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Informe Definición de punto óptimo de seccionamiento tramo troncal Crucero-Lagunas

para Proyecto Solar Fotovoltaico Huatacondo

1 Resumen Mediante Carta 5014-ASC-001/20150227, del 27 de febrero de 2015, la empresa Austrian Solar SpA entrega antecedentes actualizados del proyecto Solar Fotovoltaico Huatacondo, con una potencia nominal que alcanza los 98 MW y cuyo punto de conexión propuesto es mediante seccionamiento de la línea Troncal Crucero-Lagunas circuito n°2 (actual línea Maria Elena-Lagunas)1

De acuerdo con los análisis efectuados, no se recomienda la conexión a la línea 1x220 kV Crucero - Lagunas N°2 (actual 1x220 kV Maria Elena - Lagunas), siendo la conexión óptima recomendada el seccionamiento simple de la línea 1x220 kV Crucero-Lagunas N°1, en la zona evaluada por el promotor de este proyecto, esto es, a una distancia aproximada de 44 km desde la S/E Lagunas, de acuerdo a lo presentado en la

.

Figura 1.

Figura 1: Conexión recomendada para proyecto Huatacondo.

1 La subestación María Elena secciona la antigua línea 1x220 kV Crucero-Lagunas N°2, pasando a conformase dos nuevas líneas: 1x220 kV Crucero-María Elena y 1x220 kV María Elena-Lagunas.

Tarapacá

LagunasNueva Victoria

Collahuasi

Quillagua

María Elena

Huatacondo

G

G

G

Encuentro

Crucero

G

181 MW

23 MW27 MW50 MW

98 MW

68 MW

16 km28 km

10 km

129 km

67 km7 km

1 km

118 km56 km

Año 2017: Conexión recomendada

Resto del SING

A Pozo Almonte

A Iquique y Arica

2 km

99 km

http://www.cdec-sing.cl/�


2 Antecedentes del Proyecto El proyecto Solar Fotovoltaico Huatacondo se informa a CDEC – SING el día 20 de noviembre de 2013, mediante carta N° 5014 – ASC – 0005/20131120, cuyo remitente y promotor Proyecto es Austrian Solar Chile SpA. En dicha comunicación se indica: ubicación geográfica, capacidad instalada y fecha de puesta en servicio, además de dos posibles conexiones al SING. Potencia Nominal: 98 MW Ubicación: a 40 km de SE Lagunas Fecha de Puesta en Servicio: Segundo Semestre 2015

Posteriormente, en carta N° 5014 – ASC – 0006/20140804 de fecha 04 de agosto de 2014, Austrian Solar Chile SpA solicita la aprobación del punto de conexión del proyecto, el cual secciona la línea 1x220 kV Crucero – Lagunas N°2 cercano a la estructura existente n° 324 (coordenadas 442.015 E, 7.658.692 N). 2.1 Declaración en construcción y solicitud de aprobación del punto de seccionamiento El proyecto se declara formalmente en construcción ante la Comisión Nacional de Energía el día 03 de diciembre de 2014 mediante carta, en la que incluye: Contrato de Concesión Onerosa (CUO), entre el Ministerio de Bienes Nacionales y

Desarrollos Fotovoltaicos de Chile S.A. con fecha 01 de julio de 2014. Aprobación del Ministerio de Bienes Nacionales de la servidumbre eléctrica para la línea

de transmisión del proyecto, con fecha 16 de abril de 2013, a nombre de Desarrollos Fotovoltaicos de Chile S.A.

RCA favorable, de fecha 20 de junio de 2013, a nombre de Desarrollos Fotovoltaicos de Chile SpA.

Cesión de derechos de Desarrollos Fotovoltaicos a Desarrollos Solares, el 02 de septiembre de 2013.

Promesa de Compraventa de Acciones entre Desarrollos Solares SpA y Austrian Solar Chile SpA de 06 de septiembre de 2013.

Acuerdo de Coordinación para Proyecto de Conexión entre Austrian Solar Chile Cuatro SpA y Transelec Norte S.A., de 06 de agosto de 2014.

Con fecha 09 de febrero de 2015 mediante carta N° 5014 – ASC – 014 – 20150209, Austrian Solar Chile SpA complementa la Declaración en Construcción realizada con la entrega de nuevos antecedentes a solicitud de la Comisión Nacional de Energía. Los antecedentes enviados corresponden a las Órdenes de Compra con confirmación de recibo de equipamiento eléctrico de generación, específicamente, los módulos fotovoltaicos y el transformador de elevación requeridos para la construcción del proyecto.



