivo según lo indicado en el Cuadro 64. De acuerdo a lo

indicado en el título 3.4, se ha supuesto la emisión del decreto de expansión en diciembre de

2015 y los plazos administrativos para obras nuevas se han estimado en 12 meses, con lo que

se ha calculado la fecha de puesta en servicio de cada uno de los tramos de línea propuestos.

Cuadro 64: Plazos Nueva Línea Nueva Maitencillo-Punta Colorada- Nueva Pan de Azúcar 2x220 kV

Tramo Plazo Fecha estimada PES

S.E. N.Maitencillo- S.E. P.Colorada– S.E. N. P.Azúcar 48 meses Ene-2021


123

9.1.3.5 Ampliación S.E. Nueva Maitencillo

La ampliación en esta subestación es necesaria para la acometida de los dos circuitos nuevos

que provienen desde la S.E Punta Colorada, en ese contexto se consideraron dos nuevos

interruptores centrales que posibiliten la construcción de dos medias diagonales y con ello

conectar la nueva línea en topología de doble interruptor, dejando disponible la ubicación

para la conexión de nuevos elementos que podrían conectarse y con ello mantener la

configuración de interruptor y medio en todas las diagonales de la subestación.

9.1.3.6 Ampliación S.E. Punta Colorada

La ampliación en esta subestación es necesaria para la acometida de los 4 circuitos del

proyecto propuesto (dos desde S/E Nueva Maitencillo y dos desde S/E Nueva Pan de Azúcar),

en ese contexto se consideraron dos nuevos interruptores centrales que posibiliten la

construcción de dos diagonales y con ello conectar los cuatro circuitos en configuración de

interruptor y medio, manteniendo la topología de la subestación.

9.1.3.7 Ampliación S.E. Nueva Pan de Azúcar

La ampliación en esta subestación es necesaria para la acometida de los dos circuitos que

provienen desde la S.E Punta Colorada, en ese contexto se consideraron dos nuevos

interruptores centrales que posibiliten la construcción de dos medias diagonales y con ello

conectar nueva línea en topología de doble interruptor, dejando disponible la ubicación para

la conexión de nuevos elementos que podrían conectarse y con ello mantener la configuración

de interruptor y medio en todas las diagonales de la subestación.

9.1.4 Nueva Línea Ciruelos – Nueva Cautín 2x500 kV, 2x 1700 MVA, energizada en

220 kV


El proyecto corresponde a las obras de expansión a recomendar en la zona sur del SIC y se

justifica en los requerimientos de capacidad adicional del tramo Ciruelos – Cautín debido al

aumento de demanda en la zona sur y la incorporación de nuevas centrales hidráulicas.

9.1.4.2 Descripción general

La obra propuesta consiste en una nueva línea de 115 kilómetros S.E. Ciruelos – S.E. Nueva

Cautín 2x500 kV, 2x1700 MVA, la cual se energizaría en una primera etapa en 220 kV.

Debido a las dificultades de acceso que presentaría la S.E. Cautín existente de acuerdo a lo

informado por el propietario, se propone construir S.E Nueva Cautín que se ubicaría en un

radio aproximado de 10 km en dirección al oriente de la torre 521 de la línea 2x220 kV Cautín

– Mulchén – Charrúa 2x220 kV. La configuración de esta subestación se propone en

interruptor y medio y recibirá los dos circuitos Ciruelos – Nueva Cautín 220 kV desde el


124

extremo Ciruelos y los 4 circuitos de enlace desde la S.E. Nueva Cautín al punto de

seccionamiento de la línea existente Cautín – Mulchén – Charrúa 2x220 kV.

Asimismo, en la S.E Ciruelos se requeriría de una ampliación para permitir la conexión de los

Nuevos circuitos Ciruelos – Nueva Cautín 2x500 kV (220 kV) y las obras asociadas a la

adecuación de conexión de los circuitos de la línea en construcción Ciruelos – Pichirropulli

2x220 kV para el cumplimiento de las exigencias normativas respecto de la falla severidad 9,

que se gatillarían cuando entre en operación la nueva línea Ciruelos – Cautín recomendada.

