octubre propuesta de expansiÓn del sistema de …

CDEC-SING C-0051/2012

Clasificación: Emitido como Informe

Versión: Definitivo V2

Autor Dirección de Peajes - Unidad de Planificación y Desarrollo

Fecha Creación 31-10-2012

Correlativo CDEC-SING C-0051/2012

Versión Definitivo V2

OCTUBRE 2012

PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING

CDEC-SING C-0051/2012 Clasificación: Emitido como Informe


PROPUESTA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING: Octubre 2012 Página 2 de 80

CONTROL DEL DOCUMENTO

APROBACIÓN Versión Aprobado por

Definitivo V2 Rafael Carvallo – Subdirector de Peajes

REGISTRO DE CAMBIOS Fecha Autor Versión Descripción del Cambio

31-10-2012 Unidad de Planificación y Desarrollo Definitivo V2 Documento original

REVISORES Nombre Cargo

Rafael Carvallo Carrasco Subdirector de Peajes Andrés Guzmán Clericus Ingeniero de la Unidad de Planificación y Desarrollo Cristian García Sesnich Ingeniero de la Unidad de Planificación y Desarrollo DISTRIBUCIÓN Copia Destinatario

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




CONTENIDOS

1. INTRODUCCIÓN 6

2. RESUMEN EJECUTIVO 7

3. BASES GENERALES DE LA MODELACIÓN 9

3.1 DEMANDA 10 3.1.1 ASPECTOS GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE LA DEMANDA 10 3.1.2 DEMANDA DE ENERGÍA 10 3.1.3 DEMANDA DE POTENCIA (CURVA DE CARGA DEL SING) 11 3.2 OFERTA 13 3.2.1 PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO ITD ABR12 14 3.2.2 PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO BASE IET 16 3.3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN 18 3.4 PRECIOS Y DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES 18 3.5 RESTRICCIONES ACTUALES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING 19 3.5.1 LIMITACIONES ZONA NORTE 20 3.5.2 LIMITACIONES ZONA CENTRO 21 3.5.3 LIMITACIONES ZONA MEJILLONES - ANTOFAGASTA 22

4. ANÁLISIS DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO DEL SING 24

4.1 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS 24 4.2 ESCENARIOS ANALIZADOS 24 4.2.1 ESCENARIO BASE IET 25 4.2.2 ESCENARIO ITD 26 4.2.3 ESCENARIO QUEBRADA BLANCA EN ENCUENTRO 26 4.2.4 ESCENARIO CON RETRASO DE OBRAS EN TARAPACÁ 27 4.2.5 ESCENARIO SIN ERNC E INSTALACIÓN DE UN SOLO PROYECTO VAPOR-CARBÓN EN ZONA NORTE 28 4.3 DIAGNÓSTICO CONDICIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING 30 4.3.1 SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 30 4.3.1.1 Tramo Tarapacá - Lagunas 30 4.3.1.2 Tramo Crucero - Lagunas 31 4.3.1.3 Tramo Crucero - Encuentro 34 4.3.1.4 Tramo Atacama - Encuentro 35 4.3.1.5 Requerimientos de Potencia Reactiva 36 4.3.2 INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN ADICIONAL 39 4.3.2.1 Tramo Lagunas - Collahuasi 39




4.3.2.2 Tramo Encuentro - Collahuasi 39 4.3.2.3 Tramo Tocopilla - Crucero 40 4.3.2.4 Tramo Chacaya - Crucero 41 4.3.2.5 Tramo Chacaya – Mejillones – O’Higgins 41

5. OBRAS PROPUESTAS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA 43

5.1 METODOLOGÍA PARA VALORIZACIÓN DE ALTERNATIVAS DE TRANSMISIÓN 43 5.2 OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS 43 5.2.1 TRAMO TARAPACÁ - LAGUNAS 43 5.2.2 TRAMO CRUCERO – LAGUNAS Y ZONA NORTE DEL SING 46 5.2.3 TRAMO CRUCERO – ENCUENTRO Y ZONA CENTRO DEL SING 48 5.2.4 NUEVA SUBESTACIÓN SECTOR CRUCERO - ENCUENTRO 50 5.2.4.1 Situación Actual del Nodo Crucero - Encuentro 50 5.2.4.2 Ubicación de la Nueva Subestación en el SING 52 5.2.4.3 Diseño de la Nueva Subestación 53 5.2.4.4 Presupuesto Nueva Subestación 55 5.2.4.5 Cronograma Estimado de Obras 55 5.2.4.6 Planos y Diagramas Referenciales de la Nueva Subestación 57 5.2.5 TRAMO ATACAMA – ENCUENTRO 59 5.2.6 CAMBIO CONFIGURACIÓN DE BARRAS EN SUBESTACIÓN ENCUENTRO 59 5.2.6.1 Descripción de Actividades 59 5.2.6.2 Trabajos Mínimos y Necesarios para Modificación de Paños Existentes 60 5.2.6.3 Presupuesto Estimado de Obras 61 5.2.7 COMPENSACIÓN REACTIVA EN SUBESTACIÓN LAGUNAS 61 5.3 OBRAS DE TRANSMISIÓN ADICIONAL 62 5.3.1 TRAMO CHACAYA – MEJILLONES – O’HIGGINS 62 5.3.2 TRAMO TOCOPILLA - CRUCERO 63 5.3.3 TRAMO LAGUNAS - COLLAHUASI 64 5.3.4 TRAMO ENCUENTRO - COLLAHUASI 65 5.3.5 NUEVA LÍNEA TOCOPILLA - LAGUNAS 66

6. ANEXOS 67

6.1 ANEXO 1. PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO ITD ABR12 67 6.2 ANEXO 2. PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO BASE IET 69 6.3 ANEXO 3. DETALLE DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES 71 6.4 ANEXO 4. COSTOS DE DESPACHO 73 6.5 ANEXO 5. DETALLE DEMANDA ESCENARIO ITD ABR12 74 6.6 ANEXO 6. DETALLE DEMANDA ESCENARIO BASE IET 76 6.7 ANEXO 7. INFORMACIÓN APORTADA POR LOS COORDINADOS 78




6.7.1 INFORMACIÓN APORTADA POR COORDINADO TRANSELEC 78 6.7.2 INFORMACIÓN APORTADA POR COORDINADO E-CL 78 6.8 ANEXO 8. OBSERVACIONES DE LOS COORDINADOS AL INFORME PRELIMINAR 78 6.8.1 OBSERVACIONES APORTADAS POR COORDINADO TRANSELEC 78 6.8.2 OBSERVACIONES APORTADAS POR COORDINADO E-CL 78 6.8.3 OBSERVACIONES APORTADAS POR COORDINADO CELTA 78 6.9 ANEXO 9. RESPUESTAS A OBSERVACIONES DE LOS COORDINADOS 79 6.10 ANEXO 10. DEMANDA INFORMADA POR COORDINADOS CLIENTES 79




1. INTRODUCCIÓN

De acuerdo a lo establecido en el Artículo 99° de la Ley General de Servicios Eléctricos, anualmente, la Dirección de Peajes del CDEC-SING, en adelante DP, debe analizar la consistencia de las instalaciones de desarrollo y expansión del Sistema de Transmisión Troncal contenidas en el Informe Técnico1

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

de la Comisión Nacional de Energía, en adelante la Comisión, con los desarrollos efectivos en materia de inversión en generación eléctrica, interconexiones y la evolución de la demanda, considerando los escenarios y supuestos previstos en dicho Informe Técnico.

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

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

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

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




2. RESUMEN EJECUTIVO

Con el objetivo de analizar el comportamiento del SING y determinar las necesidades de expansión del sistema de transmisión, en particular del Sistema Troncal, se suponen dos escenarios de oferta demanda, el primero, denominado Escenario ITD, en base a la información contenida en el Informe Técnico de Precio de Nudo de abril de 2012, el segundo, denominado Escenario Base IET, preparado en base a proyecciones de aumento de consumo enviados por los clientes del SING en respuesta a carta CDEC-SING N° 0034/2012, al cual se le efectúan tres análisis de sensibilidad, definiendo en total cinco Escenarios de oferta/demanda, cada uno para un horizonte de 15 años comenzando en 2012:

Escenario ITD Abr12. Escenario Base IET. Escenario Quebrada Blanca en Encuentro. Idéntico al Escenario Base IET, pero con la demanda

informada por Quebrada Blanca conectada en S/E Encuentro, Escenario Base IET la considera en S/E Lagunas.

Escenario con retraso de obras de Generación en S/E Tarapacá. Considera que la primera unidad carbonera en la zona norte (S/E Tarapacá) retrasa su entrada en operación. Se considera que entra en enero de 2018, en vez de entrar en abril de 2016 como lo señala el Escenario Base.

Escenario sin ERNC en la zona norte y sólo un proyecto carbonero en S/E Tarapacá. Escenario busca analizar la seguridad de abastecimiento de la zona norte del SING en caso de no contar con los proyectos ERNC informados (o considerar baja disponibilidad de energía) y disponer sólo de una de las iniciativas carboneras informadas en S/E Tarapacá, para un escenario donde la demanda se desarrolla según lo proyectado e informado por las empresas.

Disponibilidad y precios de combustibles, así como la topología del sistema de transmisión son comunes para los cinco escenarios y corresponden a lo señalado en el ITD Abril 2012.

El Plan de Expansión propuesto responde a un análisis propio de la Dirección de Peajes del CDEC-SING, en base a información y proyectos presentados por empresas transmisoras, generadoras y clientes como promotores de los proyectos de expansión, generación y consumo, respectivamente.

El Plan de Expansión propuesto contiene un total de 11 obras, entre recomendadas y condicionadas, cuya inversión asciende a un total aproximado de 66 millones de USD, de las cuales 3 corresponden a obras nuevas, por un monto de 32,6 millones de USD, y 8 ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto aproximado de 33,4 millones de USD.

Obras recomendadas

Fecha Plazo Constructivo Obras troncales recomendadas Justificación VI referencial

[miles de USD]

ene-14 12 a 15 meses Cambio TTCC paños J1 y J2 S/E Lagunas (paños de líneas Lagunas - Crucero) Aumento capacidad para temperaturas menores a 35°C 174

ene-14 12 a 15 meses Cambio TTCC y trampa de onda paño J5 S/E Crucero (paños de línea Lagunas - Crucero) Aumento capacidad para temperaturas menores a 35°C 111

ene-14 12 meses Banco de Condensadores de 60 MVAR en S/E Lagunas Suficiencia de potencia reactiva zona norte y mantener niveles de tensión de acuerdo a Norma ante ausencia de unidad CTTAR 1257

ene-14 12 a 14 meses Nueva configuración doble barra en S/E Encuentro Confiabilidad SING 3690

ene-14 12 a 15 meses Aumento capacidad línea 2x220 kV Crucero - Encuentro. Instalar un segundo conductor por fase con las mismas características del existente

Aumento demanda en S/E Encuentro (Ministro Hales, Spence, El Tesoro) 1243

ene-16 22 meses Nueva subestación seccionadora en línea Atacama - Encuentro 2x220 kV Crecimiento del SING 11348

(*) Obra sujeta a factibilidad técnica. Obra alternativa consistente en cambio de conductor existente por conductor de alta temperatura, VI referencial 1,59 millones de USD.




Obras Condicionadas

Fecha Plazo Constructivo Obras troncales condicionadas Condición VI referencial [miles

de USD]

abr-16 12 a 15 meses Cambio TTCC paños J1 y J2 S/E Tarapacá y J5 y J6 en S/E Lagunas 1° unidad generadora en S/E Tarapacá 225

abr-16 36 meses Nueva línea 2x220 kV Tarapacá - Lagunas, 254 MVA por circuito, tendido primer circuito 1° unidad generadora en S/E Tarapacá 20.022

Año 2017-2018 24 meses Aumento capacidad línea Nueva S/E - Encuentro. Pasa de 2 a 4 conductores por fase Nuevas inyecciones entrando en nueva S/E 12.404

jul-18 18 meses Tendido segundo circuito nueva línea Crucero (Encuentro) - Lagunas

Suficiencia Zona Norte en ausencia de proyectos de generación 10.444

jun-22 18 meses Tendido segundo circuito nueva línea Tarapacá - Lagunas 3° unidad generadora en S/E Tarapacá 5.141




3. BASES GENERALES DE LA MODELACIÓN

El siguiente capítulo presenta las bases del estudio y los escenarios de largo plazo definidos para analizar los requerimientos del sistema de transmisión del SING.

Las bases utilizadas consideran un horizonte de 15 años a partir del año 2012, plan de obras de generación adaptado a los requerimientos de demanda, considerando un precio de equilibrio de mercado en el largo plazo de 80 USD/MWh, precio y disponibilidad de combustibles y mantenimientos de unidades generadoras según lo indicado en el Informe Técnico Definitivo de la Fijación de Precios de Nudo de Abril 2012 de la Comisión, en adelante ITD Abr12, extendidos en su horizonte de análisis a 15 años.

La demanda de energía y potencia considerada - según se detalla en secciones posteriores, toma como base, por una parte lo indicado en el ITD Abr12 extendida hasta diciembre de 2026, y por otra la proyección de demandas mensuales por barra para cada uno de los años del horizonte de planificación, informada a este CDEC por los Coordinados Clientes, en respuesta a carta CDEC-SING N° 0034/2012.

La oferta, por su parte, considera en un caso lo indicado en el ITD Abr12, con extensión hasta diciembre de 2026, y en el otro, considera la generación resultante del ajuste del plan de obras necesaria para mantener el precio de equilibrio del mercado en el largo plazo.

El sistema de transmisión corresponde al indicado en el ITD Abr12, con modificaciones menores dadas por la actualización de parámetros de algunas de sus componentes.

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

Asimismo, en el análisis se consideran las instalaciones de transmisión Troncal contenidas en el Decreto Exento N° 82 de 2012 del Ministerio de Energía, indicadas a continuación:

Tabla 1: Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del SING. N° PROYECTO FECHA 1 Aumento de capacidad Línea 1x220 kV Crucero - Lagunas N°2 de Transelec Norte, desde 122 a 183 MVA a 35°C. ene-14 2 Aumento de capacidad Línea 1x220 kV Crucero - Lagunas N°1 de E-CL, desde 122 a 183 MVA a 35°C. ene-14 3 Nueva Línea 2x220 kV Crucero – Lagunas, tendido inicial de un circuito de 290 MVA. ene-17

Junto con la información anterior, es importante mencionar aquellas obras no troncales que modifican la topología y/o capacidades del sistema de transmisión del SING, las cuales corresponden básicamente al tendido del nuevo circuito y al repotenciamiento del circuito existente de la línea Encuentro – Collahuasi 220 kV, obras que entrarán en servicio en septiembre y noviembre de 2012, respectivamente.




3.1 DEMANDA

3.1.1 Aspectos Generales para la Modelación de la Demanda La demanda de energía del SING al año 2012 es del orden de los 1200 GWh/mes, presenta demandas máximas cercanas a los 2150 MW, tiene una componente de Clientes Libres (industrias y explotación minera) y una componente de Clientes Regulados (ciudades y pueblos), en una proporción aproximada de 90/10 en favor de los primeros. Debido a las características propias de los procesos productivos de los clientes libres (90% de la demanda del SING), la forma o perfil de la demanda del Norte Grande presenta características más bien constantes o planas a lo largo del año, lo cual debe ser representado adecuadamente en los modelos matemáticos utilizados para los ejercicios de planificación.

Para la modelación de la demanda del SING, se considera la información actualizada de retiros horarios y sus características observadas durante los últimos tres años, es decir, se busca representar de la mejor manera posible el comportamiento de los consumidores, para de esa forma determinar los requerimientos de potencia máxima sobre las instalaciones del sistema de transmisión.

A partir de la información histórica se determina el perfil de consumos mensuales por barra, dado por la energía mensual de la barra como porcentaje de la energía anual de la misma. Luego, como segunda etapa de la modelación de la demanda, se determina el perfil horario de la barra, calculado como la razón entre la potencia horaria de la barra y la potencia media del día, para cada mes, en dicha barra. Este perfil horario, por mes y por barra, se utiliza tanto para la demanda informada en el ITD Abr12 (Caso ITD), como para la demanda obtenida en base a información de los propios Coordinados, en respuesta a carta CDEC-SING N° 0034/2012 (Caso IET y sus variaciones).

3.1.2 Demanda de Energía Se consideran dos escenarios de demanda para el SING, el primero, contenido en el ITD Abr12 (Escenario ITD Abr12), el segundo, levantado por este CDEC en base a la información entregada por los Coordinados Clientes como respuesta a la carta CDEC-SING N° 0034/2012 (Escenario Base IET).

La demanda de energía del ITD Abr12 está compuesta por consumos - libres y regulados – crecientes en el tiempo, con una fuerte alza en el periodo 2016 – 2018, y un patrón de crecimiento a tasa más bien constante a partir del año 2019. Promedio 5,22% para el periodo 2019 – 2026.

La demanda de energía levantada por este CDEC está compuesta, al igual que la demanda del ITD Abr12, por consumos de clientes libres y regulados, crecientes en el tiempo y con una fuerte alza en el periodo 2014 – 2018. La diferencia radica, principalmente, en la forma en que crece la demanda, pues al basarse en proyectos informados por los Coordinados Clientes, se observan escalones de demanda entrando a partir de una fecha específica, por ende los resultados de las simulaciones, específicamente los flujos de potencia por líneas, también estarán determinados por dichos crecimientos.

La demanda de energía del SING, para ambos casos, se presenta en la tabla siguiente:




Tabla 2: Proyección de Demanda de Energía del SING. Año Escenario Base IET Escenario ITD Abr12

Energía [GWh] Crecimiento [%] Energía [GWh] Crecimiento [%] 2013 16.553 - 16.470 - 2014 18.130 9,53 17.361 5,41 2015 19.801 9,22 18.497 6,54 2016 22.309 12,67 20.180 9,10 2017 25.139 12,69 21.565 6,86 2018 27.799 10,58 22.879 6,09 2019 29.687 6,79 24.117 5,41 2020 31.303 5,44 25.408 5,35 2021 32.947 5,25 26.744 5,26 2022 34.914 5,97 28.098 5,06 2023 36.906 5,71 29.506 5,01 2024 39.136 6,04 31.046 5,22 2025 41.523 6,10 32.666 5,22 2026 43.861 5,63 34.371 5,22

Gráfico 1: Proyección de Demanda de Energía del SING.

En todos los años del horizonte considerado, la demanda del Escenario Base2

3.1.3 Demanda de Potencia (curva de carga del SING)

es mayor que la demanda del ITD Abr12, alcanzando al año 2026 una diferencia de 9460 GWh, equivalente a una potencia media de 1080 MW.

La demanda de potencia del SING se forma utilizando la estadística de consumo de los últimos tres años de los clientes del SING. Con esta información histórica se logra determinar el perfil de consumos mensuales por cliente y por barra, definido como la energía mensual de la barra como porcentaje de la energía anual de la misma. Luego, se procede con la determinación del perfil diario de la barra, para ello se crea un día típico para cada mes definido como la razón entre la potencia promedio de las horas h (con h de 1 a 24), respecto de la potencia media del mes en dicha barra, para cada mes del año.

Para el caso de las empresas distribuidoras, ELECDA, ELIQSA y EMELARI, se utiliza la estadística conjunta, de manera de contar con un perfil de demanda regulada del SING, independiente de su ubicación geográfica o zona de concesión.