Finalmente, en carta 5014 – ASC – 001/20150227 de fecha 27 de febrero de 2015. Austrian Solar Chile SpA entrega los antecedentes generales y técnicos del proyecto Huatacondo y solicita la aprobación del punto de seccionamiento que conectará el proyecto al SING. 2.2 Ubicación geográfica del proyecto De acuerdo a lo informado en su Declaración de Impacto Ambiental (DIA), la ubicación geográfica de la subestación seccionadora del proyecto, estaría en las coordenadas indicadas en la Tabla 1.

Tabla 1: Coordenadas Subestación Proyectada.

PUNTO ESTE NORTE 1 450915 7663213 2 450960 7663213 3 450960 7663142 4 450915 7663142 PROYECCIÓN UTM / DATUM WGS84 / HUSO 19 SUR

En las Figura 2 y Figura 3, se presenta la ubicación geográfica de la subestación seccionadora del proyecto Huatacondo y la localización de dicho proyecto sobre el tramo troncal Crucero – Lagunas, respectivamente.

Figura 2: Ubicación geográfica de la subestación del proyecto Huatacondo.



Figura 3: Localización geográfica del proyecto Huatacondo en el tramo troncal Crucero - Lagunas.

2.3 Otros antecedentes disponibles Dentro de los antecedes enviados por Austrian Solar Chile SpA a CDEC – SING se encuentra un Estudio de Factibilidad de Conexión para la Central Fotovoltaica Huatacondo realizado por los consultores Estudios Eléctricos con fecha 16 de diciembre de 2013, donde se evalúan distintas alternativas de conexión del proyecto al SING.



3 Optimización del Punto de Conexión 3.1 Principales supuestos de oferta, demanda y sistema de transmisión 3.1.1 Oferta El plan de obras de generación utilizado en el análisis realizado considera las unidades de generación disponibles en la actualidad, más los proyectos declarados en construcción por la CNE mediante Resolución Exenta.

Tabla 2: Plan de obras de generación en construcción.

Nombre Proyecto Fecha PES Potencia Nominal

[MW] Nombre Proyecto Fecha PES

Potencia Nominal

[MW] Paruma (San Pedro I) 01/04/2015 17 Quillagua 2 01/04/2016 27 Jama (San Pedro III) 01/04/2015 30 Cochrane 1 01/05/2016 280 Pular (San Pedro IV) 01/04/2015 24 Bolero I (Laberinto I) 01/05/2016 42

Pica I 01/04/2015 0.6 Finis Terrae 01/06/2016 138 Andes Solar 01/05/2015 21 Huatacondo 01/07/2016 98

Pampa Camarones 1 01/06/2015 6 Blue Sky II 01/08/2016 51 La Huayca 2 01/07/2015 21 Cochrane 2 01/10/2016 280

Arica Solar 1 (Etapa I) 01/09/2015 18 Blue Sky I 01/10/2016 34 Arica Solar 1 (Etapa II) 01/09/2015 22 Kelar TG1+0.5TV 01/10/2016 258

Salin (Calama Sur) 01/09/2015 30 Kelar TG2+0.5TV 01/10/2016 258 Lascar (San Pedro II) 01/09/2015 30 Bolero II (Laberinto II) 01/10/2016 104

Uribe Solar 01/11/2015 50 Quillagua 3 01/02/2017 50 Quillagua 1 01/12/2015 23 Cerro Dominador 01/03/2017 110 Atacama I 01/12/2015 100 IEM 1 01/06/2018 375

3.1.2 Demanda La demanda de energía y potencia utilizada en el presente ejercicio considera como base lo informado por los Clientes del SING. Esta información es solicitada por el CDEC – SING mediante un proceso regular asociado al Informe de Expansión del Sistema de Transmisión, donde cada Cliente del SING informa la proyección de sus consumos existentes así como nuevos proyectos en un horizonte de 10 años. En particular, para este análisis se utilizó la información recibida durante el mes de febrero del presente año.



La demanda de energía y potencia del SING se proyecta como sigue:

Figura 4: Proyección de Demanda del SING.

3.1.3 Transmisión La topología del sistema de transmisión utilizado en el análisis realizado 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. Además de las instalaciones existentes, el Sistema de Transmisión Base considera todas aquellas nuevas obras y refuerzos a instalaciones troncales existentes que se encuentran incluidas en algún Decreto de Expansión, y aquellas instalaciones de transmisión adicional que se encuentren en construcción. Las obras nuevas y refuerzos de instalaciones existentes consideradas en el plan de obras de transmisión son las siguientes:

Tabla 3: Plan de obras de transmisión en construcción.