A fin de optimizar los proyectos de transmisión, en términos de espacio e inversión, los

tramos terminales que permiten la acometida del sistema de transmisión en las subestaciones

Ciruelos y Nueva Cautín, podrían realizarse en torres de 220 kV, ya que en el futuro el sistema

deberá operar en una tensión de 500 kV, por lo cual dichos tramos terminales se tendrán que

desconectar, o bien, en caso de requerir la subestación como punto de enlace al sistema de

220 kV, se utilizaría el tramo de línea terminal de 220 kV construido como parte del enlace del

transformador de 220 kV hacia la nueva S.E. de 500/220 kV.

9.1.4.3 Valor de inversión


a la construcción de las líneas con sus respectivos paños, las nuevas subestaciones y las obras

de ampliación requeridas en las subestaciones existentes para conectar los nuevos circuitos.

Cuadro 65: Valor de inversión proyecto Nueva Línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV

Obra VI miles de USD Responsable

Línea de Transmisión 93.540 Licitación Obra Nueva

Paños de Línea 8.603

S.E. Nueva Cautín 9.934

Línea de enlace a S.E. Nueva Cautín 18.187

Ampliación S.E. Ciruelos 1 641 Transelec

Ampliación S.E. Ciruelos 2 2.690 Transelec

Total 133.597

9.1.4.4 Plazos

Se han considerados los plazos constructivos indicados por el consultor del ETT 2015-2018.

De acuerdo a lo indicado en el título 3.4, se ha supuesto la emisión del decreto de expansión

en diciembre de 2015 y los plazos administrativos para obras nuevas se han estimado en 12

meses, con lo que se ha calculado la fecha de puesta en servicio de cada uno de los tramos de

línea propuestos.

Cuadro 66: Plazos Nueva Línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV

Tramo Plazo Fecha estimada PES

S.E. Ciruelos – S.E. Nueva Cautín 60 meses Ene-2022


125

9.1.4.5 Ampliación S.E. Ciruelos

La obra de ampliación de la S.E. Ciruelos se origina producto de dos requerimientos que

guardan relación con el proyecto Ciruelos- Nueva Cautín 2x500 kV (Energizado en 200 kV):

a) Ampliación S.E Ciruelos 1: Se requiere ampliar en espacio e infraestructura la

subestación ciruelos para dar cabida a los dos paños de línea del proyecto Ciruelos-

Nueva Cautín 2x500 (220) kV.

b) Ampliación S.E Ciruelos 2: Producto de la incorporación de la línea Nueva Cautín –

Ciruelos 500 kV, energizada en 220 kV, los flujos de potencia aumentarán por la línea

Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, propiedad de Eletrans, que actualmente está en

construcción. En ese contexto, se revisó el cumplimiento de la normativa en cuanto a

la falla de severidad 9 y se determinó la necesidad de realizar una adecuación para

evitar la propagación de la falla. Como solución, se propone modificar la conexión de la

línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV a configuración de interruptor y medio en la

S.E. Ciruelos.

En virtud de lo anterior y conforme a las características de cada obra, se determinaron los

valores de inversión esperados de las ampliaciones en la subestación Ciruelos.

Cuadro 67: Valor de inversión proyecto Ampliación S.E Ciruelos

Obra de Ampliación VI miles de

USD Responsable Plazo (*)

Ampliación S.E. Ciruelos 1: dar cabida a paños nueva línea Nueva Cautín-Ciruelos

641 Transelec 24 meses

Ampliación S.E. Ciruelos 2: Modificación conexión de la línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, a configuración de interruptor y medio en S.E. Ciruelos.

2,690 Transelec 24 meses

Total 3,332

(*) Las obras deben estar disponibles para su puesta en servicio en conjunto con la nueva línea Nueva Cautín-Ciruelos 2x500 kV, operada en 220 kV

9.1.4.6 S.E. Nueva Cautín

Considerando la necesidad de un proyecto de transmisión entre la S.E Ciruelos y S.E Cautín, y

en vista de las dificultades de acceso a la actual S.E. Cautín, se propone el desarrollo de una

S.E. Nueva Cautín, en configuración interruptor y medio con un total de 10 interruptores.