Matemáticamente, la descripción de la curva de carga de la demanda del SING es la siguiente:

2 En las siguientes secciones se definirá los escenarios considerados.

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Diferencia 83 769 1.304 2.129 3.574 4.920 5.570 5.895 6.203 6.816 7.400 8.090 8.857 9.490Escenario Base IET 16.553 18.130 19.801 22.309 25.139 27.799 29.687 31.303 32.947 34.914 36.906 39.136 41.523 43.861Escenario ITD Abr12 16.470 17.361 18.497 20.180 21.565 22.879 24.117 25.408 26.744 28.098 29.506 31.046 32.666 34.371

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

Ener

gía e

n GW

h




{ } { } { }mesesmclientesch

D

P

D

P

f

h

D

dhmc

D

dhmc

hmc ∈∀∈∀∈∀=

∑∑

∑

=

=

=

,,24,...,1

24

24

1

1,,

1,,

,,

hmcf ,, : forma horaria del consumo c del SING, para el mes m, con h de 1 a 24.

hmcP ,, : Potencia horaria del cliente c del SING, para el mes m, con h de 1 a 24. D: Numero de días del mes m.

Según esta definición, la demanda neta de potencia del SING para el periodo de análisis es la que se presenta en la siguiente tabla:

Tabla 3: Proyección de Demanda de Potencia del SING.

Año Escenario Base IET Escenario ITD Abr12

Potencia Media [MW]

Potencia Máxima [MW]

Potencia Media [MW]

Potencia Máxima [MW]

2013 1.890 2.150 1.880 2.020 2014 2.070 2.344 1.982 2.122 2015 2.260 2.554 2.112 2.243 2016 2.547 2.872 2.304 2.446 2017 2.870 3.222 2.462 2.689 2018 3.173 3.546 2.612 2.852 2019 3.389 3.784 2.753 3.006 2020 3.573 3.987 2.901 3.077 2021 3.761 4.195 3.053 3.334 2022 3.985 4.443 3.208 3.502 2023 4.213 4.693 3.368 3.678 2024 4.467 4.973 3.544 3.753 2025 4.740 5.280 3.729 4.072 2026 5.006 5.578 3.924 4.284

Gráfico 2: Proyección de Demanda de Potencia del SING.

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Diferencia 129 222 311 426 533 694 778 910 861 941 1.015 1.220 1.208 1.293Escenario Base IET 2.150 2.344 2.554 2.872 3.222 3.546 3.784 3.987 4.195 4.443 4.693 4.973 5.280 5.578Escenario ITD Abr12 2.020 2.122 2.243 2.446 2.689 2.852 3.006 3.077 3.334 3.502 3.678 3.753 4.072 4.284

0

250

500

750

1.000

1.250

1.500

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

Pote

ncia

en

MW




Tabla 4: Proyección de Demanda de Potencia del SING por Zona.

Año Potencia Máxima por Zona [MW], Escenario Base

IET Centro Cordillera Norte Sur Total

2013 838 385 370 558 2150

2014 938 412 395 599 2344

2015 963 438 423 730 2554

2016 1049 435 524 864 2872

2017 1040 417 838 926 3222

2018 1108 363 1042 1033 3546

2019 1232 377 1099 1076 3784

2020 1335 411 1153 1087 3987

2021 1393 434 1236 1132 4195

2022 1468 459 1316 1199 4443

2023 1544 528 1392 1230 4693

2024 1626 602 1490 1255 4973

2025 1671 641 1608 1359 5280

2026 1766 666 1704 1441 5578

Año Potencia Máxima por Zona [MW], Escenario ITD Abr12

Centro Cordillera Norte Sur Total

2013 845 357 304 514 2020

2014 889 376 316 540 2122

2015 918 410 346 570 2243

2016 1040 437 353 617 2446

2017 1127 499 386 677 2689

2018 1196 530 407 718 2852

2019 1262 559 429 757 3006

2020 1314 553 437 774 3077

2021 1401 621 473 839 3334

2022 1473 653 496 881 3502

2023 1547 687 519 924 3678

2024 1614 678 524 938 3753

2025 1713 760 575 1023 4072

2026 1802 800 605 1077 4284

Gráfico 3: Proyección de Demanda de Potencia del SING por Zona.

3.2 OFERTA El desarrollo de la oferta de generación del SING en el largo plazo, dependerá por una parte de los requerimientos o necesidades de los principales consumos mineros y, por otra parte, del desarrollo de iniciativas privadas independientes, principalmente en el ámbito de las Energías Renovables No Convencionales, en adelante ERNC.

De acuerdo a un catastro inicial realizado por la DP, elaborado a partir de información disponible en el Servicio de Evaluación Ambiental, de lo informado a este CDEC y de respuestas a carta CDEC-SING N° 0035/2012, existirían más de 7000 MW en proyectos de generación en base a fuentes renovables no convencionales en distintas etapas de desarrollo.

Para efectos del análisis de la operación económica de largo plazo del SING, se consideran dos escenarios de oferta de generación, cada uno adaptado al correspondiente escenario de demanda. Por una parte el escenario ITD Abr12, cuyo programa de obras es el recomendado por la Comisión en el ITD Abr12, extendido hasta el año 2026, y por otra, el Escenario Base IET adaptado al correspondiente escenario de demanda.

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2018

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2026

Potencia Máxima por Zona, Escenario Base IET(% por zona)

Centro Cordillera Norte Sur

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2013

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2024

2025

2026

Potencia Máxima por Zona, Escenario ITD Abr12(% por zona)

Centro Cordillera Norte Sur




A partir de enero de 2013 se considera 100% indisponible la Central Salta, es decir, a partir de esta fecha no existe generación aportada al SING por esta unidad.

Respecto al mantenimiento de las unidades generadoras existentes, se utiliza el plan de mantenimiento mayor del informe ITD Abr12. Las nuevas unidades vapor-carbón consideran mantenimientos típicos de 30 días, programados temporalmente dentro del calendario de mantenimiento mayor siguiendo el criterio de evitar dos unidades conectadas en la misma barra en mantenimiento simultáneo.

3.2.1 Plan de Obras de Generación Escenario ITD Abr12 El Plan de obras de generación del Escenario ITD Abr12, según se ha dicho, recoge la información indicada en el Informe Técnico de Precio de Nudo de Abril de 2012, extendida en su horizonte hasta el año 2026 utilizando criterio de proporcionalidad entre unidades convencionales y ERNC. Al año 2026, el plan de obras de generación, dado por la capacidad instalada, está compuesto en un 88% por unidades térmicas convencionales y en un 12% por unidades renovables no convencionales. Por su parte, la energía generada al año 2026 está compuesta, en un 90% por generación térmica convencional y en un 10% por ERNC.

Gráfico 4: Plan de Obras de Generación del SING, Escenario ITD por tipo de tecnología. Potencia

Energía

La zona de la bahía de Mejillones concentra cerca del 50% de la capacidad instalada y de la generación de energía del SING, mientras que el restante 50% se reparte entre Tocopilla, Tarapacá y el sector Crucero-Encuentro, donde se proyecta la instalación de generación tipo ERNC.

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2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Potencia Instalada SING(MW por Tipo)

Carbón Otro Gas Natural Diesel + Fuel Oil Hidro Eólica Geotermia Solar

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2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Potencia Instalada SING(% Por Tipo)


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Energía Generada SING(GWh por Tipo)


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2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Energía Generada SING(% Por Tipo)





Gráfico 5: Plan de Obras de Generación del SING, Escenario ITD por zona. Potencia

Energía

El crecimiento promedio del SING en el periodo 2013 – 2026, para este Escenario, es del orden del 5,9%, según se observa en la siguiente tabla:

Tabla 5: Energía Generada SING, Escenario ITD.

Año Energía Anual [GWh] Tasa Crecimiento Energía 2013 17.658 4,9% 2014 18.580 5,2% 2015 19.832 6,7% 2016 21.511 8,5% 2017 22.978 6,8% 2018 24.413 6,2% 2019 25.787 5,6% 2020 27.223 5,6% 2021 29.007 6,6% 2022 30.569 5,4% 2023 31.999 4,7% 2024 33.757 5,5% 2025 35.452 5,0% 2026 37.413 5,5%

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Potencia Instalada SING(MW por Zona)

Angamos Atacama Chacaya Crucero Tocopilla Zona Norte

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Potencia Instalada SING(% Por Zona)


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Energía Generada SING(GWh por Zona)


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Energía Generada SING(% Por Zona)





El detalle del plan de obras de generación por unidad y por fecha de entrada se presenta en ANEXO 1. PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO ITD ABR12.

3.2.2 Plan de Obras de Generación Escenario Base IET El plan de obras de generación del escenario Base IET, corresponde a la adaptación del parque generador a la demanda informada por los Coordinados Clientes del SING, considerando como precio de equilibrio de largo plazo los 80 USD/MWh. Al año 2026, la capacidad instalada de generación está compuesta en un 88% por unidades térmicas convencionales, y en un 12% por unidades renovables no convencionales. La energía generada al año 2026, está compuesta en un 90% por generación térmica convencional y en un 10% por ERNC.

Gráfico 6: Plan de Obras de Generación del SING, Escenario Base IET por tipo de tecnología. Potencia

Energía

La zona de la bahía de Mejillones concentra cerca del 50% de la capacidad instalada y de la generación de energía del SING, mientras que el restante 50% se reparte entre Tocopilla, Tarapacá y el sector Crucero-Encuentro, donde se proyecta la instalación de generación tipo ERNC.

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Potencia Instalada SING(MW por Tipo)


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Potencia Instalada SING(% Por Tipo)


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Energía Generada SING(GWh por Tipo)


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Energía Generada SING(% Por Tipo)





Gráfico 7: Plan de Obras de Generación del SING, Escenario Base IET por zona. Potencia

Energía

Para este Escenario el crecimiento promedio del SING en el periodo 2013 – 2026 es del orden del 8,1%, según se observa en la siguiente tabla:

Tabla 6: Energía Generada SING, Escenario Base IET. Año Energía Anual [GWh] Tasa Crecimiento Energía 2013 17.082 8,7% 2014 18.718 9,6% 2015 20.480 9,4% 2016 23.027 12,4% 2017 26.006 12,9% 2018 28.910 11,2% 2019 31.021 7,3% 2020 32.626 5,2% 2021 34.498 5,7% 2022 36.473 5,7% 2023 38.618 5,9% 2024 41.386 7,2% 2025 43.919 6,1% 2026 46.669 6,3%

El detalle del plan de obras de generación por unidad y por fecha de entrada se presenta en ANEXO 2. PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO BASE IET.

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Potencia Instalada SING(MW por Zona)


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2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Potencia Instalada SING(% Por Zona)


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Energía Generada SING(GWh por Zona)


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Energía Generada SING(% Por Zona)





3.3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN El sistema de transmisión del SING modelado para este ejercicio de planificación, comprende todas las instalaciones en tensiones mayores que 66 kV, salvo excepciones donde se recurrió a simplificaciones que no afectan la operación económica del sistema. En cuanto a la topología del SING, se considera la condición de operación normal a 2012, en relación a las líneas de transmisión que operan normalmente abiertas, en particular, se considera la línea 1x110 kV Mejillones - Antofagasta abierta en el extremo de S/E Antofagasta y la línea 220 kV El Tesoro – Esperanza, normalmente fuera de servicio (abierta en sus dos extremos) hasta diciembre de 2013, a partir de enero de 2014 se considera sus extremos operando normalmente cerrados.

La capacidad de las líneas de transmisión corresponde a la vigente a la fecha de preparación del presente Informe, y equivale al menor valor entre la capacidad térmica de los conductores y la capacidad de los equipos en conexión serie (trampas de onda, transformadores de corriente) y otras limitaciones derivadas de ajustes en los sistemas de protecciones. Lo anterior, de acuerdo a lo señalado en el “Estudio de Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de Líneas de Transmisión”, emitido por la DO en su versión definitiva de septiembre de 2010, el cual se encuentra disponible en el sitio Web del CDEC-SING. Esta información fue complementada con los datos de capacidades de líneas que entraron en servicio con posterioridad a dicha fecha.

Para las líneas de transmisión calificadas como troncales, se considera la capacidad de transmisión determinada por la aplicación del Criterio N-13

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

.

3.4 PRECIOS Y DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES Para todos los análisis se ha utilizado los precios y disponibilidades de combustibles indicados en el Informe ITD Abr12, aquellos años del horizonte donde no existe información han sido completados siguiendo la misma tendencia de crecimiento utilizada en dicho ITD.

La disponibilidad de gas natural de origen regional (gas desde Argentina u otros países) se supone nula durante todo el período.

En cuanto a la disponibilidad de gas natural licuado (GNL), se utiliza lo estipulado en el Informe ITD Abr12, donde se definen dos etapas: una preliminar o de corto plazo y otra definitiva o de largo plazo, que evolucionan según se describe a continuación:

Hasta septiembre de 2012, una semana de GNL al mes para el CC2 de GAG4

A partir de enero de 2013, 100% disponibilidad de GNL para las unidades CTM3 y U16.

y para CTM3 de E-CL, luego indisponibilidad absoluta. Disponibilidad restringida (mayor que cero) para U16.

A partir de enero de 2014, 100% disponibilidad de GNL para el CC1 de GAG. A partir de enero de 2016, 100% disponibilidad de GNL para el CC2 de GAG.

El siguiente gráfico presenta la evolución de la banda de precios de los combustibles en el SING, para el periodo 2012 – 2026. El detalle de los precios por empresa se presenta en ANEXO 3. DETALLE DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES.

3 Artículo 5-5 de la NTSyCS. 4 GAG corresponde a la abreviación de Gas Atacama Generación.




Gráfico 8: Evolución de banda de precios de combustibles.

3.5 RESTRICCIONES ACTUALES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING El SING opera actualmente con limitaciones en las capacidades de transporte de algunas líneas de transmisión, las que permiten una operación bajo las exigencias de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en adelante NTSyCS. Las limitaciones existentes provienen, principalmente, de la necesidad de cumplir con el criterio de seguridad N-1 del sistema de transmisión.

Las restricciones de capacidad en el sistema de transmisión introducen ineficiencias a la operación del sistema eléctrico, manifestadas principalmente en el despacho de unidades generación fuera de orden de mérito económico, con los sobrecostos de operación y aumento en el costo marginal del sistema que esto significa. Es por esto que el análisis, cuyos resultados se presentan en este documento, no sólo se centra en las instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal, sino además se han considerado aquellas instalaciones del Sistema de Transmisión Adicional, que por sus características técnicas o topología influyen en la operación de las instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal.

A continuación se presenta brevemente aquellas instalaciones del SING que, por su naturaleza o topología, deben ser consideradas en los análisis con el fin de plantear alternativas de solución para superar las restricciones por ellas impuestas. Se debe tener en cuenta que cada una de las restricciones de operación que se indican, tanto en las políticas de operación como en el Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión (ERST) vigente, consideran el cumplimiento de las exigencias de la NTSyCS.

800

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2013

2014

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2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

Banda de precio del Diesel(USD/Ton)

5

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7

8

9

10

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13

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2013

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2018

2019

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2021

2022

2023

2024

2025

2026

Precio del GNL(USD/MMBTU)

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2017

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2023

2024

2025

2026

Banda de precio del Carbón(USD/Ton)

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2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

Banda de precio del Fuel-Oil(USD/Ton)




3.5.1 Limitaciones Zona Norte La Zona Norte del SING está compuesta por todas las instalaciones ubicadas al norte de las SS/EE Crucero y Encuentro, y se caracteriza por ser una zona principalmente importadora de sus requerimientos de energía eléctrica desde la Zona Centro del SING. La Zona Norte cuenta con las siguientes unidades de generación:

Central Termoeléctrica Tarapacá: unidad CTTAR (vapor-carbón 158 MW) y unidad TGTAR (turbina diesel 23,75 MW)

Central Diesel Iquique (43,01 MW) Central Diesel Estandartes (4,8 MW) Central Diesel Zofri (6,06 MW) Central Diesel Arica (14,32 MW) Central Hidráulica Chapiquiña (10,2 MW) PMGD (Cavancha 2,8 MW; Alto Hospicio 1,1 MW; El Toro N°2 1,1 MW)

Cabe destacar que dentro de la Zona Norte se encuentran las siguientes líneas de transmisión calificadas como troncales:

Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 Línea 220 kV Crucero - Lagunas N°2 Línea 220 kV Tarapacá - Lagunas N°1 y N°2.

Adicionalmente a las líneas troncales que permiten el abastecimiento desde Crucero hacia el norte, se dispone de la Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi, que adiciona capacidad de transporte desde la zona centro hacia la zona norte.

A continuación se muestra un esquema simplificado de la configuración actual de la Zona Norte.

Figura 1: Esquema simplificado Zona Norte del SING

Bajo la infraestructura del sistema de transporte descrita, se ha determinado la necesidad de controlar las transferencias de potencia desde la zona centro hacia la zona norte, principalmente debido a:

Indisponibilidad de alguna de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte. Indisponibilidad de la unidad CTTAR. Alta demanda en la Zona Norte. Alta temperatura en la Zona Norte.

~Tarapacá

EncuentroCrucero

Lagunas

Collahuasi




De acuerdo a lo anterior y a lo expuesto en los estudios realizados por este CDEC5, las transferencias máximas de potencia desde la Zona Centro hacia la Zona Norte evolucionan6

Considerando los análisis y resultados de los estudios antes indicados, para una temperatura ambiente de 35°C e integrando las ampliaciones de las obras troncales y las obras nuevas fijadas en el decreto exento N° 82, los límites de transmisión previstos en el horizonte de evaluación para el corredor centro-norte son:

en distintas etapas, consistentemente con la disponibilidad de infraestructura de transmisión prevista.

Tabla 7: Limitaciones de transferencia hacia la Zona Norte.

Etapa N° Líneas Disponibles Capacidad a 35°C

con sol [A] Capacidad a 35°C con

sol [MVA] Máx Transferencia de Potencia [MW]

Fecha estimada finalización de etapa

17Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1

315 120

256 jul-12 Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°2 320 122 Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi-cto 1 350 133

2 Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 315 120

256 sep-12 Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°2 320 122 Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi-cto 2 448 171

38

Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1

315 120

340 dic-13 Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°2 320 122 Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi-cto 1 448 171 Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi-cto 2 448 171

4

Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 480 183

470 dic-16 Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°2 480 183 Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi-cto 1 448 171 Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi-cto 2 448 171

5


680 ene-17 Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°2 480 183

Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi-cto 1 448 171 Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi-cto 2 448 171


3.5.2 Limitaciones Zona Centro La Zona Centro del SING está compuesta por las instalaciones entre SS/EE Tocopilla, Norgener, Crucero, Encuentro, Chuquicamata y Salar, recibe la generación de la Central Termoeléctrica Tocopilla y la Central Termoeléctrica Norgener, las que cuentan con unidades vapor carbón, ciclo combinado y turbinas a gas. Adicionalmente, recibe generación proveniente de las centrales ubicadas en la Zona Sur.

La Zona Centro concentra - según se indicó en la sección 3.1 - alrededor de 700 MW de demanda, principalmente asociados a los consumos de las mineras Chuquicamata, Radomiro Tomic, SQM, Spence, El Tesoro, El Abra y los consumos regulados conectados en S/E Calama, los que en conjunto representan cerca de un 35% del total de los consumos del SING.