Obras de Transmisión en Construcción Capacidad Longitud

Fecha PES (MVA) (km)

Barra seccionadora en S/E Tarapacá NA NA mar-16 Banco de Compensación en Lagunas 60 MVAr + Ampliación S/E Lagunas 60 NA jul-15 Subestación Miraje 220 kV (ex Nueva Encuentro) NA NA ene-16 Ampliación líneas 2x220 kV Crucero-Encuentro + Ampliación S/E Encuentro 1000 1 mar-16 Nueva línea 2x220 Encuentro - Lagunas, circuito 1 290 174 feb-17 Nueva línea 2x220 Encuentro - Lagunas, circuito 2 290 174 feb-17 Nueva Subestación seccionadora 220 kV Crucero Encuentro NA NA mar-18 Extensión líneas 2x220 kV Crucero - Lagunas para reubicación de conexiones desde S/E Crucero a S/E Nueva Crucero Encuentro NA

dic-18

Ampliación de conexiones al interior de la S/E Crucero para la reubicación a S/E Nueva Crucero Encuentro NA

dic-18

Ampliación S/E Nueva Crucero Encuentro NA

dic-18 Nueva Línea 2x220 kV Los Changos - Kapatur 1500 3 ene-18 Nueva Línea 2x500 kV Los Changos - Nueva Crucero Encuentro 1500 140 ene-20

4%

10%

3%

14%

7%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

2015 2016 2017 2018 2019 2020

Ener

gía

[GW

h]

Energía

Energía [GWh] Crecimiento [%]

2%

11%8%

9%6%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

2015 2016 2017 2018 2019 2020

Pote

ncia

[MW

]

Potencia Máxima

P [MW] Crecimiento [%]



Obras de Transmisión en Construcción Capacidad Longitud

Fecha PES (MVA) (km)

Banco de Autotransformadores 500/220 kV en Nueva Crucero Encuentro 2x750 NA ene-20 Banco de Autotransformadores 500/220 kV en Los Changos 2x750 NA ene-20 SVC S/E Domeyko 120 NA 2015 Nueva S/E Kapatur 220 kV (Secciona Líneas Angamos Laberinto 1 y 2) 1520 NA 2016 Ampliación S/E O’Higgins y Seccionamiento Línea 2x220 kV Atacama – Domeyko. 1000 NA 2016 Nueva Línea 2X220 kV Kapatur - O'Higgins, circuitos 1 y 2 2x840 NA 2016 Nueva Línea 2x220 kV O'Higgins - Coloso, circuito 1 245 NA 2017 Nueva Línea Los Changos - Nueva Cardones 1500 570 jul-17 3.2 Definición de alternativas factibles de conexión (Ejes A, B y C) 3.2.1 Eje A: Optimización de costos globales de inversión en transmisión En este punto se definen zonas de localización de referencia para la ubicación de seccionamientos en la línea de transmisión troncal que se está evaluando, de tal manera que se minimicen los costos de conexión de varios proyectos de generación en conjunto que deseen conectarse al sistema. En la Figura 5 y Figura 6 se presenta un diagrama de la conexión de N proyectos sobre el sistema de transmisión troncal. En primera instancia, la definición de alternativas óptimas de inversión debiesen al menos minimizar los costos de inversión en transmisión, para luego evaluar los costos totales de operación en la etapa de optimización de la operación. Respecto a los usos del sistema de transmisión, una primera simplificación, sólo para efectos de definir alternativas de inversión de transmisión, consiste en asumir que en ambas condiciones (Condición A y B) los costos de operación son equivalentes, lo anterior permite acotar el problema, de tal manera de poder definir acotados puntos de seccionamiento. En dicha condición, se comparan los sobrecostos de inversión en líneas de transmisión, respecto a los costos iniciales de inversión en soluciones individuales de conexión. Para evaluar lo anterior, se asumen los siguientes costos de inversión en transmisión:

Tabla 4: Costos unitarios de inversión en transmisión.

Costo unitario línea transmisión 220 kV 0,25 MMUSD/km Costo paño S/E 220 kV 2,0 MMUSD

Sobre costo S/E 1,1 Factor



Figura 5: Optimización de conexión en doble circuito.