La subestación Nueva Cautín tiene como objetivo recibir los dos circuitos de la línea

propuesta y además seccionar el actual tramo Mulchén-Cautín 2x220 kV, para lo cual se

deberá construir una línea de enlace de 220 kV entre la línea Mulchén-Cautín 2x220 kV y la

Nueva Subestación. La S.E. Nueva Cautín se propone en una ubicación a 10 kilómetros hacia el

oriente de la torre N° 521 del tramo previamente mencionado, sin perjuicio de que ésta pueda

ser modificada producto de nuevos antecedentes.


126

Como parte de la nueva subestación Nueva Cautín se considera la construcción de las barras y

de los interruptores centrales de las 4 diagonales. Es decir, se considera que los 6 paños de los

extremos de las líneas son propiedad del desarrollador de éstas.

Cuadro 68: Valor de inversión proyecto S.E Nueva Cautín

Obra de Ampliación VI miles de

USD Responsable Plazo (*)

Subestación Nueva Cautín 9,934 Obra Nueva

Total 9,934

(*) Las obras deben estar disponibles para su puesta en servicio en conjunto con la nueva línea Nueva Cautín-Ciruelos 2x500 kV, operada en 220 kV


127

9.1.4.7 Línea de enlace a S.E. Nueva Cautín

Considerando el desarrollo de la S/E Nueva Cautín y la necesidad de conectarla

eléctricamente al sistema troncal se contempla un proyecto de seccionamiento del tramo

Mulchén-Cautín 2x220 kV en la subestación Nueva Cautín, para ello se considera el desarrollo

de dos líneas de transmisión de 220 kV de iguales características a la línea existente Mulchén-

Cautín 2x220 kV de una longitud de 10 kilómetros desde la torre 521 hasta la mencionada S.E.

Nueva Cautín.

o Torre N°521 de la línea Mulchén-Cautín 2x220 kV - S.E Nueva Cautín 2x220 kV (4

circuitos)

Para efectos de la valorización de los dos tramos nuevos de doble circuito, se consideró

además de la línea de transmisión los 4 paños de línea respectivos que se ubican físicamente

en la subestación Nueva Cautín.

Cuadro 69: Valor de inversión proyecto línea enlace S/E Nueva Cautín

Obras Enlace S/E Nueva Cautín VI miles de USD

Línea Enlace: 2 tramos 2x220 kV, 10 km, desde torre N° 521 hasta S/E Nueva Cautín

9,584

4 paños de línea en S/E Nueva Cautín 8,603

Total 18,187

Modificación de la compensación serie de la Nueva Línea Polpaico – Pan de 1.1.2

Azúcar 2x500 kV y reactores de 75 MVAr en SS.EE. N. Maitencillo y N. Pan de

Azúcar 500 kV


Se han actualizado los análisis realizados en la revisión de expansión 2014 en lo referente a

los requerimientos de compensación reactiva de la zona norte del sistema eléctrico en vista de

entrada en operación del sistema de 500 kV entre Polpiaco y Cardones y la nueva

interconexión SIC - SING. Estos análisis ratifican las conclusiones alcanzadas en la

recomendación de expansión del año 2014.

Esta obra encuentra su justificación en los elevados niveles de tensión que presentan algunos

nodos del futuro sistema de sistema de 500 kV Polpaico – Cardones, las cuales resultan

críticas para numerosas condiciones de operación, especialmente en horas de demanda baja

y/o bajas transferencias por dicho sistema. Estas sobretensiones también poseen efectos

sobre el proyecto de interconexión SIC-SING actualmente en desarrollo, de modo que la

adecuación de los niveles de compensación del tramo Polpaico – Cardones 500 kV resulta

especialmente relevante.

El alto nivel de penetración de ERNC en la zona norte, así como el mencionado proyecto de

interconexión de los sistemas SIC y SING, generan un abanico muy amplio de condiciones de


128

operación esperadas, situación que se traduce en flujos de potencia bidireccionales relevantes

a través de los distintos tramos del sistema, especialmente desde Polpaico hacia el norte.