A continuación se muestra un esquema simplificado de la configuración actual de la Zona Centro:

5 “Política de Operación: Programación y Operación de las Transferencias de Potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte con Restricciones de Seguridad – D-SDO-01-v03”; “Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión año 2011”; “Informe de Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SING Jun11”. 6 Las capacidades máximas previstas deberán actualizarse una vez que los proyectos se hayan ejecutado y se hayan entregado los correspondientes antecedentes técnicos. Los límites futuros indicados sólo son estimados. 7 Para la etapa 1 y 2, se considera la capacidad transitoria de las líneas de transmisión, considerando la existencia de montos de carga disponible para hacer efectiva la aplicación de DMC posterior a una contingencia en menos de 10 minutos. En las siguientes etapas se deberán actualizar los montos de DMC rápida necesarios ante una contingencia, considerando los requerimientos del sistema. 8 Resultados obtenidos en “Informe de Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SING- Jun11.




Figura 2: Esquema simplificado Zona Centro del SING.

La Central Termoeléctrica Tocopilla tiene una potencia instalada de 706 MW conectados en el nivel de tensión 220 kV y 295 MW en 110 kV, capacidad que no puede ser evacuada en un 100% debido a que se limita el despacho para cumplir con el criterio de seguridad N-1 en el sistema de transmisión asociado, por lo que se ha determinado – mediante política de operación – que se deben controlar las transferencias por las líneas que evacuan la generación del complejo termoeléctrico Tocopilla, a saber: Tocopilla – Crucero 2x220 kV y Tocopilla – Tamaya – Salar 4x110 kV.

Para el presente análisis se considera el escenario más restrictivo para la capacidad de transmisión desde Tocopilla, es decir 210 MW por circuito en las líneas 220 kV Tocopilla – Crucero.

3.5.3 Limitaciones Zona Mejillones - Antofagasta La Zona Mejillones – Antofagasta comprende el anillo entre las SS/EE Chacaya, Capricornio, Alto Norte, Antofagasta y Mejillones. Recibe directamente parte de las inyecciones de la subestación Chacaya, desde donde obtiene el 100% de sus requerimientos de energía, a través de los transformadores Mejillones 220/110/13,8 kV y Capricornio 220/110/13,8 kV. Por política de operación, la línea Mejillones – Antofagasta 110 kV funciona normalmente abierta en su extremo Antofagasta, impidiendo su operación enmallada.

A continuación se presenta un esquema simplificado de la Zona Mejillones – Antofagasta:

Figura 3: Esquema simplificado Zona Mejillones – Antofagasta del SING.

CruceroCODELCO

~

~

~

~ Tamaya 110 kV

Tocopilla 110 kV295 MW

Tocopilla 220 kV706 MW

Norgener277 MW

Encuentro

~Mantos Blancos 220

Capricornio 220

Capricornio 110

La Negra 23

El Negro 23

Antofagasta 110

Chacaya 220

Mejillones 220

Mejillones 110

Pampa 110

Desalant 110

~

Esmeralda 220Esmeralda 110

Uribe 110

Alto Norte 110




La operación restringida de esta zona se debe principalmente a:

Aumento progresivo de la demanda en SS/EE Pampa, Desalant, Antofagasta, La Negra, Alto Norte y El Negro.

Sobrecarga de elementos del sistema, debido a contingencia simple en alguno de los elementos que permiten el abastecimiento de la zona.

Se observa que al operar enmalladas las SS/EE Mejillones, Capricornio y Antofagasta, no es posible cumplir con el criterio de seguridad N-1, pues de presentarse una falla en uno de los transformadores que abastecen la zona, se produciría una sobrecarga en el otro transformador.




4. ANÁLISIS DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO DEL SING

4.1 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS A partir de las bases señaladas en el Capítulo 3, se modela y se lleva a cabo la simulación de la operación económica esperada para el periodo 2012 – 2026 del SING. Para efectos de identificar aquellas instalaciones del sistema de transmisión que presentan limitaciones, o bien para determinar los flujos esperados máximos por las instalaciones del sistema de transmisión, se utiliza una metodología de diagnóstico que consiste, en primer lugar, en la definición de escenarios de oferta y demanda que permitan representar adecuadamente el desarrollo del SING en los próximos 15 años.

En segundo lugar, se lleva a cabo la simulación de la operación del SING, sin considerar las restricciones de capacidad de sus líneas de transmisión. De esta forma, se observan los flujos de potencia naturales del sistema, es decir, aquellos flujos que se producirían en el caso ideal en que no existieran dichos límites.

En tercer lugar, se identifican aquellas instalaciones del SING que muestran flujos de potencia por sobre sus límites, o aquellas instalaciones que presentan flujos de potencia con valores cercanos a los permitidos por criterio de seguridad N-1.

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

Para cada escenario de generación se determina, según la metodología indicada en el párrafo anterior, un plan de obras de transmisión óptimo. Para determinar cuál de los planes resultantes se recomienda como Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del SING, se lleva a cabo un análisis de Minimax Regret, metodología consistente en determinar el mínimo costo de arrepentimiento que se obtiene al tomar una decisión (transmisión), cuando en la realidad no se produce el escenario supuesto (oferta/demanda).

Para las instalaciones de Transmisión Adicional se determina aquellas que, por sus características técnicas o debido a su topología, afectan la operación del sistema. Estas instalaciones son modeladas - para no introducir efectos negativos como energía no suministrada - con “N” circuitos idénticos a los existentes conectados en paralelo, donde “N” corresponde a un número tal que no se limite la operación del Sistema Troncal. Con esta forma de modelar los tramos adicionales se busca, por una parte mantener un buen nivel de representación del sistema de transmisión, y por otra, no distorsionar la matriz de impedancias del sistema, obteniendo flujos de potencia representativos de la condición esperada de operación. Las instalaciones Adicionales que afectan la operación del sistema, serán mencionadas en el presente informe y sus ampliaciones serán sugeridas considerando el Escenario Base IET de oferta y demanda.

4.2 ESCENARIOS ANALIZADOS La presente sección entrega información general de los Escenarios utilizados para el análisis de suficiencia del sistema de transmisión del SING.

Para representar la mayor cantidad de escenarios operacionales posibles del SING, se suponen dos escenarios de oferta/demanda, por una parte se utiliza como base lo indicado en el ITD de Abril de 2012, con su respectivo plan de obras de generación extendido hasta 2026, denominado por ello Escenario ITD Abr12,




y por otra se utiliza como base la información entregada por los clientes del SING, respecto a sus proyecciones de demanda, y plan de obras de generación adaptado para obtener el precio de desarrollo de largo plazo, situado en los 80 USD/MWh, denominado Escenario Base IET.

A partir del Escenario Base IET, se desarrollan tres análisis de sensibilidad, ya sea sobre la oferta o sobre la demanda. El primero, denominado Quebrada Blanca en Encuentro, consiste en reubicar la demanda minera de Quebrada Blanca en subestación Encuentro. Con este escenario se busca representar la condición en que el consumo de este yacimiento minero sea efectuado directamente desde S/E Encuentro y no desde S/E Lagunas como se podría suponer. El segundo escenario de sensibilidad, denominado Escenario con Retraso en Obras de Tarapacá, busca representar los efectos que tendría en la operación económica del SING, el hecho que uno de los proyectos carboneros que proyecta conectarse en S/E Tarapacá se retrase en su fecha prevista de puesta en servicio. El tercer escenario de sensibilidad, denominado Escenario sin ERNC zona norte y 1 módulo en Tarapacá, consiste en suponer que la zona norte no contará con el desarrollo previsto de ERNC, o que éstas centrales presentan un bajo aporte a la suficiencia del sistema, y que además se desarrolla un solo proyecto carbonero en el norte (S/E Tarapacá), consistente en un solo modulo de 240 MW, es decir, frente a escenarios con esta unidad en mantenimiento, la zona norte del SING pierde un bloque importante de generación local, y su abastecimiento depende única y exclusivamente de la unidad CTTAR, quedando en una condición crítica desde el punto de vista de la seguridad de abastecimiento.

Para todos los Escenarios se considera que la topología base del sistema de transmisión es la que se observa en la actualidad.

4.2.1 Escenario Base IET El Escenario Base IET considera la demanda y oferta indicados en las secciones 3.1 y 3.2, respectivamente. Las unidades generadoras se encuentran conectadas en las barras o subestaciones indicadas en el Anexo de la sección 6.2, mientras que la demanda se conecta en las barras o subestaciones indicadas en el Anexo de la sección 6.6.

Los precios de combustibles utilizados en este Escenario, corresponden a los indicados en la sección 3.4.

El Escenario Base IET busca representar un escenario de oferta y demanda en base a las expectativas de crecimiento de los clientes del SING. La demanda tiene como base lo informado por los Coordinados Clientes, mientras que la oferta de generación responde al plan de obras adaptado a la demanda, con precio de referencia de largo plazo en 80 USD/MWh en la barra Crucero 220 kV.

Gráfico 9: Costos Marginales Escenario Base IET.

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Escenario Base IET(CMg en USD/MWh)

Crucero 220 Domeyko 220 Lagunas 220 Parinacota 220




4.2.2 Escenario ITD El Escenario ITD considera la demanda y oferta indicados en las secciones 3.1 y 3.2, respectivamente. Las unidades generadoras se encuentran conectadas en las barras o subestaciones indicadas en el Anexo de la sección 6.1, mientras que la demanda se conecta en las barras o subestaciones indicadas en el Anexo de la sección 6.5.


El Escenario ITD busca representar el escenario de oferta y demanda en base a lo indicado en el Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo de Abril de 2012. El plan de obras de generación se encuentra adaptado a las necesidades de la demanda, con precio de referencia de largo plazo en 80 USD/MWh en la barra Crucero 220 kV.

Gráfico 10: Costos Marginales Escenario ITD.

4.2.3 Escenario Quebrada Blanca en Encuentro Este Escenario considera la demanda y oferta indicados en las secciones 3.1 y 3.2, respectivamente. Corresponde a una sensibilidad del Escenario Base IET, en la cual se ha supuesto que la demanda del proyecto minero Quebrada Blanca se conecta en la subestación Encuentro. Cabe señalar que la Compañía Minera Teck Quebrada Blanca S.A. – propietaria del proyecto Quebrada Blanca - ha indicado a este CDEC que dentro de las alternativas de conexión de su proyecto minero se encuentra efectivamente la subestación Encuentro, por lo tanto, ésta debe ser considerada al momento de analizar los requerimientos de expansión del Sistema de Transmisión Troncal del SING.

Las unidades generadoras se encuentran, al igual que en el Escenario Base, conectadas en las barras o subestaciones indicadas en el Anexo de la sección 6.2, mientras que la demanda se conecta en las barras o subestaciones indicadas en el Anexo de la sección 6.6, salvo Quebrada Blanca que se conecta en la subestación Encuentro 220 kV.


El plan de obras de generación se encuentra adaptado a las necesidades de la demanda, con precio de referencia de largo plazo en 80 USD/MWh en la barra Crucero 220 kV.

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Escenario ITD(CMg en USD/MWh)





Gráfico 11: Costos Marginales Escenario Quebrada Blanca en Encuentro.

4.2.4 Escenario con Retraso de Obras en Tarapacá El Plan de Obras de Generación del ITD Abril de 2012, utilizado como base para la preparación del Plan de Obras de Generación del Escenario Base IET, considera la entrada en servicio en abril de 2016, de una unidad vapor-carbón de 200 MW en la subestación Tarapacá.

El Escenario con Retraso de Obras en Tarapacá corresponde a una sensibilidad del Escenario Base IET, y supone un retraso en la entrada en servicio de la unidad vapor-carbón señalada en el párrafo anterior, la que se ha supuesto entrando en servicio en enero de 2018. Demanda y oferta corresponden a lo indicado en las secciones 3.1 y 3.2, respectivamente.

Al no existir nueva generación local en la zona norte del SING, a la cual pertenece la subestación Tarapacá, se prevé una condición deficitaria de energía para los años 2016 y 2017, lo que impondría exigentes condiciones de operación para el sistema de transmisión entre las barras Crucero - Encuentro y la Zona Norte9

Al igual que en el Escenario Base, las unidades generadoras se encuentran conectadas en las barras o subestaciones indicadas en el Anexo de la sección

, por lo tanto, ésta debe ser considerada al momento de analizar los requerimientos de expansión del Sistema de Transmisión del SING.

6.2, mientras que la demanda se conecta en las barras o subestaciones indicadas en el Anexo de la sección 6.6.


El plan de obras de generación se encuentra adaptado a las necesidades de la demanda, con precio de referencia de largo plazo en 80 USD/MWh en la barra Crucero 220 kV.

9 Corredores Crucero – Lagunas y Encuentro – Collahuasi.

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Escenario Quebrada Blanca en Encuentro(CMg en USD/MWh)





Gráfico 12: Costos Marginales Escenario con Retraso de Obras en Tarapacá.

4.2.5 Escenario sin ERNC e instalación de un solo proyecto vapor-carbón en Zona Norte Este Escenario considera la demanda y oferta indicados en las secciones 3.1 y 3.2, respectivamente. Corresponde a una sensibilidad del Escenario Base IET, en la cual se ha supuesto que en la Zona Norte del SING se instala solo un proyecto de generación convencional, entrando en operación el año 2016. Asimismo, el Escenario propuesto supone que hasta el año 2019 no se construyen iniciativas en base a Energías Renovables No Convencionales en dicha zona.

Al considerar solo un número reducido de iniciativas de generación en la zona norte, se prevé una condición deficitaria de energía y potencia, principalmente bajo escenarios operacionales con mantenimiento mayor de una de las dos unidades convencionales instaladas en la zona (CTTAR y nueva unidad). Asimismo, la ausencia de proyectos de generación del tipo ERNC, permite suponer una condición crítica de abastecimiento energético de una zona desde la que no sólo se abastecen consumos mineros, sino que además dos de los tres centros urbanos más grandes del norte del país, como son las ciudades de Arica e Iquique.

Consecuentemente, el Escenario propuesto impone exigentes condiciones de operación al sistema de transmisión al norte de las subestaciones Crucero y Encuentro.

Las unidades generadoras se encuentran conectadas, al igual que en el Escenario Base, en las barras o subestaciones indicadas en el Anexo de la sección 6.2, mientras que la demanda se conecta en las barras o subestaciones indicadas en el Anexo de la sección 6.6.


El plan de obras de generación se encuentra adaptado a las necesidades de la demanda, con precio de referencia de largo plazo en 80 USD/MWh en la barra Crucero 220 kV, sin embargo, al no materializarse proyectos ERNC antes del año 2019, se observa un alza en el precio de la energía, alcanzando en el largo plazo valores cercanos a 95 USD/MWh en la barra Crucero 220 kV.

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Escenario con Retraso de Obras en Tarapacá(CMg en USD/MWh)





Gráfico 13: Costos Marginales Escenario sin ERNC y un Proyecto Convencional en Zona Norte.

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Escenario sin ERNC y un Proyecto Convencional en Zona Norte(CMg en USD/MWh)





4.3 DIAGNÓSTICO CONDICIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING De acuerdo con las bases y supuestos presentados y para cada uno de los escenarios analizados, se efectúa un análisis de flujos de potencia esperados por el sistema de transmisión, cuyos resultados se presentan a continuación:

4.3.1 Sistema de Transmisión Troncal

4.3.1.1 Tramo Tarapacá - Lagunas

Nombre Tarapacá – Lagunas 2x220 kV Longitud 56 km Tipo de Conductor ACAR 1200 MCM (608 mm2) Capacidad Térmica Conductor (por circuito) 667 A 254 MVA Capacidad Línea de Transmisión 400 A 152 MVA

Causa de la Limitación TT/CC paños J1 y J2 S/E Tarapacá; J5 y J6 S/E Lagunas.

Gráfico 14: Flujos de Potencia Esperados Tramo Tarapacá – Lagunas 220 kV.

Los flujos esperados por la línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas tienen las siguientes características:

No dependen de los grandes proyectos mineros informados.

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Dependen fuertemente de la generación que se conecta en S/E Tarapacá. Dependen en gran medida de la demanda de los clientes conectados a través de la línea Tarapacá –

Cóndores – Parinacota 1x220 kV.

Para todos los escenarios analizados resulta necesario aumentar la capacidad del corredor Tarapacá – Lagunas con la entrada de la primera unidad generadora en S/E Tarapacá. Las propuestas de aumento de capacidad dependerán de los escenarios y serán tratadas en las siguientes secciones del Informe.

4.3.1.2 Tramo Crucero - Lagunas

Nombre Crucero - Lagunas 1x220 kV, líneas 1 y 2 Longitud 174 km Tipo de Conductor AAAC Flint 740,8 MCM (375,4 mm2) Capacidad Térmica Conductor (por circuito) 320 A 183 MVA (*) Capacidad Línea de Transmisión 320 A 183 MVA (*) Causa de la Limitación Capacidad térmica del conductor.

(*) Capacidad de transmisión actual es de 122 MVA. Una vez concluidas las obras licitadas, se alcanzará los 183 MVA por circuito, indicados en la tabla.

Debido a que el tramo Troncal Crucero – Lagunas opera enmallado con el Sistema de Transmisión Adicional Encuentro – Collahuasi, su análisis debe asumirse de manera conjunta, es así como el análisis de estos tramos en su conjunto se denomina análisis de la Zona Norte del SING.

Cabe señalar que el corredor indicado como Zona Norte, conformado por los tramos Crucero – Lagunas y Encuentro – Collahuasi, sufrirá modificaciones en el corto plazo debido, por una parte a los trabajos de repotenciamiento de la línea Encuentro - Collahuasi y por otra parte a las obras licitadas tendientes a aumentar la capacidad de transmisión de la línea Crucero – Lagunas 1 y 2. Estos son:

Encuentro – Collahuasi De acuerdo con la información entregada a este CDEC por el Coordinado Minera Collahuasi, el actual circuito 1 está siendo repotenciado para alcanzar, noviembre de 2012, 171 MVA de potencia nominal. Asimismo, se espera que en septiembre de 2012, entre en servicio el circuito 2, también con 171 MVA de potencia nominal.

Crucero – Lagunas En la actualidad se encuentra en desarrollo el proceso de Licitación para el aumento de capacidad de 122 a 183 MVA por circuito con entrada en servicio en enero de 2014, y por otra parte la construcción de la nueva línea 2x220 kV con tendido del primer circuito de 290 MVA entrando en servicio en enero de 2017.

De esta forma, la capacidad de transmisión desde la zona centro hacia la zona norte del SING tendrá una permanente evolución en los próximos años y según sea el escenario de oferta-demanda que se presente, los flujos esperados podrían ser como sigue:




Gráfico 15: Flujos de Potencia Esperados Zona Norte del SING.

Todas las simulaciones efectuadas muestran que los flujos por el corredor hacia la zona norte del SING están fuertemente influenciados por la oferta y demanda de la zona, al punto que el desarrollo del sistema de transmisión está condicionado a los incrementos de demanda de Collahuasi y/o Quebrada Blanca, así como al desarrollo de generación convencional de base.

En particular, se observa que:

A partir del año 2017, con la entrada de la demanda informada por Quebrada Blanca y Collahuasi, se podrían presentar escenarios con déficit de potencia en la zona norte del SING. Con excepción de los casos Quebrada Blanca en Encuentro e ITD. En el primero, porque la demanda de la zona norte es menor que lo esperado en el Caso Base. En el segundo, porque no considera crecimiento importante de ninguno de los dos consumos mineros (Quebrada Blanca y Collahuasi).