Figura 6: Optimización de conexión en simple circuito

G1

G2

G3

Condición ACircuito doble,

soluciones independientes

Condición BSolución Optimización seccionamientos TxT

G1

G2

G3

Peor condición desvío paralelo

SE 1

SE 2

SE 3

SE

G1

G2

G3

Condición ACircuito simple,

soluciones independientes

Condición BSolución Optimización seccionamientos TxT

G1

G2

G3

Peor condición desvío paralelo

SE 1

SE 2

SE 3

SE



En términos prácticos, se debe identificar la distancia máxima de desvío de líneas de transmisión, donde los costos de inversión en líneas serían superiores a los costos de construir una nueva subestación.

𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿 ∙ 𝐿𝐿 < 𝐶𝐶𝑆𝑆𝑆𝑆 Considerando los costos unitarios de inversión en transmisión estimados en la Tabla 4, se obtienen las distancias máximas de línea de transmisión donde es indiferente invertir en línea de transmisión o en nuevas subestaciones. Tabla 5: Longitud de indiferencia entre costos de inversión de línea o subestación para simple o doble circuito.

Tipo circuito N Paños Costo S/E Desvío línea transmisión equivalente Costo desvío línea

- (MUSD) (km) (MUSD) Circuito simple 2 4400 17.6 4400 Circuito Doble 4 8800 35.2 8800

Considerando los resultados anteriores, se estima que las nuevas subestaciones seccionadoras podrían localizarse de la siguiente manera:

Simple circuito, cada 35 kilómetros aproximadamente. Doble circuito, cada 70 kilómetros aproximadamente.

Lo anterior, permite en primera instancia discretizar el problema de optimización, considerando un universo finito de alternativas de conexión, que luego serán evaluadas en términos de la optimización de la operación. Cabe destacar que definiendo dichas distancias entre subestaciones, en el peor de los casos el desvío de línea es indiferente para los proyectos de generación en caso que se ubique justo en la mitad del trazado entre 2 subestaciones, sin embargo, lo anterior es muy poco probable y los nuevos proyectos estarían ubicados a distancias menores a las de indiferencia. Por otra parte, posibles errores de estimación en el costo unitario de línea no fueron considerados, asumiendo que se consideró una condición de trazado paralelo para llegada a una subestación, cuando dicho trazado podría ser de menor distancia, lo que disminuiría los costos unitarios de inversión en transmisión, y compensaría posibles sobrecostos por trazados que podrían ser más costosos. Por otra parte, y con el fin de no restringir demasiado las localizaciones factibles de seccionamientos, en vez de definir puntos de seccionamiento, se definen zonas de referencia para la ubicación de dichos seccionamientos, tomando las longitudes de indiferencia determinadas, y un radio de 10 kilómetros medido desde ese punto a lo largo de las líneas.



Considerando que el actual tramo troncal 220 kV Crucero – Lagunas, dejó de ser un doble circuito al momento en que María Elena seccionó la Línea 1x220 kV Crucero – Lagunas 2, se dispone de dos posibles tramos a seccionar:

Seccionamiento de Línea 1x220 kV María Elena – Lagunas. Seccionamiento de Línea 1x220 kV Crucero – Lagunas 1.

Según los supuestos de localización de los seccionamientos utilizados, correspondería seccionar circuitos simples, donde las zonas de localización de seccionamientos factibles serían:

i. Referencia 1 a 35 km de S/E Lagunas, zona entre 25 y 45 km de Lagunas (Radio 10 km). ii. Referencia 2 a 70 km de S/E Lagunas, zona entre 60 y 80 km de Lagunas (Radio 10 km).

Considerando que el proyecto solar Huatacondo se encuentra a 44 km de S/E Lagunas, su ubicación coincide con el área 1 de referencia para localización de seccionamientos, lo que haría factible evaluar el punto específico sobre el cual se consulta. El área 2 se descarta por simple inspección considerando la localización del proyecto solar Huatacondo. 3.2.2 Eje B: Factibilidad de la zona de referencia para la conexión La ubicación geográfica de la subestación seccionadora del proyecto parque fotovoltaico Huatacondo, según lo informado en su Declaración de Impacto Ambiental (DIA), corresponde a lo indicado en la Sección 2.2. De acuerdo a lo presentado en Figura 7 y Figura 8, esta subestación seccionadora se ubica sobre concesiones de exploración minera constituidas y en trámite por distintos titulares, según la información publicada por el Sernageomin. Se debe destacar, que si bien existen concesiones que podrían complicar la definición de nuevos trazados de línea o conexión a una futura subestación seccionadora del tramo Crucero – Lagunas en la localización del proyecto Huatacondo, dichas concesiones corresponden en su mayoría a terrenos con concesiones mineras de exploración que aún no han sido constituidas como concesiones de explotación, y por ende en su mayoría sin servidumbre minera. En base a lo anterior, la zona de referencia factible para seccionamiento indicada en la Sección 3.2.1 (entre 25 y 45 km de Lagunas), no presentaría grandes limitaciones territoriales, en lo que se refiere a definición de nuevos trazados de línea o construcción de una nueva subestación seccionadora. Asimismo, se debe destacar, que al tratarse del seccionamiento de un tramo troncal, el propietario del proyecto debe garantizar el acceso abierto a dicha subestación en caso que se materialice dicho proyecto y el seccionamiento del tramo Crucero – Lagunas, por lo que si bien la localización de la subestación sería factible por encontrarse dentro de la zona de referencia definida, el propietario de este proyecto debe garantizar al menos técnicamente la posibilidad de conexión de