La obra consiste en la adecuación de la compensación serie de la futura línea Polpaico – Pan

de Azúcar 2x500 kV, manteniendo el nivel de compensación del proyecto original (50%), pero

reubicando los equipos de compensación en ambos extremos de la línea y no en uno solo (Pan

de Azúcar). De esta forma, ambos extremos de la línea contarán con una plataforma de

compensación serie de similares características, ya que el nivel de compensación original se

dividirá en partes similares, siendo más alto el valor de la compensación del lado del extremo

Polpaico (60% del total de compensación).

Adicionalmente, el proyecto se complementa con la instalación de dos reactores de 75 MVAr

cada uno, en las barras de las futuras SS.EE. Nueva Pan de Azúcar y Nueva Maitencillo 500 kV,

incluidas sus respectivas diagonales, de modo de mantener la configuración de diseño de las

mencionadas SS.EE.


El valor de inversión y plazos considerados para el proyecto se presentan en el Cuadro 70.

Cuadro 70: Valor de inversión proyecto línea enlace S/E Nueva Cautín

Obra Valor de Inversión

miles USD Plazo

Reactor 500 kV, 75 MVAr en S.E. Maitencillo 12,324 24 meses (**)

Reactor 500 kV, 75 MVAr en S.E. Pan de Azúcar 12,324 24 meses (**)

Ampliación S.E. Polpaico 1,427 15 meses (**)

Adecuación de la compensación serie Línea Pan de

Azúcar – Polpaico 2x500 kV 20,268(*) (**)

(*) Valor de inversión informado por Interchile S.A. con motivo de la Revisión anual 2014 del ETT

(**) Estas obras deben estar en servicio en conjunto con la Nueva Línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV


129

9.2 Proyectos de Normalización

Producto de la revisión de la NT de SyCS en cuanto al diseño que deben poseer las

subestaciones troncales, se detectaron incumplimientos normativos, sobre los cuales se

proponen proyectos de ampliación que dan cuenta de las regularizaciones a proponer.

A continuación se realiza una descripción sobre la justificación y recomendación de cada uno

de los proyectos de normalización. Mayores detalles respecto de las características de los

proyectos y definiciones se pueden encontrar en el ANEXO 6.

9.2.1 Normalización Subestación Diego de Almagro

9.2.1.1 Situación Actual y Justificación

Una vez que esté en operación la nueva línea 2x220 kV Cardones – Diego de Almagro,

propiedad de Eletrans, y según la configuración de conexión informada, se estará

vulnerando los criterios de seguridad ante falla de severidad 9.

Adicionalmente, y dado el aumento en el volumen de las transferencias por la zona, se

requerirá de un repotenciamiento de las barras de la subestación, adicionando un segundo

conductor por fase, de las mismas características que el conductor existente.

9.2.1.2 Recomendación

Proyecto Eletrans: Se recomienda que el paño del primer circuito de la línea 2x220 kV

Cardones – Diego de Almagro, tenga la flexibilidad para permitir su conexión a ambas

secciones de la barra principal mediante un desconectador. El detalle del proyecto se

puede encontrar en el ANEXO 6.

Proyecto Transelec: repotenciar todas las secciones de barra de la subestación,

adicionando un segundo conductor por fase (AAC Coreopsis 1540 MCM), de las mismas

características que el conductor existente. El detalle del proyecto se puede encontrar en el

ANEXO 6 11.

9.2.1.3 Responsable

Eletrans: conexión circuito 1 nueva línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV con

flexibilidad para permitir su conexión a ambas secciones de barra.

Transelec: Repotenciamiento secciones de barra.

9.2.1.4 Valor de Inversión Referencial y Plazos

11 El proyecto definitivo se encuentra en revisión por las implicancias en la subtransmisión.


130

El valor de inversión referencial y plazos de estos proyectos se presentan a continuación

separado por propietario responsable.

Eletrans: 497 MUSD con un plazo constructivo de 24 meses.

Transelec: 1,171 MUSD con un plazo constructivo de 24 meses.

9.2.2 Normalización Subestación Don Goyo


Actualmente esta subestación sólo secciona el circuito 2 del tramo Pan de Azúcar-Las Palmas

2x220 kV.