El abastecimiento de la zona norte a partir del año 2018 será especialmente complejo e incierto, pues según sea el escenario de oferta-demanda que se presente podría existir déficit de potencia.

El plan de obras de generación del caso ITD, junto con el supuesto de demanda considerado, permiten que la zona norte del SING se convierta en exportadora de energía hacia el resto del sistema a partir del año 2020.

Los escenarios con base en el IET ven aliviada la carga hacia la zona norte una vez que entran unidades generadoras convencionales de base en la subestación Tarapacá, por tanto se podría prever que la situación sin este tipo de generación podría ser más ajustada que lo observado en los gráficos.

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Es importante destacar que el análisis de la zona norte del SING permite detectar instalaciones de Transmisión Adicional que influyen en la operación del Sistema de Transmisión Troncal y en el despacho económico de unidades de generación, tal es el caso de la línea 2x220 kV Lagunas – Collahuasi. Se observa que ante la entrada en operación de una unidad convencional de base en la zona de Tarapacá, el tramo en cuestión presenta limitaciones de transmisión, o dicho de otra forma, no es posible el despacho del 100% de la generación que se instale en la subestación Tarapacá, mientras no aumente la capacidad de transmisión del tramo Lagunas – Collahuasi.

Gráfico 16: Flujos de Potencia Esperados Tramo Lagunas - Collahuasi.

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Caso ITD




4.3.1.3 Tramo Crucero - Encuentro

Nombre Crucero – Encuentro 2x220 kV Longitud 1 km Tipo de Conductor AAC Coreopsis 1600 MCM (805,4 mm2) Capacidad Térmica Conductor (por circuito) 1010 A 385 MVA Capacidad Línea de Transmisión 800 A 304 MVA

Causa de la Limitación TT/CC paños J15 y J16 S/E Crucero; J2 y J3 S/E Encuentro.

Gráfico 17: Flujos de Potencia Esperados Tramo Crucero - Encuentro.

En el corto plazo, entendiendo por ello al periodo previo al año 2016, se requiere una solución de transmisión que permita levantar las limitaciones que podrían presentarse debido al crecimiento de la demanda u oferta del SING, en particular se observa que durante los años 2014 y 2015 el tramo podría presentar flujos de potencia por sobre su capacidad de transmisión.

Junto con la determinación de una solución de corto plazo, se requiere una alternativa de solución a las limitaciones de transmisión que suponga sustentabilidad en el largo plazo y otorgue mayor eficiencia y seguridad a la operación del SING.

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Caso ITD




4.3.1.4 Tramo Atacama - Encuentro

Nombre Central Atacama – Encuentro 2x220 kV Longitud 153 km Tipo de Conductor 2xACAR 700 MCM (354,7 mm2) Capacidad Térmica Conductor (por circuito) 1013 A 386 MVA Capacidad Línea de Transmisión 1013 A 386 MVA Causa de la Limitación Capacidad térmica del conductor.

De acuerdo con los flujos esperados por el tramo Atacama – Encuentro para todos los Escenarios analizados, no se estima necesario recomendar un aumento de capacidad para este corredor hasta por lo menos el año 2022. Cabe señalar que según estudios eléctricos realizados, el límite de inyección en la subestación Atacama, considerando la capacidad de transmisión actual, es del orden de los 850 MW10

Gráfico 18: Flujos de Potencia Esperados Tramo Atacama - Encuentro.

.

10 Este monto equivale, aproximadamente, al despacho a plena capacidad de ambos ciclos combinados, más una central de 200 MW adicionales conectados en la barra.

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Caso ITD




4.3.1.5 Requerimientos de Potencia Reactiva

Para determinar los perfiles de tensión y los requerimientos de potencia reactiva del SING, se modela el sistema completo y se simula su operación con el software Power Factory DIgSILENT. Esto permite contar con un diagnóstico del estado actual del sistema en términos de suficiencia de potencia reactiva que permite contar con perfiles de tensión dentro de los estándares exigidos por la Norma Técnica.

Zona Norte

Los Coordinados Transelec Norte y Minera Collahuasi han indicado la necesidad y/o voluntad de incluir nuevos elementos a la topología del sistema eléctrico:

Minera Collahuasi: BBCC de 40 MVAR en S/E Lagunas 220 kV, a partir del año 2013. Transelec Norte: BBCC de 60 MVAR en S/E Lagunas 220 kV, a partir del año 2014.

El sistema de transmisión al año 2014 contará con las siguientes instalaciones para permitir el abastecimiento desde la zona centro, en caso que no se encuentre disponible la unidad CTTAR:

Tabla 8: Capacidad del Sistema de Transmisión hacia la Zona Norte, año 2014. Líneas Capacidad [MVA]

1x220 kV Crucero-Lagunas 1 183 1x220 kV Crucero-Lagunas 2 183

1x220 kV Encuentro-Collahuasi 1 170 1x220 kV Encuentro-Collahuasi 2 170

De acuerdo con las simulaciones efectuadas, a partir del año 2014 se observa la necesidad de disponer de reactivos adicionales en la zona norte del SING, debido por una parte al aumento vegetativo de la demanda y por otra al crecimiento de la demanda en S/E Collahuasi, considerando además que la unidad CTTAR debe salir de servicio para efectuar mantenimiento mayor durante un período no menor a 1 mes por año. A este año (2014), mientras no entre en servicio el tercer circuito Crucero-Lagunas no es posible abastecer la zona norte de los requerimientos de potencia reactiva necesaria para mantener los niveles de tensión dentro de los límites establecidos en la NTSyCS.

Por lo anterior, al considerar los 100 MVAR informados por los Coordinados Transelec Norte y SCM Minera Collahuasi disponibles localmente en la barra de 220 kV de la S/E Lagunas, es posible observar un comportamiento satisfactorio del perfil de tensiones de la zona norte, bajo las condiciones de oferta y demanda simuladas. Los perfiles de tensión observados al año 2014 en la zona norte del SING son los siguientes:

Tabla 9: Perfil de Tensiones Zona Norte con y sin Compensación Reactiva, año 2014.

Barra Tensión p.u. - CTTAR disponible Tensión p.u. - CTTAR F/S

Sin BB.CC. Con BB.CC.(*) Sin BB.CC. Con BB.CC.(**) Collahuasi 220 kV 0,989 1,001 0,937 0,996 Tarapacá 220 kV 1,006 1,020 0,931 1,013 Crucero 220 kV 1,007 1,010 0,994 1,008

Encuentro 220 kV 1,008 1,010 0,994 1,008 Lagunas 220 kV 1,002 1,019 0,938 1,017

(*) Considera 40 MVAR conectados en S/E Lagunas. (**) Considera 100 MVAR conectados en S/E Lagunas.

Hacia el año 2017, las demandas en Minera Collahuasi y en Quebrada Blanca presentan un nuevo aumento. La demanda proyectada en Minera Collahuasi asciende a los 320 MW aproximadamente, mientras que




Quebrada Blanca proyecta un crecimiento de demanda de 240 MW en total. La distribución de flujos a través de las instalaciones derivan en un déficit de potencia reactiva en la zona norte.

Considerando 150 MVAR adicionales de potencia reactiva en la subestación Collahuasi11

Hacia el año 2018, se vuelve a observar un déficit de potencia reactiva en la zona norte producto del crecimiento de Minera Collahuasi, el cual se proyecta en un total aproximado de 600 MW.

, se prevé que persistiría el déficit en aproximadamente 40 MVAR ante la salida de la unidad CTTAR. A esta fecha se proyecta la entrada en operación del primer circuito de la nueva línea Crucero - Lagunas, lo que permite aliviar la carga presente en el sistema de transmisión desde la barra Encuentro hacia el norte. No obstante, incluir un segundo circuito en la nueva línea Crucero - Lagunas permitiría prescindir del Banco de Condensadores de 40 MVAR en S/E Lagunas, manteniendo un perfil de tensión adecuado incluso ante indisponibilidad de la unidad CTTAR.

Este nuevo requerimiento de potencia reactiva puede ser cubierto mediante la instalación de un nuevo Banco de Condensadores de 100 MVAR en S/E Encuentro, adicionales a los 150 MVAR ya considerados en la barra de Collahuasi 220 kV, lo cual mejora tanto el perfil de tensión como la insuficiencia de reactivos en la zona norte.

Por otro lado, en caso que la unidad CTTAR se encuentre indisponible se observa que persisten los problemas de reactivos en el sistema, debiendo proyectar una ampliación en el sistema de transmisión desde la zona centro hacia la zona norte, o bien aumentar la disponibilidad de equipos de control de reactivos en la zona (Bancos de Condensadores). Optar por incluir 50 MVAR en la barra Collahuasi 220 kV y totalizar 200 MVAR en Encuentro 220 kV permite reducir el déficit mencionado, no obstante se prevé que la pérdida de un circuito del corredor Atacama-Encuentro, o la indisponibilidad de la nueva unidad vapor-carbón en S/E Tarapacá, pueden derivar en problemas mayores para la seguridad de la operación.

En resumen, dependiendo del escenario que se presente en la zona norte del SING, la potencia reactiva requerida para permitir el abastecimiento de la demanda es la siguiente.

Tabla 10: Requerimientos de Potencia Reactiva Zona norte del SING. Requerimiento de Potencia Reactiva Zona Norte (MVAR)

Año Sin Segundo Circuito Crucero-Lagunas Con Segundo Circuito Crucero-Lagunas

Con CTTAR Sin CTTAR Con CTTAR Sin CTTAR 2014 - 100 * * 2015 - - * * 2016 - - * * 2017 150 190 150 150 2018 100 50+100 50 150

*: Escenario no analizado pues no es posible contar con esta instalación en este periodo.

11 Para efectos de este análisis se ha supuesto que Minera Collahuasi, junto con aumentar su demanda de potencia activa, incrementa su inyección de potencia reactiva a fin de cumplir con las exigencias de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.




Zona Sur

La zona sur del SING presenta bajos niveles de tensión hacia el año 2015, debido al aumento de consumo en las subestaciones Escondida, Domeyko y Súlfuros. Esto se debe principalmente a dos factores: el enlace no es lo suficientemente robusto en transmisión y no existe despacho de generación directo al sector.

Para tener una mayor disponibilidad de reactivos en la zona, se propone incluir 2 bancos de condensadores a conectar en las barras O’Higgins 220 kV y Nueva Zaldívar 220 kV, de 60 y 80 MVAR respectivamente, hacia el año 2015. Esto permite mejorar los perfiles de tensión en el sector de la zona sur que se encuentran más bajos, pudiéndose regular con restricción de carga o aumento en la consigna de tensión de Chacaya 220 kV, la cual tiene un valor de 1,02 p.u.

El año 2017, se hace necesario aumentar la disponibilidad local de reactivos en la zona mencionada. De esta manera, se consideraron 100 MVAR adicionales a los 140 MVAR ya añadidos, conectados en la barra de Domeyko 220 kV.

Los perfiles de tensión de las barras de interés para la zona en cuestión se presentan en la siguiente tabla.

Tabla 11: Perfil de Tensiones Zona Sur. Barra Tensión p.u.

2014 2015 2016 2017 2018 Atacama 220 kV 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 Domeyko 220 kV 0,955 0,946 0,949 0,951 0,95 Escondida 220 kV 0,954 0,947 0,949 0,952 0,951 Nueva Zaldívar 220 kV 0,958 0,954 0,956 0,958 0,958 Chacaya 220 kV 1,02 1,02 1,02 1,03 1,03 Súlfuros 220 kV 0,954 0,946 0,949 0,951 0,95

En resumen, los requerimientos de potencia reactiva previstos para la zona sur-cordillera son los siguientes.

Tabla 12: Requerimientos de Potencia Reactiva Zona Sur-Cordillera del SING. Requerimiento de Potencia Reactiva

Año MVAR S/E 2015 60 + 80 = 140 O'Higgins / Nueva Zaldívar 2016 - - 2017 100 Domeyko 2018 - -




4.3.2 Instalaciones de Transmisión Adicional A continuación se presentan los flujos de potencia esperados en aquellas instalaciones de transmisión Adicional que, ya sea por sus características técnicas o por su topología, influyen en la operación del SING, ya sea operacionalmente en los flujos de potencia por líneas de Transmisión Troncal o bien económicamente en el despacho de generación de base.

4.3.2.1 Tramo Lagunas - Collahuasi

Nombre Lagunas - Collahuasi 2x220 kV Longitud 118 km Tipo de Conductor Flint Zona Baja; Bluejay Zona Alta Capacidad Térmica Conductor (por circuito) 286 A 109 MVA Capacidad Línea de Transmisión 286 A 109 MVA Causa de la Limitación Capacidad térmica del conductor.

De acuerdo con los flujos de potencia esperados, se detecta la necesidad de aumentar la capacidad de transmisión de la línea de Lagunas – Collahuasi, ya sea ante el aumento de la demanda de la Compañía Minera Collahuasi, o bien ante la instalación de una nueva unidad de generación convencional de base en S/E Tarapacá. Dicho de otra forma, mientras no se amplíe la línea Lagunas – Collahuasi 2x220 kV no es posible el abastecimiento de la demanda prevista por Minera Collahuasi para los próximos años y no es posible la instalación de nueva capacidad de generación en S/E Tarapacá.


4.3.2.2 Tramo Encuentro - Collahuasi

Nombre Encuentro - Collahuasi 2x220 kV Longitud 201 km Tipo de Conductor Flint Zona Baja; Bluejay Zona Alta Capacidad Térmica Conductor (por circuito) 448 A 171 MVA Capacidad Línea de Transmisión 448 A 171 MVA Causa de la Limitación Capacidad térmica del conductor.

De acuerdo con los flujos de potencia esperados, se detecta la necesidad de aumentar la capacidad de transmisión de la línea Encuentro – Collahuasi debido a los incrementos de demanda esperados e informados por Minera Collahuasi, pues aunque se propongan ampliaciones al corredor Crucero – Lagunas, el criterio de seguridad N-1 del sistema de transmisión debe ser determinado para el conjunto de

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MW

año

Lagunas 220->Collahuasi 220





instalaciones que permiten el abastecimiento de esta zona. En esta condición es precisamente la línea Encuentro – Collahuasi la que impone las limitaciones de transmisión al conjunto.

Gráfico 20: Flujos de Potencia Esperados Tramo Encuentro - Collahuasi.

4.3.2.3 Tramo Tocopilla - Crucero

Nombre Tocopilla - Crucero 2x220 kV Longitud 71.4 km Tipo de Conductor Costa HDCC; Pampa AAAC Capacidad Térmica Conductor (por circuito) 1100 A 420 MVA Capacidad Línea de Transmisión 960 A 366 MVA Causa de la Limitación Limitado por TTCC.

El límite de transmisión de la línea Tocopilla – Crucero impide el despacho pleno de las unidades de generación instaladas en subestación Tocopilla, debido a la capacidad de los transformadores de corriente. Lo anterior significa que frente a escenarios con alta disponibilidad de GNL no es posible el despacho pleno de la central ciclo combinado U16.

Gráfico 21: Flujos de Potencia Esperados Tramo Tocopilla – Crucero.

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Tocopilla 220->El Loa 220


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800

MW

año

El Loa 220->Crucero 220





4.3.2.4 Tramo Chacaya - Crucero

Nombre Chacaya - Crucero 1x220 kV Longitud 153 km Tipo de Conductor AAAC Flint Capacidad Térmica Conductor (por circuito) 860 A 330 MVA Capacidad Línea de Transmisión 800 A 305 MVA Causa de la Limitación Limitado por otros equipos.

La línea de transmisión Chacaya – Crucero 1x220 kV, es una de las cinco líneas que permiten la evacuación de la energía generada en subestación Chacaya.

Gráfico 22: Flujos de Potencia Esperados Tramo Chacaya – Crucero.

Se observa que los flujos esperados alcanzan el límite de transmisión durante el año 2019, sujeto a la entrada en operación de las unidades carboneras indicadas en el plan de obras, es decir, en caso que los proyectos de generación se materialicen en fechas anteriores a las supuestas, se requiere el aumento de capacidad de este corredor u otra obra que permita aliviar los flujos por esta línea.

4.3.2.5 Tramo Chacaya – Mejillones – O’Higgins

Nombre Chacaya - Mejillones 1x220 kV Longitud 1.3 km Tipo de Conductor AAAC Greeley Capacidad Térmica Conductor (por circuito) 990 A 377 MVA Capacidad Línea de Transmisión 960 A 366 MVA Causa de la Limitación Limitado por TTCC.

Nombre Mejillones – O´Higgins 1x220 kV Longitud 74 km Tipo de Conductor AAAC Canton Capacidad Térmica Conductor (por circuito) 684 A 260 MVA Capacidad Línea de Transmisión 684 A 260 MVA Causa de la Limitación Capacidad térmica del conductor.

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Chacaya - Crucero 1x220 kV




Gráfico 23: Flujos de Potencia Esperados Tramo Chacaya – Mejillones – O’Higgins.

A partir del año 2016 se aprecian flujos del orden de las capacidades informadas para la línea Mejillones – O’Higgins.

Por su parte, los flujos por la línea Chacaya – Mejillones alcanzan los límites de transmisión informados a partir del año 2018.

Si bien desde el punto de vista de la suficiencia no existe la necesidad de aumentos de capacidad hasta mediados del año 2016, se ha observado, mediante simulaciones y condiciones reales de operación, que uno de los principales problemas registrados en la Zona Sur del SING dice relación con los efectos provocados por la desconexión, intempestiva o programada, de la línea Chacaya – Mejillones. En estos casos se detectan problemas de subtensión en las subestaciones Mejillones, O’Higgins, Coloso, Michilla y Antofagasta, quedando en el límite inferior o bajo el rango establecido en la NT para el Estado de Emergencia, esto debido a la lejanía existente entre dichos consumos y los centros de generación.

Actualmente, las condiciones de subtensión pueden ser sobrellevadas mediante la implementación de desconexión manual de carga en la zona.

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Chacaya 220->Mejillones 220

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año

Mejillones 220->O'higgins 220




5. OBRAS PROPUESTAS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA

Para cada uno de los tramos del Sistema de Transmisión Troncal que requieren aumentos de capacidad, según lo indicado en el capítulo anterior, se propone al menos una alternativa de obra de transmisión orientada a levantar dicha restricción. Cada una de las alternativas planteadas es evaluada económicamente y contrastada con la situación sin proyecto. Para la evaluación económica se considera, como beneficio para cada una de las alternativas planteadas, el ahorro en el Costo de Operación y Falla respecto a la situación sin proyecto, y como costo, el valor presente (a enero de 2013) del Valor Anual de Transmisión por Tramo (VATT) efectivamente pagado hasta 2026.

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

El Valor de Inversión utilizado para la evaluación, corresponde a la valorización referencial realizada por el Departamento de Peajes del CDEC-SING.

5.1 METODOLOGÍA PARA VALORIZACIÓN DE ALTERNATIVAS DE TRANSMISIÓN Para la valorización de los tramos troncales, se utiliza como base la información contenida en el Estudio de Transmisión Troncal 2011 – 2014 (ETT 2011), tanto para los materiales e insumos, como para los costos por montaje y recargos por ingeniería, utilidades y otros.