otros proyectos, en lo que se refiere a acceso a la subestación, esto es, contar con espacios disponibles para conexión y entrada de nuevas líneas a la subestación, así como con la posibilidad de ampliar las barras y salas de control de la S/E para conexión de proyectos futuros.

Figura 7: Proyecto Huatacondo en tramo troncal Crucero - Lagunas. Imagen Concesiones Serneageomin

Figura 8: Localización Proyecto Huatacondo. Imagen Ampliada Concesiones Serneageomin

SE Seccionadora

LT Crucero-Lagunas

LT M.Elena-Lagunas

LT a PV Huatacondo

PV Huatacondo

Concesión de Explotación

Concesión de Exploración

SQMIQUIQUE 1/78

JOSE MIGUEL 126

JOSE MIGUEL131

BELEN 5

BELEN 2

SQM

SQM

BELEN 3

BELEN 4 y 6

BELEN 1



3.2.3 Eje C: Evaluación de costos de inversión en transmisión proyectos aledaños Con el fin de identificar posibles desarrollos de generación aledaños al proyecto Huatacondo, en la Figura 9 se presenta la localización de los proyectos que se encuentran con DIA Aprobada y se identifican las distancias entre dichos desarrollos, el proyecto Huatacondo y la subestación Lagunas.

Figura 9: Polos de generación aledaños a Huatacondo en tramo Crucero - Lagunas

En cuanto a localización, el único proyecto que pudiese verse afectado por la definición de zonas de referencia para seccionamientos en el sistema troncal, es el proyecto PFV Lagunas de 30 MW. En cuanto a costos de conexión, sólo desde el punto de vista de costos de inversión en transmisión sería más económica su conexión a S/E Lagunas que seccionar la línea Crucero – Lagunas, considerando que sólo son 9 km de línea de diferencia entre una conexión directa al troncal y una con seccionamiento (Costo Adicional Línea 2,5 MMUSD aproximadamente, Costo Nueva S/E 4,4 MMUSD aproximadamente seccionando 1 circuito).



Para el proyecto PFV Lagunas, si su evaluación original consideraba sólo la línea de llegada al sistema troncal (y no el costo de subestación), en términos de distancia su trazado debiese modificarse en aproximadamente 10 kilómetros. Con el fin de verificar que posibles modificaciones en el trazado no signifiquen un impacto no acotado en los costos se realizará una estimación de dicho impacto considerando los siguientes costos unitarios de inversión:

Tabla 6: Costos unitarios de inversión planta fotovoltaica

Costo unitario inversión línea transmisión 0,25 MMUSD/km

Costo unitario parque fotovoltaico 2,3 MMUSD/MW

Factor de Planta 33 %

Tasa descuento 10 %

Periodo Inversión 40 Años

A partir de los datos estimados presentados en la Tabla 6, se obtienen costos estimados de inversión y desarrollo de parques fotovoltaicos para distintos niveles de generación y distancia de líneas de transmisión, presentados en Tabla 7, Tabla 8 y Tabla 9. Si bien dicha aproximación no considera posibles no linealidades en la escala de proyectos, permite estimar de buena manera el impacto que puede significar en la inversión total, la modificación de algún trazado de línea de transmisión.

Tabla 7: Costos estimados de inversión Planta Fotovoltaica, por nivel de generación y distancia línea de transmisión.