Producto de lo estipulado 3-24, Titulo 4 de la normativa, en cuanto a que las conexiones en el

sistema de transmisión troncal deben seccionar al menos dos de los circuitos del respectivo

tramo y que además esta subestación fue definida como punto óptimo de Conexión por la DPD

según lo estipulado en el artículo 2-7 letra e) de la mencionada norma técnica, se requerirá

modificar la configuración actual de dicha subestación para dar cumplimiento a la regulación

vigente.


Se propone normalizar esta subestación mediante el seccionamiento de los dos circuitos del

tramo Pan de Azúcar-Las Palmas 2x220 kV. La configuración está siendo analizada por la DPD

a fin de proponer un proyecto que dé cuenta del cumplimiento normativo y que posibilite el

libre acceso para nuevas instalaciones. 12

1.1.2.2 Responsable

P.E El Arrayán


El valor de inversión referencial de este proyecto está siendo elaborado por la DPD.

9.2.3 Normalización Subestación La Cebada


Actualmente esta subestación sólo secciona el circuito 1 del tramo Pan de Azúcar-Las Palmas

2x220 kV.

12 El proyecto se encuentra en revisión a la espera de antecedentes adicionales solicitados al

propietario de la S.E.


131

Producto de lo estipulado 3-24, Titulo 4 de la normativa, en cuanto a que las conexiones en el

sistema de transmisión troncal deben seccionar al menos dos de los circuitos del respectivo

tramo y que además esta subestación fue definida como punto óptimo de Conexión por la DPD

según lo estipulado en el artículo 2-7 letra e) de la mencionada norma técnica, se requerirá

modificar la configuración actual de dicha subestación para dar cumplimiento a la regulación

vigente.


Se propone normalizar esta subestación mediante el seccionamiento de los dos circuitos del

tramo Pan de Azúcar-Las Palmas 2x220 kV. La configuración considerada en la ampliación

corresponde a doble barra más barra de transferencia.

1.1.2.5 Responsable

EPM CHILE


El valor de inversión referencial de este proyecto es de 8,288 MUDS.

9.2.4 Normalización Subestación Los Maquis


La configuración actual de esta subestación es de barra simple sin barra de transferencia,

ante falla de severidad 8 ó 9 se desconectan todos los elementos y se provoca la pérdida de

consumo de la zona de Aconcagua.

Por otro lado existe vulneración respecto de la mantención de los interruptores, ya que

ninguno de éstos posee posibilidad de mantenimiento sin afectar la operación de los

elementos que conectan.


Se propone reconfigurar la topología y tecnología de la subestación trasladando la actual

conexión de los paños troncales a una configuración doble barra más barra de

transferencia en tecnología GIS 13.

13 El proyecto definitivo se encuentra en revisión por las implicancias en la subtransmisión.


132

9.2.4.3 Responsable

Colbún


El valor de inversión referencial de este proyecto es de 9.834 MUSD con un plazo

constructivo de 24 meses.

9.2.5 Normalización Subestación Polpaico


El interruptor del paño Los Maquis-Polpaico (J12) no cumple con criterio de

mantenimiento ya que no está conectado a la barra de transferencia.


Conectar el interruptor J12 a la barra de transferencia para permitir el mantenimiento de

éste sin la desconexión de circuito. El detalle del proyecto se puede encontrar en el ANEXO

6.

9.2.5.3 Responsable

Colbún


El valor de inversión referencial de este proyecto es de 344 MUSD con un plazo


9.2.6 Normalización Subestación Lo Aguirre


La subestación actualmente secciona un circuito del tramo Polpaico-Alto Jahuel 2x500 kV, no

obstante, no cumple con lo estipulado en el artículo 3-24, Titulo 4 de la normativa, en cuanto a

que las conexiones en el sistema de transmisión troncal deben seccionar al menos dos de los

circuitos del respectivo tramo.



133

Desarrollar un proyecto de seccionamiento del segundo circuito del tramo Polpaico-Alto

Jahuel 2x500 kV en la subestación Lo Aguirre

9.2.6.2 Responsable

Transelec


El valor de inversión referencial de este proyecto es de 13,380 con un plazo constructivo de

24 meses.