El Costo de Operación, Mantenimiento y Administración, COMA, se calcula como un porcentaje del Valor de Inversión, en este caso se ha utilizado un 2,07%.

5.2 OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL PROPUESTAS

5.2.1 Tramo Tarapacá - Lagunas Para superar las limitaciones de transmisión observadas en el tramo Tarapacá – Lagunas se proponen las siguientes alternativas:

Tabla 13: Obras de Transmisión Propuestas Tramo Tarapacá - Lagunas. Caso Alternativa Fecha Obra Condición Valores en miles de USD

VI AVI COMA VATT

IET Base

1 abr-16 Cambio TTCC y adecuación de paños 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá 225 26,4 4,7 31 abr-16 Nueva Línea 2x220kV; 250 MW por circuito; tendido 1 circuito 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá 20022 2352 460 2812 jun-22 Tendido 2° circuito 3° unidad 200 MW S/E Tarapacá 5141 604 118 722

2 abr-16 Cambio TTCC y adecuación paños 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá 225 26,4 4,7 31 abr-16 Nueva Línea 1x220kV; 250 MW 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá 17666 2075 366 2441

3 abr-16 Cambio conductor y adecuación paños 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá 19423 2281 402 2684

Retrasa Carbón

Tarapacá

1 jul-17 Cambio TTCC y adecuación paños Demanda regulada Arica - Iquique 225 26 5 31

may-20 Nueva Línea 2x220kV; 250 MW; primer cto 2° unidad 200 MW S/E Tarapacá 20022 2352 460 2812 jun-22 Tendido 2° circuito 3° unidad 200 MW S/E Tarapacá 5141 604 118 722

2 jul-17 Cambio TTCC y adecuación paños Demanda regulada Arica - Iquique 225 26 5 31 may-20 Nueva Línea 1x220kV; 250 MW 2° unidad 200 MW S/E Tarapacá 17666 2075 366 2441

3 jul-17 Cambio TTCC y adecuación paños Demanda regulada Arica - Iquique 225 26 5 31 may-20 Cambio conductor y adecuación paños 2 unidad 200 MW S/E Tarapacá 19423 2281 402 2684

Quebrada Blanca a

Encuentro

1 abr-16 Cambio TTCC y adecuación paños 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá 225 26,42 4,66 31 abr-16 Nueva Línea 2x220kV; 250 MW por circuito; tendido 1 circuito 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá 20022 2352 460 2812 jun-22 Tendido 2° circuito 3° unidad 200 MW S/E Tarapacá 5141 604 118 722

2 abr-16 Cambio TTCC y adecuación paños 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá 225 26 4,7 31 abr-16 Nueva Línea 1x220kV; 250 MW 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá 17666 2075 366 2441

3 abr-16 Cambio conductor y adecuación paños 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá 19423 2281 402 2684

ITD 1 abr-16 Cambio conductor y nuevos paños (509 MW/cto) 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá 19423(*) 2281 402 2684

ago-21 Nueva Línea 1x220kV; 509 MW 2° unidad 200 MW S/E Tarapacá 41688(*) 4897 863 5760

2 abr-16 Cambio TTCC y nueva Línea 2x220 kV; 500 MW, tendido 1 circuito 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá 21935 2576 454 3031 ago-21 Tendido 2° circuito 3° unidad 200 MW S/E Tarapacá 7198 845 149 994

(*) Obras consideran la utilización de conductor de alta temperatura. Cada una de las alternativas propuestas para cada Escenario se modela en el software Plexos y luego se simula la operación económica del SING, respetando los límites de transmisión de la línea en análisis (tramo Tarapacá – Lagunas). De esa forma se obtiene el beneficio esperado de cada uno de los proyectos presentados.




Una vez obtenido el beneficio, se contrasta con el costo de inversión, dado por el valor presente de los VATT efectivamente pagados durante el periodo de evaluación. Aquella alternativa que resulte con el mayor beneficio es considerada como la mejor alternativa desde el punto de vista del Beneficio Económico al Sistema.

Una vez determinada la mejor alternativa desde el punto de vista de beneficio económico, se simula en Power Factory DIgSILENT y se determina mediante flujos de potencia AC, si permite dar cumplimiento a las exigencias de la Norma Técnica.

Tabla 14: Alternativas Evaluadas Tramo Tarapacá – Lagunas.

Caso Alternativa Valores Presentes en Millones de USD

Ahorro CosOpe+Falla VATT Beneficio

IET Base

1 33,5 14,8 18,7

2 32,8 12,1 20,6

3 30,1 13,2 17,0

Retrasa Carbón Tarapacá

1 33,1 8,0 25,1

2 30,9 6,1 24,8

3 28,8 6,7 22,1

Quebrada Blanca a Encuentro

1 3,6 14,8 -11,2

2 2,9 12,1 -9,2

3 0,5 13,2 -12,7

ITD 1 193,7 24,5 169,2

2 198,1 17,1 181,0

La decisión final para cada uno de los Escenarios corresponde a la alternativa destacada en color verde, que aunque puede no ser aquella con mayor beneficio económico, es la que permite dar cumplimiento a las exigencias de la Norma Técnica, con el mínimo costo de inversión, operación y falla.

A continuación se obtiene una alternativa para cada Escenario planteado, es decir, cuatro posibles escenarios de transmisión, cada uno de ellos es óptimo para su plan de generación y con su propio costo de inversión, operación y falla.

Para determinar el único plan de obras de transmisión para el tramo Tarapacá – Lagunas se utiliza la técnica de Minimax Regret, que consiste en determinar el mínimo costo de arrepentimiento que se obtiene al tomar una decisión (transmisión), cuando en la realidad no se produce el escenario supuesto (oferta/demanda). Para ello se simula cada caso (oferta/demanda) con las distintas alternativas de transmisión.

Lo anterior determina la siguiente matriz de costos, que muestra el costo de inversión, operación y falla del sistema, para la combinación de los Escenarios de generación (columnas) con cada uno de los planes de transmisión planteados (filas):




Tabla 15: Matriz de costos para Análisis de Minimax Regret, Tramo Tarapacá – Lagunas.

Matriz de Costos (millones de USD)

Obras de Generación

IET Base Atrasa Tarapacá

QB en Encuentro ITD Abr12

Pla

n Ó

ptim

o de

Tra

nsm

isió

n IET Base (Dec1) 11367 11445 11361 9616

Atrasa Tarapacá

(Dec2) 11419 11438 11412 10049

QE en Encuentro

(Dec3) 11367 11445 11361 9616

ITD Abr12 (Dec4) 11425 11503 11419 9610

En verde se destaca el costo de inversión, operación y falla que resulta óptimo para cada una de las obras de generación.

Tabla 16: Matriz de Arrepentimiento, Tramo Tarapacá – Lagunas. Matriz de

Arrepentimiento (millones de USD)

Obras de Generación Mínimo Valor IET Base Atrasa

Tarapacá QB en

Encuentro ITD Abr12

Pla

n Ó

ptim

o de

Tra

nsm

isió

n

IET Base (Dec1) 0,00 -6,74 0,00 -6,64 -6,74

Atrasa Tarapacá

(Dec2) -51,69 0,00 -50,24 -438,80 -438,80

QE en Encuentro

(Dec3) 0,00 -6,74 0,00 -6,64 -6,74

ITD Abr12 (Dec4) -58,08 -65,29 -57,51 0,00 -65,29

La matriz de arrepentimiento se obtiene al calcular la diferencia entre el costo óptimo para el escenario de generación y cada uno de los costos que se obtiene para el mismo escenario de generación, pero tomando otra decisión de transmisión.

Así, la matriz de la Tabla 16 muestra lo que se pierde (o se deja de ganar) si se toma la decisión de transmisión indicada, pero finalmente se produce otro escenario de oferta/demanda distinto de aquel para el cual el plan de transmisión resulta óptimo. Por ejemplo, si se toma la Decisión 2, que corresponde al plan óptimo de transmisión del Escenario con Retraso de Obras en Tarapacá, pero finalmente se produce un escenario de oferta/demanda como el Escenario ITD Abr12, se pierde o deja de ganar 438,8 millones de dólares en valor presente a enero de 2013.

Finalmente, lo que se busca es determinar aquella decisión (plan óptimo de transmisión) que genera el mínimo costo de arrepentimiento, es decir, aquel plan de transmisión que minimiza el riesgo de perder dinero frente a variaciones en el escenario de oferta/demanda supuesto. En este caso, el plan óptimo de transmisión resulta aquel obtenido a partir del Escenario Base IET.




Tabla 17: Plan de Obras de Transmisión Óptimo, Tramo Tarapacá – Lagunas. Fecha Obra Condición

abr-16 Cambio TTCC y adecuación de paños 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá abr-16 Línea 2x220 kV; 250 MW por circuito; tendido 1 circuito 1° unidad 200 MW S/E Tarapacá jun-22 Tendido 2° circuito 3° unidad 200 MW S/E Tarapacá

5.2.2 Tramo Crucero – Lagunas y Zona Norte del SING La Zona Norte del SING, tal como se indica en la sección 3.5.1, es una zona principalmente importadora de energía, por tanto el desarrollo del sistema de transmisión dependerá fuertemente de la oferta de generación que se proyecte en ella, y de la demanda que finalmente se desarrolle en la zona.

De acuerdo con el plan de obras considerado, la oferta de la zona norte estará compuesta, en parte por unidades vapor-carbón en la S/E Tarapacá, y en parte por ERNC ubicada principalmente en las subestaciones Lagunas y Pozo Almonte.

La demanda de la zona norte, por su parte, está compuesta principalmente por los consumos regulados de Arica e Iquique, minera Quebrada Blanca y minera Collahuasi.

Como supuesto se considera que al momento de aumentar la demanda de minera Collahuasi, se desarrollará el sistema de transmisión de los corredores Encuentro – Collahuasi y Lagunas - Collahuasi, para lo cual se modela un circuito idéntico a los existentes, conectado en paralelo.

Tabla 18: Obras de Transmisión Propuestas Tramo Crucero - Lagunas. Caso Fecha Obra Condición Valores en miles de USD

VI AVI COMA VATT

IET Base ene-25 Tendido segundo circuito nueva línea Crucero - Lagunas Demanda Zona Norte 10444 1227 240 1467

Retrasa Carbón Tarapacá ene-25 Tendido segundo circuito nueva línea

Crucero - Lagunas Demanda Zona Norte 10444 1227 240 1467

Sin ERNC y sólo 1 proyecto carbón jul-18 Tendido segundo circuito nueva línea

Crucero - Lagunas Demanda Zona Norte y Falta de

Generación de Base 10444 1227 240 1467

ITD ene-22 Tendido segundo circuito nueva línea Crucero - Lagunas Oferta Zona Norte 10444 1227 240 1467

De los casos analizados, sólo uno de ellos no requiere aumento de capacidad adicional12

Tabla 19: Alternativas Evaluadas Tramo Crucero – Lagunas.

del corredor Crucero – Lagunas, y corresponde al Caso con demanda de Quebrada Blanca llegando a S/E Encuentro, el resto de los casos analizados siempre requiere el tendido del segundo circuito entre Lagunas y Crucero, variando sólo la fecha en que esta obra debe materializarse.

Caso Valores Presentes en Millones de USD

Ahorro CosOpe+Falla VATT Beneficio

IET Base 4,6 0,8 3,8

Retrasa Carbón Tarapacá 33,1 8,0 25,1

ITD 4,3 1,3 3,0

Sin ERNC ZN y sólo 1 proyecto carbón 240,4 5,0 235,4

Se observa que la misma obra de transmisión presenta distintos beneficios dependiendo de la fecha de entrada en servicio y del plan de obras de generación que se esté simulando, así se aprecia que el caso ITD es el con menor beneficio esperado, mientras que el caso sin ERNC en la Zona Norte y sólo obras de generación asociadas a un proyecto es el que ofrece un mayor valor para este indicador.

12 El corredor considera capacidad de las líneas existentes de 183 MVA cada uno más una nueva línea de 290 MVA de capacidad entrando en operación en enero de 2017.




A continuación se obtiene una alternativa para cada Escenario planteado, es decir, cuatro posibles escenarios de transmisión. Cada uno resulta óptimo para su plan de generación y tiene su propio costo de inversión, operación y falla.

Para determinar el único plan de obras de transmisión para el tramo Crucero – Lagunas se utiliza la técnica de Minimax Regret, que consiste en determinar el mínimo costo de arrepentimiento que se obtiene al tomar una decisión (transmisión), cuando en la realidad no se produce el escenario supuesto (oferta/demanda). Para ello se simula cada caso (oferta/demanda) con las distintas alternativas de transmisión. Esto determina una matriz de costos:

Tabla 20: Matriz de costos para Análisis de Minimax Regret, Tramo Crucero – Lagunas.

Matriz de Costos (millones de USD)

Obras de Generación

IET Base Atrasa Tarapacá

Sin ERNC y Carbón

QB ITD Abr12

Pla

n Ó

ptim

o de

Tra

nsm

isió

n IET Base (Dec1) 11342 11419 12246 9606

Atrasa Tarapacá

(Dec2) 11342 11419 12246 9606

Sin ERNC y 1 Carbón ZN

(Dec3) 11344 11420 12040 9598

ITD Abr12 (Dec4) 11538 11610 13231 9595

En verde se destaca el costo de inversión, operación y falla que resulta óptimo para cada una de las obras de generación.

Tabla 21: Matriz de Arrepentimiento, Tramo Crucero – Lagunas. Matriz de

Arrepentimiento (millones de

USD)

Obras de Generación Mínimo Valor IET Base Atrasa

Tarapacá

Sin ERNC y Carbón

QB ITD Abr12

Pla

n Ó

ptim

o de

Tra

nsm

isió

n IET Base (Dec1) 0,00 0,00 -206,20 -11,41 -206,20

Atrasa Tarapacá

(Dec2) 0,00 0,00 -206,20 -11,41 -206,20

Sin ERNC y 1 Carbón ZN

(Dec3) -1,65 -1,63 0,00 -3,15 -3,15

ITD Abr12 (Dec4) -195,49 -191,31 -1190,86 0,00 -1190,86

Finalmente se busca determinar aquella decisión (plan óptimo de transmisión) que genera el mínimo costo de arrepentimiento, es decir, aquel plan de transmisión que minimiza el riesgo de perder dinero frente a variaciones en el escenario de oferta/demanda supuesto. En este caso, el plan óptimo de transmisión resulta aquel obtenido a partir del Escenario Sin ERNC en la Zona Norte e instalación de sólo una unidad vapor carbón en S/E Tarapacá en abril de 2016.

Tabla 22: Plan de Obras de Transmisión Óptimo, Tramo Crucero – Lagunas. Fecha Obra Condición jul-18 Tendido 2° circuito línea Crucero - Lagunas 2, 290 MVA -




5.2.3 Tramo Crucero – Encuentro y Zona Centro del SING De acuerdo con los flujos esperados, todos los casos analizados requieren un refuerzo del tramo Crucero – Encuentro en el más breve plazo posible, para ello se proponen dos alternativas, sujetas a factibilidad técnica.

La primera un refuerzo de las instalaciones existentes mediante la instalación de un nuevo conductor por fase, aumentando la capacidad de transporte al doble de lo actualmente utilizado, con un valor de inversión estimado de 1,24 millones de USD. La segunda, el cambio del conductor existente por un conductor de alta temperatura (3M ACCR Whooper), con valor de inversión estimado de 1,59 millones de USD.

Si bien la primera alternativa presenta un menor costo y por ello se adopta para efectos de la siguiente tabla, su recomendación está sujeta a un análisis de factibilidad técnica.

Tabla 23: Obras de Transmisión Propuestas Tramo Crucero - Encuentro. Caso Fecha Obra Condición Valores en miles de USD

VI AVI COMA VATT

IET Base ene-14 Refuerzo línea mediante instalación de un conductor por fase adicional, idéntico al existente. Aumento demanda en S/E Encuentro 1243 146 26 174

Retrasa Carbón Tarapacá ene-14 Refuerzo línea mediante instalación de un

conductor por fase adicional, idéntico al existente. Aumento demanda en S/E Encuentro 1243 146 26 174

Quebrada Blanca a Encuentro ene-14 Refuerzo línea mediante instalación de un

conductor por fase adicional, idéntico al existente. Aumento demanda en S/E Encuentro 1243 146 26 174

ITD ene-14 Refuerzo línea mediante instalación de un conductor por fase adicional, idéntico al existente. Aumento demanda en S/E Encuentro 1243 146 26 174

Dependiendo del plan de obras considerado, la obra de transmisión propuesta generará distintos beneficios dados por el ahorro en el costo de inversión, operación y falla, según se aprecia en la siguiente tabla, todas las evaluaciones resultan positivas variando sólo la cuantía del mencionado beneficio.

Tabla 24: Alternativas Evaluadas Tramo Crucero - Encuentro. Caso Valores presentes en millones de USD

Ahorro CosOpe + Falla VATT Beneficio IET Base 176,7 1,2 175,6

Retrasa Carbón Tarapacá 166,2 1,2 165,1 Quebrada Blanca a Encuentro 447,2 1,2 446,0

ITD 22,1 1,2 20,9

Se aprecia que el beneficio que se obtiene con aumento de capacidad permite implementar, por el orden de magnitud sobre el VATT, cualquiera de las dos alternativas propuestas.

Con esta propuesta aumenta el límite de transmisión alcanzando los 690 MVA por circuito. Si bien esta solución permite aportar a la suficiencia del sistema en el corto plazo, se requiere, según se aprecia en los flujos esperados para finales de la presente década (años 2018 a 2020), una solución definitiva y de largo plazo.




Gráfico 24: Flujos de Potencia Esperados Tramo Crucero - Encuentro. Año IET Base Retrasa Tarapacá Quebrada Blanca en Encuentro ITD

2018

2019

2020

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

Flujos Año 2018 Límite

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%


0

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200

300

400

500

600

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800

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%


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200

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600

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800

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0

100

200

300

400

500

600

700

800

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%


0

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300

400

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600

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300

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600

700

800

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0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%


0

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600

700

800

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%


0

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200

300

400

500

600

700

800

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%


0

100

200

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400

500

600

700

800

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%


0

100

200

300

400

500

600

700

800

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%





De acuerdo con lo observado en los flujos esperados, a partir del año 2018 o 2019 se requiere de una nueva inversión que permita ofrecer suficiencia al tramo Crucero – Encuentro y con ello al resto del SING.

Para plantear una solución técnicamente factible, económica y sustentable en el largo plazo, se analiza la conveniencia de instalar una nueva subestación en la zona centro del SING, cercana a las subestaciones Crucero y Encuentro.

5.2.4 Nueva Subestación Sector Crucero - Encuentro En consideración a proyectos futuros, tanto los informados por sus titulares a este CDEC, así como otros factibles de ser desarrollados, y que podrían interconectarse al SING por la zona donde se ubican las subestaciones Crucero y Encuentro existentes, se han realizado los análisis necesarios para proponer una solución de conexión eficiente y confiable.

Los análisis señalados permiten concluir que es recomendable la construcción de una nueva subestación, ubicada al sur de la subestación Encuentro, que seccione la línea troncal existente Atacama-Encuentro, y que posea las características mínimas que se indican en los puntos siguientes.

5.2.4.1 Situación Actual del Nodo Crucero - Encuentro Actualmente, la subestación Crucero cuenta con un total de 18 paños, distribuidos en un esquema de barra doblada, es decir, dos secciones de barra que se denominan Barra N°1 y Barra N°2, con la opción de que uno de los paños pueda ser transferido a otra sección de barra, mediante el uso de la Barra de Transferencia.