Costos Inversión Transmisión, Generación e Inversión Total (MMUSD)

Potencia (MW) Costo Gx (MMUSD) Distancia (km) 5 10 20 25 30 35 40

Costo Tx (MMUSD) $3,25 $4,50 $7,00 $8,25 $9,50 $10,75 $12,00 5 $11,5 - $14,75 $16,00 $18,50 $19,75 $21,00 $22,25 $23,50

10 $23,0 - $26,25 $27,50 $30,00 $31,25 $32,50 $33,75 $35,00 20 $46,0 - $49,25 $50,50 $53,00 $54,25 $55,50 $56,75 $58,00 30 $69,0 - $72,25 $73,50 $76,00 $77,25 $78,50 $79,75 $81,00 40 $92,0 - $95,25 $96,50 $99,00 $100,25 $101,50 $102,75 $104,00 60 $138,0 - $141,25 $142,50 $145,00 $146,25 $147,50 $148,75 $150,00 80 $184,0 - $187,25 $188,50 $191,00 $192,25 $193,50 $194,75 $196,00

100 $230,0 - $233,25 $234,50 $237,00 $238,25 $239,50 $240,75 $242,00 150 $345,0 - $348,25 $349,50 $352,00 $353,25 $354,50 $355,75 $357,00

De los resultados obtenidos, se puede observar que para un proyecto fotovoltaico de 30 MW, una modificación de 10 kilómetros en el trazado no debiese significar un aumento en costos de inversión o costos de desarrollo superior al 3,5%. En cuanto a los costos de inversión en transmisión para proyectos de esta escala, dichos costos estarían en el orden de un 10% respecto de la inversión en generación, y con 10 kilómetros adicionales de trazado de línea dichos costos no superarían el 13% respecto a los costos de inversión en generación. Lo anterior, permite concluir que el ordenamiento a nivel de definición de zonas de seccionamiento para el troncal no sólo ayuda a reducir los costos totales de inversión y operación,



sino que también no estaría generando una barrera de entrada para nuevos desarrollos de generación, manteniendo en márgenes acotados el impacto de los costos de transmisión sobre los costos totales de inversión (generación-transmisión) de dichos proyectos. Tabla 8: Costos estimados de desarrollo Planta Fotovoltaica, por nivel de generación y distancia línea de transmisión.

Costos Inversión Transmisión, Generación (MMUSD) y Costos Desarrollo Aproximados (USD/MWh)


Costo Tx (MMUSD) $3.25 $4.50 $7.00 $8.25 $9.50 $10.75 $12.00 5 $11,50 - $104,51 $113,35 $131,04 $139,88 $148,73 $157,57 $166,41

10 $23,00 - $92,94 $97,36 $106,20 $110,62 $115,04 $119,47 $123,89 20 $46,00 - $87,15 $89,36 $93,78 $95,99 $98,20 $100,41 $102,62 30 $69,00 - $85,22 $86,69 $89,64 $91,11 $92,59 $94,06 $95,54 40 $92,00 - $84,25 $85,36 $87,57 $88,68 $89,78 $90,89 $91,99 60 $138,00 - $83,29 $84,03 $85,50 $86,24 $86,97 $87,71 $88,45 80 $184,00 - $82,81 $83,36 $84,47 $85,02 $85,57 $86,12 $86,68

100 $230,00 - $82,52 $82,96 $83,84 $84,29 $84,73 $85,17 $85,61 150 $345,00 - $82,13 $82,43 $83,02 $83,31 $83,61 $83,90 $84,20

Tabla 9: Costos estimados de inversión en Transmisión sobre Costo de inversión en generación Planta Fotovoltaica,

por nivel de generación y distancia línea de transmisión.

Costos Inversión Transmisión/ Costo Inversión Generación


Costo Tx (MMUSD) $3.25 $4.50 $7.00 $8.25 $9.50 $10.75 $12.00 5 $11,5 - 22,0% 28,1% 37,8% 51,6% 51,4% 54,4% 51,1%

10 $23,0 - 12,4% 16,4% 23,3% 30,0% 31,7% 34,4% 34,3% 20 $46,0 - 6,6% 8,9% 13,2% 16,3% 17,9% 19,8% 20,7% 30 $69,0 - 4,5% 6,1% 9,2% 11,2% 12,5% 13,9% 14,8% 40 $92,0 - 3,4% 4,7% 7,1% 8,5% 9,6% 10,7% 11,5% 60 $138,0 - 2,3% 3,2% 4,8% 5,8% 6,6% 7,4% 8,0% 80 $184,0 - 1,7% 2,4% 3,7% 4,4% 5,0% 5,6% 6,1%

100 $230,0 - 1,4% 1,9% 3,0% 3,5% 4,0% 4,5% 5,0% 150 $345,0 - 0,9% 1,3% 2,0% 2,4% 2,7% 3,0% 3,4%