9.2.7 Normalización Subestación Chena


Configuración actual no cumple con criterio de seguridad en barras ante falla de severidad

9.

Adicionalmente, la subestación no cumple con criterio de mantención para interruptores

de los paños Alto Jahuel 3 (J3) y Alto Jahuel 4 (J4).


Chilectra: Desarrollar una segunda sección de barra a fin de modificar la conexión de los

elementos y evitar que la falla de severidad 9 se propague.

Transelec: Realizar conexión de los interruptores J3 y J4 a la barra de transferencia para

permitir mantenciones. El detalle del proyecto se puede encontrar en el ANEXO 6.

9.2.7.3 Responsable

Chilectra: Incorporación de un interruptor seccionador de barra y un interruptor

acoplador.

Transelec: Normalización Interruptores J3 y J4 (Alto Jahuel-Chena 4x220 kV) mediante

conexión a barra de transferencia y conexión de la Barra de transferencia GIS con la barra

de transferencia AIS mediante desconectador GIS. El detalle del proyecto se puede

encontrar en el ANEXO 6.


El valor de inversión referencial y plazos de estos proyectos se presentan a continuación

separado por propietario responsable.

Chilectra: 2,319 MUSD con un plazo constructivo de 24 meses.


134

Transelec: 1,461 MUSD con un plazo constructivo de 24 meses.

9.2.8 Normalización Subestación Alto Jahuel


Los interruptores de los paños pertenecientes a los tramos Maipo-Alto Jahuel (J10) y

Candelaria-Alto Jahuel (J3) no cumplen con criterio de mantenimiento ya que no está

conectado a la barra de transferencia


Conectar los interruptores J3 y J10, a la barra de transferencia para permitir el

mantenimiento de estos sin la desconexión de los respectivos circuitos. El detalle del

proyecto se puede encontrar en el ANEXO 6.

9.2.8.3 Responsable

Colbún


El valor de inversión referencial de este proyecto es de 561 MUSD con un plazo


9.2.9 Normalización Subestación Puerto Montt


El interruptor JT4 que conecta el equipo CER no cumple con criterio de mantenimiento ya

que no está conectado a la barra de transferencia y por lo tanto ante la mantención de éste,

el equipo CER queda fuera de operación.


El proyecto consiste en la conexión del equipo CER a las dos barras de la subestación

mediante un esquema de doble interruptor. Con esta topología de conexión se permitirá

realizar mantenciones a los interruptores manteniendo la operación del CER.

9.2.9.3 Responsable

Transelec


El valor de inversión referencial de este proyecto es de 3,262 MUSD con un plazo



135

ANEXO 1

ANEXO 1

ESTUDIO DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN Y REQUERIMIENTOS DE

COMPENSACIÓN

Revisión ETT 2015


136

ANEXO 2

ANEXO 2

ESTUDIO DE LA OPERACIÓN DE LA ZONA NORTE DEL SIC

PERÍODO 2014-2017


137

ANEXO 3

ANEXO 3

METOLOGÍA DE INCORPORACIÓN DE LA GENERACION SOLAR

FOTOVOLTAICA Y EÓLICA AL MODELO PLP


138

ANEXO 4

ANEXO 4

REVISIÓN GENERAL DEL CUMPLIMIENTO DE ESTÁNADES DE

SEGURIDAD Y CALIDAD DEL SERVICIO EN SUBESTACIONES CON

INSTALACIONES TRONCALES


139

ANEXO 5

ANEXO 5

ANALISIS ELÉCTRICOS SEVERIDAD 9 SUBESTACIONES TRONCALES


140

ANEXO 6

ANEXO 6

PROYECTOS RECOMENDADOS


141

ANEXO 7

ANEXO 7

CURVAS DURACIÓN


142


143

ANEXO 8

ANEXO 8

EVALUACIONES ECONÓMICAS


144

ANEXO 9

ANEXO 9

AUMENTO DE PAGO DE PEAJES


145

ANEXO 10

ANEXO 10

PROPUESTAS ORIGINALES DE LOS DESARROLLADORES

propuesta plan de expansiÓn del sistema … · santiago – chile código postal: 8340434 ......

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