Esta concentración de paños en la subestación, así como su configuración de barras, representan una complejidad mayor en la programación de la operación del SING, ya que, por ejemplo, a nivel de generación se inyecta en dicha subestación una potencia media de 730 MW, lo que equivale a un 36% de la generación bruta del SING.

Cabe destacar que, en conformidad a la política de despacho máximo vigente, se restringe el despacho máximo de unidades generadoras a 365 MW, es decir, aproximadamente al 18% de la generación bruta del SING.

Por otro lado, la inexistencia de una configuración de doble barra en la subestación Crucero, dificulta la realización de mantenimientos que requieran la desconexión de una sección barra. Lo anterior, dado las consecuencias que tiene sobre la seguridad del SING, y la problemática que conlleva la desconexión de una gran cantidad de consumos, necesaria para retirar de servicio dicha sección de barra. Asimismo, exige que varios de los mantenimientos a las estructuras o ferretería de la subestación Crucero, se deban realizar con las instalaciones energizadas, lo que se traduce en un alto nivel de riesgo para todo el SING.

Considerando la topología actual de la subestación Crucero, la ocurrencia de una contingencia que afecte a una o ambas secciones de barra de la subestación, podría derivar en Apagón Parcial o Total del SING, debido a la relevancia que la desconexión de las líneas conectadas a dichas barras, tienen sobre el sistema. Si bien este tipo de eventos no es recurrente, se tienen registros de su ocurrencia:

3-Julio-2002: Pérdida de Barra N°1 por operación de protección de sobretensión (IF-638). 24-Julio-2003: Pérdida de Barra N°2 por operación de protección 50BF (IF-885). 11-Septiembre-2005: Pérdidas de Barras N°1 y N°2 por operación en tiempo de respaldo ante falla

no despejada en tiempo (IF-1378).




19-Junio-2011: Pérdidas de Barras N°1 y N°2 por operación en tiempo de respaldo ante falla no despejada en tiempo (IF-2788), repitiéndose este evento en el proceso de recuperación de servicio.

Considerando la estadística anteriormente expuesta, se puede ver que en los últimos 10 años, se han presentado 4 eventos, lo que arroja una interrupción de las barras en la subestación Crucero cada 3 años en promedio.

Las subestaciones Crucero y Encuentro se han convertido en uno de los puntos neurálgicos para el Sistema Interconectado del Norte Grande. Actualmente, una proporción muy importante de las transferencias de potencia del sistema pasan por estas subestaciones. Crucero-Encuentro interactúa en la Zona Norte con Subestación Lagunas y Consumos de Collahuasi. En la Zona Centro se relaciona con generación térmica proveniente de Tocopilla, Mejillones, Atacama y Consumos desde Codelco Norte, SQM y el Abra.

A raíz del previsible crecimiento del sistema de transmisión en la zona de las subestaciones Crucero y Encuentro, debido a los proyectos futuros y la restringida capacidad de crecimiento de estas subestaciones, es que se recomienda la construcción de una nueva subestación, a la cual se conecten nuevos consumos y generación.

Por otra parte, de acuerdo a los crecimientos de demanda proyectados, se recomienda analizar el posible desarrollo de un sistema de transmisión de un nivel superior a los 220 kV (por ejemplo 500 kV), que permita manejar el intercambio de potencia entre los diferentes puntos del SING.

Adicionalmente, ante la eventual interconexión de los sistemas SING y SIC, lo que traería aparejado nuevos crecimientos del sistema de transmisión, se deberían considerar una subestación de conversión de frecuencia y nuevas subestaciones en 500 kV y 220 kV. Debido a que el área Crucero-Encuentro es la zona neurálgica del SING, donde se encuentra la mayor concentración de proyectos de consumos y de generación, se vislumbra como una ubicación candidata para emplazar el terminal norte de una eventual interconexión SIC-SING.

Finalmente, y como resultado del análisis expuesto, se puede concluir que:

Dado el tamaño que la subestación Crucero tiene en la actualidad, y el riesgo que implica para el Sistema una contingencia en dicha subestación, no es recomendable que se siga expandiendo, independiente de que se cuente con el espacio físico disponible para ello.

Por la misma razón, esta Dirección de Peajes ha desestimado la recomendación de desarrollo de la subestación Rica Ventura, presentada por E-CL en respuesta a lo solicitado mediante carta CDEC-SING N° 0793/2012, de fecha 18 de julio de 2012.

Para propender a un desarrollo seguro y eficiente del sistema de transmisión del SING, se recomienda la construcción de una nueva subestación, que facilite la integración al sistema de futuros proyectos de generación y consumo, y que permita cumplir cabalmente con los estándares establecidos en la normativa vigente.




5.2.4.2 Ubicación de la Nueva Subestación en el SING La solución para la nueva subestación propuesta, corresponde al seccionamiento de la línea de 220 kV Atacama - Encuentro, en una ubicación entre 15 y 25 km al sur de la subestación Encuentro, paro lo cual se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:

Cercanía a los centros de consumo. Zona con baja densidad de líneas para un adecuado crecimiento de la subestación. Seccionamiento de líneas que permitan descongestionar el sistema de transmisión. Posibilidad de un futuro enmallamiento del SING.

La ubicación propuesta está pensada para que la nueva subestación troncal sea asequible para nuevos proyectos. De esta manera, la nueva subestación quedaría cercana a centros tales como una nueva línea desde Collahuasi, Codelco Norte, los nuevos proyectos de Sierra Gorda, Hipógeno, Telégrafo, independiente de los nuevos proyectos que puedan ver la luz en el mediano y largo plazo.

La ubicación propuesta presenta la ventaja de que la subestación se emplazaría en una zona de baja densidad de líneas. Además, la subestación proyectada si bien comenzará su primera etapa en 220 kV, considerará espacio disponible para una eventual transformación 500/220 kV, y para una eventual subestación convertidora AC-DC con al menos 2 polos. Lo anterior, podría demandar espacios disponibles alrededor de la subestación para lograr una adecuada acometida de líneas en 220 kV y futuras líneas en 500 kV.

En la Figura 4 se muestra, a modo esquemático, el punto de seccionamiento para conectar la nueva subestación al sistema troncal del SING.

Figura 4: Nueva S/E Troncal Seccionamiento Atacama - Encuentro




Figura 5: Ubicación referencial nueva S/E Troncal Seccionamiento Atacama - Encuentro

5.2.4.3 Diseño de la Nueva Subestación Si bien en esta etapa de evaluación las distintas soluciones de transmisión son tratadas sólo a nivel conceptual, se han hecho supuestos de dimensionamiento que permiten cubicar y valorizar de manera referencial este proyecto. Asimismo, se han hecho consideraciones de diseño, que permiten dar una confiabilidad adecuada al Sistema.

Otras consideraciones, tales como barra de subestación de alta capacidad, espacio suficiente para transformación y patio en 500 kV, y espacio para una posible estación convertidora, agregan costos menores al proyecto y permiten evitar grandes costos futuros. Si el desarrollo futuro del sistema muestra que esos espacios no son requeridos, podrían ser reasignados para otros fines.

5.2.4.3.1 Configuración de Barras La configuración elegida para la nueva subestación corresponde a doble barra con interruptor y medio para el patio de 220 kV, de manera de asegurar la siguiente flexibilidad en la operación:

Flexibilidad en la operación de las líneas seccionadas. La solución planteada permite que cada circuito de línea en 220 kV:

Permanezca en servicio aunque un desconectador de la diagonal o un interruptor de poder requiera mantención.

Pueda ser desenergizada sin afectar la operación de la subestación. Puede ser energizada nuevamente sin afectar la operación de la subestación. Líneas de doble circuito se conectarán en la subestación a diagonales diferentes. De esta

forma, si ocurre una contingencia en la diagonal de uno de los circuitos donde se conecta la




línea, esta no será afectada en su totalidad, ya que el otro circuito permanecerá siempre en servicio.

La funcionalidad indicada en el punto anterior permite además efectuar con seguridad los trabajos de mantenimiento.

Flexibilidad de la solución de interruptor y medio para futuras líneas. La solución planteada permite:

Conectar cada circuito de línea a cualquiera de las dos barras principales del patio. Adicionalmente, se reducen los espacios requeridos en comparación con una solución tradicional de doble barra más barra de transferencia

La conexión o desconexión de cada circuito de línea sin necesidad de interrumpir la operación del otro circuito de la misma diagonal o de las diagonales adyacentes.

Aislar la operación de cada barra principal. Por lo tanto, ante una falla o un mantenimiento, es posible desenergizar la barra que se intervendrá y continuar operando la subestación.

Detalle del esquema recomendado se encuentra en el plano Unilineal Simplificado Sistema Troncal del SING, que se presenta en esta sección.

5.2.4.3.2 Dimensionamiento de Barras de la Nueva Subestación Para definir una adecuada capacidad de barras en la nueva subestación, se analizó los diseños de barras existentes en el SIC, con capacidades mayores a 400 MVA. También se realizaron análisis de costos de barra en función del número de conductores, y de flujos esperados.

En base a los antecedentes disponibles y a los análisis realizados, se recomienda diseñar las barras de la subestación con 3 conductores por fase, debido a que el diferencial de costo frente a un diseño con 2 conductores por fase es marginal para el costo de la subestación, y entrega la holgura suficiente para recibir nuevos proyectos de consumo, y las eventuales etapas de transformación 500/220 kV e interconexión SIC-SING.

En consideración a lo anterior, las capacidades de barras de la nueva subestación, en función de la temperatura ambiente, serían las indicadas en la siguiente tabla:

Tabla 25: Capacidad de Barras Nueva SE

Tipo Conductor Temperatura ambiente °C

Capacidad Conductor [A]

Potencia [MVA]

AAC Coreopsis 1590 MCM 3 conductores por fase

25 1266 1446 30 1186 1356 35 1098 1257




5.2.4.4 Presupuesto Nueva Subestación En la Tabla 26 se presenta el presupuesto estimado para la nueva subestación.

La subestación considera el desarrollo de la primera etapa de construcción necesaria para conectar los 4 circuitos provenientes del seccionamiento de las 2 líneas 2x220 kV y espacios disponibles para la construcción de futuros paños 220 kV.

Tabla 26: Presupuesto Estimado SE

Item USD Servidumbres 110.842

Estudios Ambientales 70.000 Mitigación Ambiental 100.000

Otros costos: cruces y atraviesos 0 Subtotal_1 280.842

Ingeniería Básica & Detalles 561.519 Suministro de Equipos y Materiales 4.055.417

Instalación de Faenas Contratista e ITO 300.000 Obras Civiles 1.578.656

Montaje & Pruebas 923.044 Costos Indirectos y Gastos Generales

Contratista 875.595 Utilidad Contratista 919.324

Inspección Técnica de Obras 500.000 Imprevistos 829.423

Intereses Intercalarios 524.601 Subtotal_2 11.067.577

Total 11.348.419

5.2.4.5 Cronograma Estimado de Obras

En la Tabla 27 se indica el cronograma referencial de obras. Se estiman 22 meses desde la ingeniería básica y detalles hasta la puesta en servicio de la nueva subestación.




Tabla 27: Cronograma Estimado de Obras13

13 Se tomó como referencia el proceso de DIA para la línea Ministro Hales – Encuentro 220kV, la cual tardó 7 meses desde la presentación hasta la aprobación definitiva.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22Ingeniería Básica y DetallesGestión Ambiental (En caso de DIA)Gestión de Concesión y ServidumbresSuministrosConstrucción, Montaje y PruebasPuesta en ServicioDesmovilización

Nombre Tarea Meses




5.2.4.6 Planos y Diagramas Referenciales de la Nueva Subestación A. Unilineal Simplificado Sistema Troncal del SING con nueva Subestación




B. Diagrama de Planta Nueva Subestación Seccionadora




5.2.5 Tramo Atacama – Encuentro De acuerdo con los análisis de suficiencia realizados, no se requieren aumentos de capacidad en el tramo Atacama – Encuentro, pues con las líneas de transmisión existentes es posible despachar 200 MW adicionales a la capacidad instalada actual en la subestación Atacama, es decir, es posible despachar los dos ciclos combinados de GasAtacama (330 MW cada uno aproximadamente) más 200 MW adicionales.

En caso que se observe que la subestación Atacama se perfile como el mejor punto de conexión para las nuevas unidades generadoras a instalarse en la bahía de Mejillones, se recomienda analizar la suficiencia del sistema de transmisión asociado y evaluar alternativas para el aumento del nivel de despacho de la subestación.

5.2.6 Cambio Configuración de Barras en Subestación Encuentro Actualmente la subestación Encuentro tiene esquema de barra doblada con barra de transferencia. Con el objetivo de mejorar la flexibilidad de esta subestación, se recomienda pasar a un esquema de doble barra mas barra de transferencia, la cual incorporaría las siguientes ventajas:

En caso de realizar mantenimiento a la barra 1, permite transferir todos los paños a la barra 2 (o viceversa).

Permite distribuir cargas en las distintas barras, en caso de ser necesario por operación del sistema.

El esquema propuesto se fundamenta principalmente debido a que tiene un impacto menor en costo y volumen de obras en comparación con modificar la actual configuración a otros esquemas tales como interruptor y medio.

De acuerdo con los antecedentes con que cuenta este CDEC, existe espacio suficiente para instalar desconectadores pantógrafos o semipantógrafos, que permitan la transferencia de cada paño a la otra sección de barra, lo que permite añadir flexibilidad a la operación de la subestación.

5.2.6.1 Descripción de Actividades

La Figura 6 muestra los cambios de equipos primarios que se deben realizar para modificar la configuración de cada paño. Preliminarmente, se debe realizar las siguientes actividades:

1) Desmontaje de equipos: Seis (6) aisladores de pedestal. Un (1) desconectador trifásico.

2) Montaje de Equipos Seis (6) desconectadores monofásicos tipo pantógrafo o semipantógrafos. Tres (3) aisladores pedestal.




Figura 6: Modificación de Equipos Primarios

Tales actividades pueden realizarse empleando la barra de transferencia y el paño de transferencia (también llamado acoplador). En el numeral siguiente se presenta una secuencia general de actividades para el cambio de equipos primarios sugerido.

5.2.6.2 Trabajos Mínimos y Necesarios para Modificación de Paños Existentes Se coordinan los trabajos con el propietario de la subestación y del paño. Se debe asegurar que el orden de intervención de cada paño, no involucre la desconexión de

ninguna de las líneas que entran o salen de la subestación. Se debe transferir el paño que se intervendrá a través del al paño acoplador conectándolo a la

sección de barra que corresponda, asegurando de esta manera la continuidad de la operación. Se debe desenergizar la sección de barra mediante el retiro a potencial de los puentes existentes en

el marco de barras correspondiente y se realiza el aterrizamiento de los equipos que serán intervenidos.

Se procede con el desmontaje de los equipos y sus conexiones. Se procede con la eliminación y/o adecuación y/o construcción entre los equipos existentes y las

nuevas fundaciones para los nuevos equipos. Se proceden a montar los nuevos equipos primarios y sus conexiones (se puede considerar una caja

de agrupamiento adicional). Se procede al ajuste del sistema de control existente, o nuevo, considerando los nuevos equipos que

se están instalando y los que se están retirando. Se verifica que los interbloqueos operan correctamente. Se hacen las pruebas de aislación, control y todas las que correspondan. Se levantan las conexiones a tierra.

Numeración

5: Aislador Pedestal 6: Interruptor de Poder 7: Desconectador trifásico de apertura

central. 8: Desconectador Pantógrafo /

Semipantógrafo




Si se considera necesario se podrá proceder con una prueba de energización a los equipos nuevos desde la barra de transferencia a través del interruptor del paño.

Se procede a energizar nuevamente la barra intervenida y los nuevos equipos primarios mediante la reconexión a potencial de los puentes que habían sido previamente retirados.

Se verifica que los niveles de operación sean los esperados. Fin de los trabajos.

Se estima que los trabajos anteriormente mencionados tomarán un tiempo aproximado de 32 meses.

5.2.6.3 Presupuesto Estimado de Obras En la Tabla 28 se presenta el costo estimado por paño que involucraría modificar la configuración a Doble Barra.

Tabla 28: Presupuesto Estimado Modificación Paños

Item Total en USD Servidumbres 0

Estudios Ambientales 40.000 Mitigación Ambiental 20.000

Otros costos: cruces y atraviesos 0 Subtotal_1 [USD] 60.000

Ingeniería Básica & Detalles 150.000 Suministro de Equipos y Materiales 1.068.997

Instalación de Faenas Contratista e ITO 200.000 Obras Civiles 219.845

Montaje & Pruebas 554.148 Costos Indirectos y Gastos Generales Contratista 270.898

Utilidad Contratista 578.472 Inspección Técnica de Obras 100.000

Imprevistos 246.389 Intereses Intercalarios 241.356

Subtotal_2 [USD] 3.630.106 Total [USD] 3.690.106

La subestación Encuentro dispone actualmente de 10 paños en 220 kV, por lo tanto el presupuesto unitario total (por cada paño) estimado para la obra de cambio de esquema de barras a doble barra más barra de transferencia es aproximadamente 370 miles de dólares. El plazo constructivo se estima en 32 meses.

5.2.7 Compensación Reactiva en Subestación Lagunas

De acuerdo con las simulaciones efectuadas, a partir del año 2014 se observa la necesidad de disponer de reactivos adicionales en la zona norte del SING.

Por una parte, se observa el aumento vegetativo de la demanda y por otra el crecimiento de la demanda en S/E Collahuasi, considerando además que la unidad CTTAR debe salir de servicio para efectuar mantenimiento mayor durante un período no menor a 1 mes por año.

Al año 2014, considerando oferta, demanda y topología esperada para ese año, no es posible abastecer la zona norte de los requerimientos de potencia reactiva necesaria para mantener los niveles de tensión dentro de los límites establecidos en la NTSyCS, según se observa en la siguiente tabla:




Tabla 29: Perfil de Tensiones Zona Norte con y sin Compensación Reactiva, año 2014.

Barra Tensión p.u. - CTTAR disponible Tensión p.u. - CTTAR F/S

Sin BB.CC. Con BB.CC.(*) Sin BB.CC. Con BB.CC.(**) Collahuasi 220 kV 0,989 1,001 0,937 0,996 Tarapacá 220 kV 1,006 1,020 0,931 1,013 Crucero 220 kV 1,007 1,010 0,994 1,008

Encuentro 220 kV 1,008 1,010 0,994 1,008 Lagunas 220 kV 1,002 1,019 0,938 1,017

(*) Considera 40 MVAR conectados en S/E Lagunas. (**) Considera 100 MVAR conectados en S/E Lagunas.

Para dar solución a los requerimientos de potencia reactiva de la zona norte, se propone la instalación de un Banco de Condensadores de 60 MVAR en la barra de 220 kV de la subestación Lagunas, con entrada en operación a mediados de 2014. De acuerdo con la valorización referencial efectuada por la Dirección de Peajes, el proyecto tiene un Valor de Inversión de 1,26 millones de USD y tiempo de construcción de 12 meses.