3.2.4 Resumen alternativas factibles de conexión a evaluar De acuerdo a los análisis presentados, se identifican las siguientes alternativas factibles para evaluar la conexión del proyecto Huatacondo en el sistema de transmisión troncal.

i. Alternativa A: Conexión en Línea 1x220 kV María Elena – Lagunas, seccionamiento simple a 44 km de S/E Lagunas (Circuito 2).

ii. Alternativa B: Conexión en Línea 1x220 kV Crucero – Lagunas 1, seccionamiento simple a 44 km de S/E Lagunas (Circuito 1).

iii. Alternativa C: Conexión en ambas Líneas 1x220 kV Crucero – Lagunas 1 y 1x220 kV María Elena - Lagunas, seccionamiento doble a 44 km de S/E Lagunas (Circuitos 1 y 2).

iv. Alternativa D: Conexión en S/E Lagunas (Lagunas).



3.3 Identificación de restricciones de transmisión para la optimización de la operación (Eje D) Este punto tiene como objetivo identificar posibles restricciones de transmisión necesarias para mantener los estándares para la operación segura del sistema eléctrico definidos en la NTSyCS, esto es, para el uso seguro de la red de transmisión en cada uno de los posibles escenarios de conexión factibles para el proyecto Huatacondo. El análisis para identificar las restricciones, se basa en realizar estudios eléctricos estáticos de flujo de potencia, supervisando el cumplimiento del criterio de seguridad N-1. Como antecedente adicional, se utilizó la información enviada por Austrian Solar al CDEC-SING, referente al “Estudio de Factibilidad de Conexión para la Central Fotovoltaica Huatacondo” (Sección 2.3), donde se evalúan las mismas 4 alternativas de conexión factibles presentadas en la Sección 3.2.4. Un resumen de los resultados de este estudio se presentan en la Figura 10. Los casos evaluados son los siguientes: BASE: Seccionamiento simple Línea 1x220 kV María Elena-Lagunas (Circuito 2) ALT1: Seccionamiento doble Tramo Crucero – Lagunas (Circuitos 1 y 2) ALT2: Seccionamiento simple Línea 1x220 kV Crucero-Lagunas 1 (Circuito 1) ALT3: Conexión Huatacondo en S/E Lagunas.

Las principales conclusiones de este estudio son: ALT1: No es factible el doble seccionamiento por no cumplimiento del criterio N-1 en

condiciones de operación de alta demanda en zona norte, indisponibilidad de la CTTAR, y generación ERNC conectada en Crucero – Lagunas despachada al máximo. Sobrecargas alcanzarían un 20% post-contingencia.

BASE: Seccionamiento de línea Crucero - María Elena sería factible, pero limitando la generación de Huatacondo a 50 MW o con mecanismos de EDAG por contingencia específica. Escenario de despacho crítico sería idéntico al anterior.

ALT2: Seccionamiento de línea Crucero - Lagunas sería factible pero limitando la generación de Huatacondo a 70 MW o con mecanismos de EDAG por contingencia específica. Escenario de despacho crítico sería idéntico al anterior, y limitaciones serían para cumplimiento de criterio N-1.

ALT3: Conexión en Lagunas sería beneficiosa pero de alto costo de inversión en transmisión. Escenario de despacho crítico sería idéntico al anterior.

3.3.1 Observaciones CDEC a estudio enviado por Austrian Solar Los análisis realizados por este CDEC coinciden con los resultados entregados en el estudio de Austrian Solar para el escenario de operación que consideran, sin embargo, se tienen las siguientes observaciones respecto al escenario de operación crítico considerado: Observación 1: Si bien la indisponibilidad de la unidad CTTAR corresponde a un escenario

factible, la generación máxima de las centrales ERNC solar PV, no coincide



cronológicamente con la demanda máxima de la zona norte, por lo que el uso real del tramo Crucero – Lagunas para este escenario de demanda máxima e indisponibilidad de la CTTAR se vería atenuado por no coincidir con la máxima generación de María Elena, Quillagua y Huatacondo.

Observación 2:

Considerando que el 50% de la demanda de la zona norte es de consumos regulados con factor de planta de un 67%, la indisponibilidad de la CTTAR no afectaría considerablemente el uso del tramo Crucero – Lagunas durante todo el día, considerando que además durante las horas de demanda media estarían generando las centrales ERNC de la zona norte en construcción, entre ellas, Arica Solar 1 y 2, PAS 1 y 2, La Huayca 1 y 2, y la central Chapiquiña, todas ellas por una capacidad instalada de 100 MW aproximadamente. En base a lo anterior, el escenario crítico presentado sólo podría darse durante 3 horas diarias y sólo con indisponibilidad de la CTTAR por desconexión forzada o mantenimiento. Considerando indisponibilidad de la CTTAR de un 10%, se estima activación de las restricciones identificadas sólo un 1,25% del tiempo durante el año 2016. En términos de sobrecostos de operación, dichas restricciones podrían no ser del todo significativas.