5.3 OBRAS DE TRANSMISIÓN ADICIONAL La presente sección entrega recomendaciones respecto a la construcción de nuevas instalaciones de transmisión – o refuerzo de las existentes - que permitan, por una parte levantar restricciones de transmisión que afecten la eficiencia del sistema, y por otra que afecten la seguridad y/o calidad de servicio.

5.3.1 Tramo Chacaya – Mejillones – O’Higgins De acuerdo con los flujos esperados, el tramo Chacaya – Mejillones requiere aumento de capacidad a partir del año 17, mientras que el tramo Mejillones - O’Higgins lo requiere a partir del año 2016.

Gráfico 25: Flujos de Potencia Esperados Tramo Chacaya – Mejillones – O’Higgins.

Por tratarse de líneas de 220 kV en estructuras de simple circuito (ver capacidades en Sección 4.3.2.5), las obras propuestas para aumentar capacidad consisten en la construcción de una nueva línea en 220 kV.

Se propone la construcción de una nueva línea 1x220 kV entre Chacaya y O’Higgins, con 76 kilómetros de longitud aproximada y capacidad de transmitir 533 MVA. Debido a que este tramo es fundamental para mantener los niveles de tensión de la zona sur, se propone su entrada en servicio en enero de 2015. Una vez en operación esta nueva línea, se propone el cambio del conductor de la línea existente Chacaya – Mejillones por conductor de alta temperatura, aumentando la capacidad del tramo a 533 MVA considerando

-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

ene1

3

ene1

4

ene1

5

ene1

6

ene1

7

ene1

8

ene1

9

ene2

0

ene2

1

ene2

2

ene2

3

ene2

4

ene2

5

ene2

6

MW

año

Chacaya 220->Mejillones 220

-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

ene1

3

ene1

4

ene1

5

ene1

6

ene1

7

ene1

8

ene1

9

ene2

0

ene2

1

ene2

2

ene2

3

ene2

4

ene2

5

ene2

6

MW

año

Mejillones 220->O'higgins 220




criterio de seguridad N-1, además del aumento de capacidad de la línea Mejillones – O’Higgins, también a 533 MVA de capacidad.

A continuación se presenta la evaluación económica referencial del proyecto, dada por su beneficio esperado, entendido como el ahorro en el costo de operación y falla respecto a la condición sin proyecto, menos el Valor Presente a enero de 2013 de las anualidades del Valor de Inversión pagadas por los usuarios, siguiendo una metodología de valorización y remuneración similar a la utilizada para las instalaciones del Sistema Troncal:

Tabla 30: Evaluación referencial proyecto Chacaya – O’Higgins. Tramo Chacaya - O'Higgins (millones de USD a enero de 2013)

Ahorro CosOpe+Falla 2166,2 Pago por Uso 20,9 Beneficio Neto 2145,3

5.3.2 Tramo Tocopilla - Crucero Los flujos esperados para el tramo Tocopilla – Crucero muestran un uso intensivo de las instalaciones en presencia de la unidad U16. A partir del año 2024 esta condición de flujos mejora, pues la entrada de proyectos de generación convencionales de base, desplaza generación instalada en Tocopilla y alivia el corredor en comento. Sin embargo, antes del año 2024 se observa por lo menos ocho años con flujos 100 MW por sobre la capacidad de transmisión.

Gráfico 26: Flujos de Potencia Esperados Tramo Tocopilla – Crucero.

Para liberar esta limitación, se propone la construcción de una nueva línea Tocopilla – Crucero simple circuito, con 420 MVA de capacidad.


-600

-400

-200

0

200

400

600

800

MW

año

Tocopilla 220->El Loa 220


-600

-400

-200

0

200

400

600

800

MW

año

El Loa 220->Crucero 220





Tabla 31: Evaluación referencial proyecto Tocopilla – Crucero. Tramo Tocopilla - Crucero (millones de USD a enero de 2013)


Si bien la evaluación de este proyecto muestra una evaluación positiva, se recomienda una revisión más acabada de él. Por un lado se requiere analizar la forma de operación del booster de S/E Tocopilla y el efecto de éste sobre los flujos de potencia por los sistemas de 110 y 220 kV, y por otro lado, debido a la recomendación de este CDEC de no instalar más paños de línea en la subestación Crucero.

5.3.3 Tramo Lagunas - Collahuasi De acuerdo con los flujos de potencia esperados, se detecta la necesidad de aumentar la capacidad de transmisión del tramo analizado, ya sea ante el aumento de la demanda de la Compañía Minera Collahuasi, o bien ante la instalación de una nueva unidad de generación convencional de base en S/E Tarapacá. Dicho de otra forma, mientras no se amplíe la línea Lagunas – Collahuasi 2x220 kV no es posible el abastecimiento de la demanda prevista por Minera Collahuasi para los próximos años y no es posible la instalación de nueva capacidad de generación en S/E Tarapacá.


Para levantar las limitaciones observadas, se proponen las siguientes obras:

Abril de 2016, repotenciamiento circuitos 1 y 2 existentes, aumento a 171 MVA por circuito. Enero de 2018, nueva línea Lagunas - Collahuasi 2x220 kV, 171 MVA por circuito, tendido primer

circuito. Enero de 2021, tendido segundo circuito 171 MVA por circuito.


-200

-100

0

100

200

300

400

500

MW

año

Lagunas 220->Collahuasi 220





Tabla 32: Evaluación referencial proyecto Lagunas - Collahuasi. Tramo Lagunas - Collahuasi (millones de USD a enero de 2013)


5.3.4 Tramo Encuentro - Collahuasi

De acuerdo con los flujos de potencia esperados, se requiere un aumento en la capacidad de transmisión de la línea Encuentro – Collahuasi debido a los incrementos de demanda esperados e informados por Minera Collahuasi.

Lo anterior se debe a que el tramo analizado opera enmallado al sistema de Transmisión Troncal, por tanto aún cuando se propongan ampliaciones al corredor Crucero – Lagunas, el criterio de seguridad N-1 del sistema de transmisión hacia la Zona Norte es determinado para el conjunto de instalaciones que lo componen. En esta condición, es precisamente la línea Encuentro – Collahuasi la que impone las limitaciones de transmisión al conjunto.

Gráfico 28: Flujos de Potencia Esperados Tramo Encuentro - Collahuasi.

Para levantar las limitaciones observadas, se proponen las siguientes obras:

Enero de 2017, nueva línea Encuentro - Collahuasi 1x220 kV, 171 MVA. A continuación se presenta la evaluación económica referencial del proyecto, dada por su beneficio esperado, entendido como el ahorro en el costo de operación y falla respecto a la condición sin proyecto, menos el Valor Presente a enero de 2013 de las anualidades del Valor de Inversión pagadas por los usuarios, siguiendo una metodología de valorización y remuneración similar a la utilizada para las instalaciones del Sistema Troncal:

Tabla 33: Evaluación referencial proyecto Encuentro - Collahuasi. Tramo Encuentro - Collahuasi (millones de USD a enero de 2013)


-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

MW

año

Encuentro 220->Collahuasi 220


-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

MW

año

Encuentro 220->Collahuasi 220 II





La obra consiste en la construcción de una nueva línea 2x220 kV con tendido del primer circuito en enero de 2017, con capacidad de 171 MW.

5.3.5 Nueva línea Tocopilla - Lagunas Tal como se ha mencionado en los numerales anteriores, los flujos esperados por el sistema de transmisión muestran la necesidad de aumentar la capacidad de transporte de algunas instalaciones, entre ellas Tocopilla – Crucero y Encuentro – Collahuasi.

La primera línea, Tocopilla – Crucero, presenta limitaciones de transmisión que no permiten el despacho del 100% de la capacidad instalada en subestación Tocopilla, lo cual redunda, en ocasiones, en el despacho fuera de orden de mérito de unidades con altos costos de despacho para permitir la regulación secundaria de frecuencia de la unidad U1614

La segunda línea, Encuentro – Collahuasi, forma parte del sistema de transmisión que permite el abastecimiento de la zona norte del SING pues opera de manera enmallada al sistema de Transmisión Troncal conformado por el tramo Crucero - Lagunas, y existe ocasiones en las cuales se limita su capacidad de transmisión y se debe restringir, vía Desconexión Manual de Carga (DMC), el consumo en la barra Collahuasi 220 kV.

(unidades MIMB, SUTA, INACAL, entre otras).

Como una forma de permitir, por una parte, el despacho del 100% de la generación conectada en S/E Tocopilla, y por otra parte, evitar restricciones al consumo de Minera Collahuasi y restricciones de abastecimiento a la zona norte del SING, se propone esta alternativa de transmisión, consistente en la construcción de una nueva línea entre las subestaciones Tocopilla y Lagunas en 220 kV, en doble circuito y con capacidad para transmitir 400 MVA por circuito. Se estima una longitud aproximada de 175 kilómetros.


Tabla 34: Evaluación referencial proyecto Tocopilla - Lagunas. Tramo Tocopilla - Lagunas (millones de USD a enero de 2013)


Se recomienda el análisis más acabado de este proyecto. Primero, porque su materialización permite apoyar el abastecimiento de la Zona Norte del SING mediante una inyección directa a la subestación Lagunas, y segundo, porque esta inversión permite reemplazar las inversiones propuestas para los tramos Encuentro-Collahuasi y Tocopilla – Lagunas.

14 Revisar operación real del tramo Tocopilla – Crucero.




6. ANEXOS

6.1 ANEXO 1. PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO ITD ABR12 Central Potencia [MW] Tecnología Fecha de entrada en operación Barra

ANGAMOS ad1 200 Carbón 01/09/2024 Angamos 220


ATACAMA ad1 200 Carbón 01/11/2022 Central Atacama 220


EOLICO SING ad1 31 Eólica 01/01/2026 Lagunas 220

EOLICO SING I 100 Eólica 01/10/2013 Calama 110

EOLICO SING II 40 Eólica 01/01/2017 Crucero 220

EOLICO SING III 40 Eólica 01/01/2019 Laberinto 220

EOLICO SING IV 40 Eólica 01/02/2019 Laberinto 220

ESTANDARTES 2 Diesel 01/03/2012 Iquique 066

Geotérmica Apacheta 01 40 Geotermia 01/04/2016 Calama 110

Geotérmica Irruputunco 40 Geotermia 01/04/2022 Collahuasi 220

Geotérmica Pampa Lirima 01 40 Geotermia 01/10/2019 Cerro Colorado 110

Geotérmica Polloquere 01 40 Geotermia 01/02/2021 Chapiquiña 066

Geotérmica Puchuldiza 01 40 Geotermia 01/10/2020 Cerro Colorado 110

MEJILLONES ad1 200 Carbón 01/01/2026 Chacaya 220


MEJILLONES I 200 Carbón 01/05/2017 Chacaya 220

MEJILLONES II 200 Carbón 01/08/2018 Chacaya 220

MEJILLONES III 200 Carbón 01/07/2019 Chacaya 220

MEJILLONES IV 200 Carbón 01/02/2021 Chacaya 220

NORACID 17 Otro 01/03/2012 Chacaya 220

PORTADA 3 Diesel 01/06/2012 La Portada 110

Solar SING ad1 31 Solar 01/01/2023 Lagunas 220




Solar SING ad2 31 Solar 01/01/2024 Pozo Almonte 220



Solar SING I 50 Solar 01/04/2016 Lagunas 220

Solar SING II 100 Solar 01/04/2018 Pozo Almonte 220




Central Potencia [MW] Tecnología Fecha de entrada en operación Barra

Solar SING III 100 Solar 01/04/2019 Pozo Almonte 220

TARAPACA I 200 Carbón 01/04/2016 Tarapacá 220

TARAPACA II 200 Carbón 01/06/2020 Tarapacá 220

TARAPACA III 200 Carbón 01/08/2021 Tarapacá 220

TARAPACA IV 200 Carbón 01/02/2022 Tarapacá 220

TARAPACA V 200 Carbón 01/12/2023 Tarapacá 220

Resumen por Tecnología

Tecnología Potencia [MW]

Carbón 3000

Diesel 4.6

Eólica 251

Geotermia 200

Otro 17

Solar 467

Total general 3939.6

Resumen por Barra

Barra Potencia [MW]

Angamos 220 400

Calama 110 140

Central Atacama 220 400

Cerro Colorado 110 80

Chacaya 220 1217

Chapiquiña 066 40

Collahuasi 220 40

Crucero 220 40

Iquique 066 1.6

La Portada 110 3

Laberinto 220 80

Lagunas 220 205

Pozo Almonte 220 293

Tarapacá 220 1000





6.2 ANEXO 2. PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO BASE IET Central Potencia [MW] Tecnología Fecha de entrada en operación Barra









EOLICO SING ad1 31 Eólica 01/01/2017 Lagunas 220

EOLICO SING ad2 31 Eólica 01/01/2018 Crucero 220

EOLICO SING ad2 31 Eólica 01/01/2025 Crucero 220

EOLICO SING ad3 31 Eólica 01/01/2022 Laberinto 220



EOLICO SING I 100 Eólica 01/10/2013 Calama 110

EOLICO SING II 40 Eólica 01/01/2017 Crucero 220

EOLICO SING III 40 Eólica 01/01/2019 Laberinto 220

EOLICO SING IV 40 Eólica 01/02/2019 Laberinto 220

ESTANDARTES 2 Diesel 01/03/2012 Iquique 066

Geotérmica Apacheta 01 40 Geotermia 01/04/2016 Calama 110

Geotérmica Irruputunco 40 Geotermia 01/04/2022 Collahuasi 220

Geotérmica Pampa Lirima 01 40 Geotermia 01/10/2019 Cerro Colorado 110

Geotérmica Polloquere 01 40 Geotermia 01/02/2021 Chapiquiña 066

Geotérmica Puchuldiza 01 40 Geotermia 01/10/2020 Cerro Colorado 110







MEJILLONES I 200 Carbón 01/05/2017 Chacaya 220

MEJILLONES II 200 Carbón 01/08/2018 Chacaya 220

MEJILLONES III 200 Carbón 01/04/2019 Chacaya 220

MEJILLONES IV 200 Carbón 01/01/2021 Chacaya 220




Central Potencia [MW] Tecnología Fecha de entrada en operación Barra

NORACID 17 Otro 01/03/2012 Chacaya 220

PORTADA 3 Diesel 01/06/2012 La Portada 110







Solar SING I 50 Solar 01/04/2016 Lagunas 220

Solar SING II 100 Solar 01/04/2018 Pozo Almonte 220

Solar SING III 100 Solar 01/04/2019 Pozo Almonte 220

TARAPACA I 200 Carbón 01/04/2016 Tarapacá 220

TARAPACA II 200 Carbón 01/05/2020 Tarapacá 220

TARAPACA III 200 Carbón 01/06/2022 Tarapacá 220

Resumen por Tecnología

Tecnología Potencia [MW]

Carbón 4200

Diesel 4.6

Eólica 406

Geotermia 200

Otro 17

Solar 436


Resumen por Barra

Barra Potencia [MW]

Angamos 220 400

Calama 110 140

Central Atacama 220 1200

Cerro Colorado 110 80

Chacaya 220 2017

Chapiquiña 066 40




Barra Potencia [MW]

Collahuasi 220 40

Crucero 220 102

Iquique 066 1.6

La Portada 110 3

Laberinto 220 173

Lagunas 220 205

Pozo Almonte 220 262

Tarapacá 220 600


6.3 ANEXO 3. DETALLE DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES

Año Diesel en USD/m3

ARICA ATACAMA ENAEX ENOR IQUIQUE MEJILLONES TARAPACA TOCOPILLA 2012 907 906 900 910 888 900 920 900 2013 891 891 884 894 873 884 905 885 2014 882 881 875 884 864 875 895 875 2015 906 905 899 908 887 898 919 899 2016 934 934 927 937 915 927 948 927 2017 965 965 958 968 945 958 980 958 2018 996 995 988 999 976 988 1011 989 2019 1022 1022 1014 1025 1001 1014 1038 1015 2020 1050 1049 1042 1053 1028 1041 1065 1042 2021 1077 1077 1069 1081 1055 1069 1094 1070 2022 1106 1105 1097 1109 1083 1097 1122 1098 2023 1136 1136 1128 1140 1113 1127 1153 1128 2024 1168 1167 1159 1171 1144 1158 1185 1159 2025 1200 1199 1191 1203 1175 1190 1218 1191 2026 1233 1232 1224 1237 1208 1223 1251 1224




Año GNL en USD/MMBTU

E-CL GNL GAG 2012 5 4 2013 8 9 2014 8 10 2015 8 10 2016 9 10 2017 9 11 2018 9 11 2019 10 11 2020 10 12 2021 10 12 2022 11 12 2023 11 13 2024 11 13 2025 12 14 2026 12 14

Año Carbón en USD/Ton

ANGAMOS CTA CTH MEJILLONES NORGENER TARAPACA TOCOPILLA CNE 2012 130 100 110 100 92 120 117 90 2013 143 110 121 110 101 132 128 99 2014 151 117 128 116 107 140 136 105 2015 144 112 122 111 102 134 130 101 2016 141 109 119 108 99 130 127 98 2017 143 111 121 110 101 132 129 100 2018 147 113 124 113 104 136 132 102 2019 150 116 127 115 106 138 135 104 2020 150 116 127 116 106 139 135 105 2021 153 118 130 118 108 141 138 106 2022 155 120 132 119 110 144 140 108 2023 158 122 134 121 112 146 142 110 2024 161 124 136 123 114 148 145 112 2025 163 126 138 125 115 151 147 114 2026 166 128 141 128 117 153 149 115




Año Diesel - Fuel en USD/Ton Fuel en USD/Ton

MAIQ_IQUIQUE MANTOS BLANCOS MSIQ_IQUIQUE INACAL TAMAYA TOCOPILLA 2012 834 788 831 785 782 774 2013 820 775 817 772 768 760 2014 811 767 808 764 760 752 2015 833 787 830 784 781 773 2016 859 812 856 809 805 797 2017 888 839 885 836 832 823 2018 916 866 913 863 858 850 2019 940 889 937 885 881 872 2020 965 913 962 909 905 895 2021 991 937 987 933 929 919 2022 1017 961 1013 958 953 943 2023 1045 988 1041 984 979 969 2024 1074 1015 1070 1011 1006 996 2025 1103 1043 1100 1039 1034 1023 2026 1134 1072 1130 1068 1063 1052

6.4 ANEXO 4. COSTOS DE DESPACHO

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

USD

/MW

h

año

Tecnología Carbón

0

100

200

300

400

500

60020

12

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

USD

/MW

h

año

Tecnología Diesel

0

50

100

150

200

250

300

350

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

USD/

MW

h

año

Tecnología Fuel

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

USD

/MW

h

año

Tecnología GNL




6.5 ANEXO 5. DETALLE DEMANDA ESCENARIO ITD ABR12 Demanda de Energía por Barra

Barra/año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

A 110 444 603 620 652 710 760 808 852 898 946 995 1.046 1.101 1.158 1.218

Alto Hospicio 110 58 80 84 88 92 96 101 105 110 115 119 124 131 138 145

Alto Norte 110 264 355 365 383 417 447 475 501 528 557 585 615 647 681 717

Antofagasta 013 63 40 42 44 48 52 55 58 61 64 67 71 75 78 83

Arica 066 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Calama 110 186 254 268 283 298 313 328 343 358 374 390 407 428 450 474

Centro 110 217 328 344 361 377 395 413 432 451 471 490 511 537 565 595

Cerro Dragon 110 83 115 120 126 132 138 145 151 158 165 172 179 188 198 208

Chacaya 220 175 248 264 285 313 336 357 376 397 418 439 462 486 511 538

Chapiquina 066 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Chinchorro 066 82 115 121 127 132 139 145 151 158 165 172 179 188 198 209

Chuquicamata 110 125 170 176 185 202 217 230 243 256 270 284 298 314 330 347

Chuquicamata 220 1.091 1.479 1.521 1.600 1.742 1.865 1.982 2.091 2.205 2.323 2.443 2.567 2.701 2.842 2.991

Collahuasi 220 987 1.338 1.376 1.447 1.576 1.688 1.793 1.892 1.995 2.101 2.210 2.322 2.444 2.571 2.705

Desalant 110 47 65 67 70 77 82 87 92 97 102 108 113 119 125 132

Dolores 110 9 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Domeyko 220 1.120 1.547 1.645 1.763 1.930 2.067 2.196 2.316 2.443 2.573 2.706 2.844 2.992 3.149 3.313

El Abra 220 501 684 703 740 806 863 917 967 1.020 1.074 1.130 1.187 1.249 1.315 1.383

El Aguila 066 14 18 19 20 21 23 24 26 27 29 30 32 33 35 37

El Cobre 220 533 808 893 963 1.059 1.134 1.205 1.271 1.340 1.412 1.485 1.560 1.642 1.727 1.818

El Loa 220 164 227 234 246 268 287 305 322 339 357 376 395 415 437 460

El Negro 110 19 26 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 47 49 52

El Tesoro 220 216 292 299 313 339 363 386 407 429 452 476 500 526 553 582

Encuentro 220 146 361 517 649 773 828 880 929 979 1.032 1.085 1.140 1.199 1.262 1.328

Escondida 220 1.087 1.501 1.597 1.713 1.874 2.007 2.133 2.250 2.373 2.500 2.628 2.762 2.907 3.058 3.218

Gaby 220 289 407 427 454 496 532 565 596 628 662 696 732 770 810 852

La Cruz 220 9 15 17 20 23 25 26 28 29 31 32 34 36 38 40

La Negra 110 31 43 45 48 50 52 54 57 59 62 65 67 71 74 78

La Portada 110 82 124 130 136 142 149 156 163 170 177 185 193 203 213 224

Lagunas 023 21 37 42 47 54 58 61 64 68 71 75 78 82 87 91

Lomas Bayas 220 217 303 318 336 366 391 416 439 463 488 513 539 567 596 628

Mantos Blancos 220 189 254 260 272 295 316 336 354 373 393 414 435 457 481 506

Mejillones 110 186 258 268 283 309 331 351 370 390 411 432 453 477 502 528

Minsal 023 110 157 168 182 202 217 230 243 256 270 284 298 314 330 347




Barra/año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Norgener 220 282 386 397 418 455 487 518 546 576 607 638 671 706 743 781

Nueva Victoria 220 44 62 67 72 81 86 92 97 102 108 113 119 125 132 139

Ohiggins 220 124 172 183 196 214 230 244 257 271 286 301 316 332 350 368

Pacifico 110 88 122 129 135 141 147 154 161 168 176 183 191 201 211 222

Palafitos 110 86 118 124 129 135 142 148 155 162 169 176 183 193 203 213

Palestina 220 95 130 133 140 153 164 174 183 193 204 214 225 237 249 262

Pampa 110 14 20 21 22 24 26 28 29 31 32 34 36 38 40 42

Pozo Almonte 066 47 63 64 68 74 79 84 88 93 98 103 109 114 120 126

Pozo Almonte 13.8 42 59 62 65 68 72 76 80 83 87 91 95 100 106 111

Pukara 066 101 139 146 153 160 168 175 183 192 200 208 217 228 240 253

Quebrada Blanca 220 16 22 23 24 26 28 29 31 33 34 36 38 40 42 44

Quiani 066 35 50 52 55 57 60 62 65 68 71 74 77 81 86 90

Radomiro Tomic 220 681 925 951 1.000 1.089 1.166 1.239 1.307 1.378 1.452 1.527 1.605 1.688 1.776 1.869

Spence 220 503 716 747 794 864 925 983 1.037 1.094 1.152 1.212 1.274 1.340 1.410 1.484

Sulfuros 220 318 439 467 501 548 587 624 658 694 731 769 808 850 895 941

Sur 110 61 93 97 102 107 112 117 122 128 133 139 144 152 160 168

Tamarugal 066 35 47 49 51 55 58 61 64 67 70 74 77 81 85 90

Tarapaca 220 25 33 34 35 39 41 44 46 49 51 54 57 60 63 66

Tocopilla 005 24 35 37 40 42 45 47 49 51 54 56 58 61 65 68

Uribe 110 10 13 13 14 14 15 16 17 17 18 19 20 21 22 23

Zaldivar 220 411 563 579 609 663 710 755 796 839 884 930 977 1.028 1.082 1.138

Total 11.810 16.470 17.361 18.497 20.180 21.565 22.879 24.117 25.408 26.744 28.098 29.506 31.046 32.666 34.371

Demandas de Energía por Zona

año\zona Centro Cordillera Norte Sur

2012 4.922 2.143 1.759 2.987

2013 6.977 2.963 2.409 4.122

2014 7.403 3.128 2.501 4.329

2015 7.924 3.341 2.632 4.601

2016 8.696 3.653 2.833 4.998

2017 9.306 3.913 3.011 5.335

2018 9.882 4.157 3.183 5.657

2019 10.422 4.386 3.348 5.960

2020 10.987 4.625 3.520 6.277

2021 11.571 4.873 3.697 6.604

2022 12.163 5.123 3.876 6.936




año\zona Centro Cordillera Norte Sur

2023 12.779 5.385 4.061 7.280

2024 13.446 5.666 4.273 7.660

2025 14.148 5.962 4.497 8.060

2026 14.887 6.273 4.731 8.481

6.6 ANEXO 6. DETALLE DEMANDA ESCENARIO BASE IET Demandas de Energía por Barra

Barra 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

A 110 390 401 411 389 390 389 434 449 465 489 516 553 593 605 637 Alto Hospicio

110 76 81 86 91 97 103 109 119 129 143 158 172 189 210 229

Alto Norte 110 330 347 347 334 348 334 330 357 368 376 411 417 438 492 521

Antofagasta 013 86 90 93 97 101 106 109 118 126 138 150 162 177 195 211

Barril 220 72 72 84 84 84 84 84 87 89 95 100 105 111 121 128

Calama 110 228 242 266 284 302 321 338 370 402 447 493 538 591 658 718

Capricornio 110 0 0 22 22 22 22 22 23 24 25 26 28 29 32 34 Central Atacama

220 0 0 0 185 393 415 415 415 415 444 484 484 484 449 415

Centro 110 286 304 320 341 362 385 406 443 482 534 589 643 705 785 857 Cerro Colorado

110 304 310 331 324 313 305 285 355 452 524 534 567 643 567 499

Cerro Dragon 110 110 117 123 131 139 148 156 170 185 206 227 247 271 302 329

Chacaya 220 289 341 341 543 574 572 647 682 705 745 786 824 874 946 1.003

Chinchorro 066 109 116 122 130 138 147 155 169 184 204 225 245 269 299 327 Chuquicamata

220 813 836 856 810 813 809 903 934 969 1.018 1.075 1.152 1.236 1.261 1.326

Collahuasi 220 1.367 1.441 1.533 1.680 1.701 3.012 4.388 4.571 4.712 4.994 5.276 5.530 5.864 6.360 6.746

Desalant 110 77 81 81 81 81 81 81 84 87 92 97 102 108 117 124

Dolores 110 12 12 13 13 13 14 14 15 16 17 19 20 22 24 26

Domeyko 220 283 310 433 916 1.456 1.629 1.635 1.668 1.498 1.383 1.428 1.510 1.602 1.710 1.813

El Abra 220 732 735 714 695 713 716 715 738 761 808 852 894 948 532 558

El Aguila 066 17 17 17 17 17 17 17 18 18 20 21 22 23 25 26

El Loa 220 199 198 166 166 167 166 166 171 89 99 110 119 132 151 165

El Negro 110 25 25 27 29 33 35 35 36 41 43 45 47 50 54 57

El Tesoro 220 317 294 304 262 236 156 145 141 138 151 157 160 75 66 79

Encuentro 220 0 115 838 1.145 1.738 1.748 2.058 2.331 2.486 2.500 2.659 2.802 2.996 3.270 3.488

Escondida 220 1.192 1.350 1.473 1.660 1.671 1.544 1.018 609 639 697 760 820 894 1.001 1.081

Esperanza 220 770 923 923 923 925 923 923 952 985 1.041 1.100 1.154 1.224 1.328 1.410

Gaby 220 524 564 562 548 521 500 488 499 496 520 532 320 160 215 258




Barra 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

La Cruz 220 14 35 140 140 210 211 210 217 224 238 251 263 279 303 321

La Negra 110 99 102 122 125 128 132 135 142 150 163 176 188 203 223 240

La Portada 110 109 115 122 130 138 146 154 168 183 203 224 244 268 298 325 Laguna Seca

220 646 853 928 1.013 1.044 1.066 1.062 1.098 1.133 1.205 1.271 1.333 1.414 1.537 1.620

Lagunas 023 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19

Lagunas 220 62 88 114 135 867 1.803 1.804 1.862 1.922 2.038 2.177 2.291 2.429 2.634 2.794

Lince 110 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 Lomas Bayas

220 285 319 323 323 325 323 323 333 344 364 385 404 428 465 493

Mantos Blancos 220 234 236 237 237 237 238 238 246 254 269 285 299 83 110 132

Mejillones 110 232 231 234 150 68 68 68 71 73 77 82 86 91 98 104

Mejillones 220 43 56 63 64 76 79 81 96 103 110 117 123 132 143 152

Minsal 110 188 249 299 308 308 308 308 318 328 347 367 385 409 443 470

Ohiggins 220 223 222 205 398 648 905 1.660 1.695 1.742 1.863 1.986 2.077 2.203 2.389 2.529

Pacifico 110 117 125 131 140 149 158 166 182 198 219 242 264 289 322 351

Palafitos 110 113 120 126 134 143 152 160 175 190 211 232 253 278 310 338

Palestina 220 148 160 183 155 170 170 170 186 192 203 214 223 236 256 270

Pampa 110 22 22 44 44 44 44 44 46 47 50 53 55 59 64 68 Pozo Almonte

066 68 73 73 73 67 67 67 69 71 76 80 84 89 97 102

Pozo Almonte 13.8 58 61 63 67 70 74 77 84 90 100 109 119 130 144 156

Pukara 066 132 140 148 157 167 178 187 205 222 247 272 297 326 363 396

Quiani 066 47 50 53 56 60 63 67 73 79 88 97 106 116 129 141 Radomiro Tomic

220 856 854 854 854 856 838 838 865 894 946 1.000 1.049 1.114 1.207 1.281

Salar 110 199 211 137 130 130 130 145 150 155 163 172 184 198 202 212

Salar 220 813 836 856 810 813 809 903 934 969 1.018 1.075 1.152 1.236 1.261 1.326

Spence 220 573 607 658 707 707 707 707 1.242 1.796 1.864 1.910 1.951 2.005 2.085 2.147

Sulfuros 220 614 704 745 750 723 732 706 681 683 725 772 789 805 876 891

Sur 110 81 86 91 97 103 110 115 126 137 152 168 183 201 223 244

Tamarugal 066 44 46 48 50 53 55 58 62 67 74 81 88 95 106 115

Tarapaca 220 33 35 45 41 50 306 569 596 615 654 692 726 771 838 891

Tocopilla 005 29 31 32 35 37 39 41 45 49 54 60 65 71 79 87

Uribe 110 12 13 13 14 15 16 17 19 20 23 25 27 30 33 36

Zaldivar 220 534 531 537 545 531 511 621 1.158 1.391 1.432 1.490 1.944 2.417 2.484 2.539

Total 15.256 16.553 18.130 19.801 22.309 25.139 27.799 29.687 31.302 32.946 34.912 36.904 39.134 41.519 43.856




Demandas de Energía por Zona

año\zona Centro Cordillera Norte Sur Total

2012 6.005 2.813 2.688 3.750 15.256

2013 6.391 3.154 2.851 4.157 16.553

2014 7.239 3.375 3.046 4.469 18.130

2015 7.432 3.586 3.260 5.523 19.801

2016 8.121 3.559 4.064 6.564 22.309

2017 8.044 3.418 6.623 7.055 25.139

2018 8.612 2.975 8.299 7.914 27.799

2019 9.627 3.099 8.744 8.217 29.687

2020 10.471 3.385 9.172 8.275 31.302

2021 10.932 3.565 9.831 8.617 32.946

2022 11.530 3.775 10.458 9.149 34.912

2023 12.140 4.341 11.049 9.374 36.904

2024 12.810 4.953 11.824 9.546 39.134

2025 13.130 5.269 12.749 10.371 41.519

2026 13.884 5.475 13.485 11.013 43.856

6.7 ANEXO 7. INFORMACIÓN APORTADA POR LOS COORDINADOS

6.7.1 Información Aportada por Coordinado Transelec Se encuentra disponible en archivo comprimido 01 Información Aportada por Coordinado Transelec.zip.

6.7.2 Información Aportada por Coordinado E-CL Se encuentra disponible en archivo comprimido 02 Información Aportada por Coordinado E-CL.zip.

6.8 ANEXO 8. OBSERVACIONES DE LOS COORDINADOS AL INFORME PRELIMINAR

6.8.1 Observaciones Aportadas por Coordinado Transelec Se encuentra disponible en archivo Obs_Transelec_Informe_preliminar DP-SING_2012.PDF.

6.8.2 Observaciones Aportadas por Coordinado E-CL Se encuentra disponible en archivo comprimido 20121008 Propuesta de Expansion Troncal del SING - Observaciones ECL.PDF.

6.8.3 Observaciones Aportadas por Coordinado Celta Se encuentra disponible en archivo comprimido Fax-01652-2012 Observaciones CELTA.PDF.




6.9 ANEXO 9. RESPUESTAS A OBSERVACIONES DE LOS COORDINADOS Se encuentra disponible en archivo Respuestas a Observaciones de los Coordinados.PDF.

6.10 ANEXO 10. DEMANDA INFORMADA POR COORDINADOS CLIENTES Demanda Máxima Anual [MW] Año

Tipo Cliente 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Nuevos Proyectos

CODELCO CHILE - DIVISION CODELCO NORTE 9 49 93 93 93 93 93 93 93 93 93 93 93 93 93

COMPAÑIA MINERA DOÑA INES DE COLLAHUASI SCM 0 0 0 0 0 95 373 427 427 427 427 427 427 427 427

COMPAÑIA MINERA QUEBRADA BLANCA S.A. 0 0 0 13 215 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240

COMPAÑIA MINERA ZALDIVAR 0 0 0 64 110 110 110 110 165 220 220 220 220 220 220

COMPLEJO INDUSTRIAL MOLYNOR S.A. 0 2 2 2 4 4 4 6 6 6 6 6 6 6 6

EMPRESA ELÉCTRICA DE ANTOFAGASTA S.A. 0 0 2 2 3 3 3 3 3 4 4 4 5 5 5

GRACE S.A. 0 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

INDUSTRIA NACIONAL DE CEMENTO S.A. 0 0 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

MINERA ESCONDIDA LTDA. 0 0 78 186 285 352 352 346 347 354 352 347 336 331 342

MINERA MERIDIAN LIMITADA 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA QUADRA CHILE LTDA. 14 60 164 171 202 243 271 243 243 243 243 243 243 243 243

MINERA RAYROCK LTDA. 0 0 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

MINERA SPENCE S.A. 0 0 0 0 65 133 136 136 136 136 136 136 136 136 136

Proyección de Consumo

ACF MINERA S.A. 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

ALGORTA NORTE S.A. 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

ALTONORTE XSTRATA COPPER 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46

ANGLO AMERICAN NORTE S.A. 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 0 0 0

ATACAMA AGUA Y TECNOLOGÍA LIMITADA 9 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10

ATACAMA MINERALS CHILE SCM 3 4 5 6 7 8 8 9 9 9 9 9 9 9 9

CEMENTO POLPAICO S.A. 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

CODELCO CHILE - DIVISION CODELCO NORTE 390 398 405 389 390 389 421 422 423 421 421 429 433 408 403

COMPAÑIA MINERA CERRO COLORADO LTDA. 42 43 46 45 44 42 40 48 60 68 67 69 77 62 48

COMPAÑIA MINERA DOÑA INES DE COLLAHUASI SCM 195 209 227 228 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221

COMPAÑIA MINERA LOMAS BAYAS 38 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43

COMPAÑIA MINERA ZALDIVAR 69 67 67 72 69 66 66 66 65 65 66 65 65 65 65

COMPLEJO INDUSTRIAL MOLYNOR S.A. 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

COSAYACH 7 7 7 7 8 8 8 8 8 9 9 9 10 10 10

EMPRESA ELÉCTRICA DE ANTOFAGASTA S.A. 166 176 185 197 209 222 234 248 262 277 293 310 328 347 368

EMPRESA ELECTRICA DE ARICA S.A. 50 53 55 59 63 67 70 75 79 84 89 94 99 105 111




Demanda Máxima Anual [MW] Año

Tipo Cliente 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

EMPRESA ELECTRICA DE IQUIQUE S.A. 94 100 106 113 120 127 134 142 150 159 168 178 188 199 211

ENAEX S.A. 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

ENORCHILE S.A. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

GRACE S.A. 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

HALDEMAN MINING COMPANY S.A. 10 11 11 11 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10

INDUSTRIA NACIONAL DE CEMENTO S.A. 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10

INTERACID CHILE LTDA. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA ANTUCOYA LIMITADA 0 11 47 60 60 60 60 60 69 70 70 70 60 60 60

MINERA CERRO DOMINADOR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA EL TESORO 40 40 40 36 32 32 32 32 30 30 30 30 30 0 0

MINERA ESCONDIDA LTDA. 448 516 564 576 567 490 413 384 352 340 336 331 329 320 320

MINERA ESPERANZA 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150

MINERA GABY S.A. 72 78 77 75 74 73 73 71 70 67 65 60 0 0 0

MINERA MERIDIAN LIMITADA 16 16 18 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14

MINERA MICHILLA S.A. 21 21 21 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MINERA RAYROCK LTDA. 3 3 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

MINERA SPENCE S.A. 70 77 84 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90

MOLY-COP CHILE S.A. 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17

PLAZA S.A. 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

PUERTO DE MEJILLONES S.A. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

QUIMICA E INDUSTRIAL DEL BORAX LTDA. 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

SOCIEDAD CONTRACTUAL MINERA EL ABRA 91 91 89 86 88 89 89 89 88 89 89 89 88 27 22

SOCIEDAD GNL MEJILLONES S.A 5 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

SOCIEDAD QUIMICA Y MINERA DE CHILE S.A. 91 104 108 120 120 121 121 121 108 108 108 108 108 108 108

DEMANDA PROYECTADA 0 0 0 0 0 0 0 120 240 480 720 936 1.216

1.642

1.971

COMPAÑÍA PORTUARIA MEJILLONES S.A. 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Total 2.243

2.487

2.866

3.090

3.527

3.765

4.049

4.196

4.375

4.698

4.959

5.203 5.416 5.732 6.087

octubre propuesta de expansiÓn del sistema de …

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