Observación 3:

Durante el año 2017, se espera la puesta en servicio de las actuales líneas en construcción Encuentro – Lagunas 1 y 2, las cuales permitirían relajar más aún la restricción anteriormente identificada, ya que se produciría una mejora en la distribución de flujos a través de las líneas hacia la zona norte en el escenario crítico anteriormente identificado, principalmente para las alternativas 2 y Base.

Observación 4:

Si bien las restricciones identificadas se darían en un porcentaje de tiempo corto durante el año 2016, estas debiesen evaluarse en términos de los sobrecostos de operación por dichas restricciones.

Observación 5:

Si bien, inicialmente podría verse como crítica sólo la restricción anteriormente mencionada, los análisis realizados por este CDEC indican que existirían otras restricciones que podrían ser más críticas que la identificada por Austrian Solar, y serían las siguientes:

o Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi: Máxima generación en la zona norte del SING, más aún con nuevos proyectos de generación ERNC en construcción en la zona y demanda media en la zona norte. Para todos los escenarios evaluados, ALT1, ALT2, ALT3 y BASE, acentuándose en la ALT3 conexión en Lagunas.

o Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi: Máxima demanda en la zona norte del SING, e indisponibilidad de la CTTAR, mismo escenario crítico identificado en estudio de Austrian Solar.



o Restricción de generación PV Huatacondo: Principalmente en conexión en circuito 2 (BASE), y escenario de máxima generación de Quillagua, María Elena y Huatacondo. Desconexión tramo Huatacondo – Lagunas, sobrecarga María Elena - Crucero en un 23% al año 2016 y hasta un 50% al año 2017.

Figura 10: Principales resultados estudio enviado por Austrian Solar

En base a lo anterior, y para complementar los análisis enviados en el estudio de Austrian Solar, se identificaron las restricciones adicionales mencionadas anteriormente con el fin de evaluarlas en términos de los costos de operación (optimización de la operación). Estas nuevas restricciones son identificadas para cada una de las alternativas de conexión factibles a evaluar, y para todos los años del horizonte de planificación. 3.3.2 Restricciones por criterio N-1, Alternativa A (María Elena - Lagunas) En la Figura 11 y Figura 12 se presenta un esquema de esta primera alternativa de conexión para la central Huatacondo, esto es mediante el seccionamiento de la línea 1x220 kV María Elena - Lagunas. Específicamente, se presenta la topología del sistema para los años 2016 y 2017



respectivamente, donde la transición más relevante en cuanto a topología corresponde a la puesta en servicio de la nueva línea Encuentro – Lagunas 1 y 2 el año 2017.

Figura 11: Conexión Alternativa A. Año 2016.

De acuerdo a los análisis de flujos de potencia realizados, y a las observaciones indicadas en la Sección 3.3.1, se identificaron restricciones de transmisión asociadas al cumplimiento del criterio de seguridad N-1. Cabe destacar que para efectos de planificación de largo plazo, no se considera la utilización de esquemas de desconexión automática de generación (EDAG) por contingencia específica, por lo que las restricciones quedarán explícitas en términos de limitaciones de operación (con sus respectivos sobrecostos de operación). Se identificaron las siguientes restricciones de transmisión: 1. Restricción de transmisión tramo Crucero – Lagunas: Identificada para máxima demanda en

la zona norte del SING, considerando indisponibilidad de la Central Térmica Tarapacá (CTTAR). En esta condición, se identifica un aumento considerable en los flujos desde S/E Crucero hacia S/E Lagunas, haciéndose crítica la contingencia en línea 1x220 kV Crucero – Lagunas 1

2. Restricción de generación PV Huatacondo y otras ERNC en el tramo: Asociada a un escenario

de máxima generación de centrales PV Quillagua, María Elena y Huatacondo, ubicadas en el tramo Maria Elena-Lagunas. La restricción de generación se acentúa en esta alternativa de conexión por encontrarse todas las centrales mencionadas en un mismo tramo. Las contingencias críticas son: Falla Línea 1x220 kV Huatacondo – Lagunas y Falla Línea 1x220 kV Crucero - María Elena.

Tarapacá


Collahuasi

Quillagua

María Elena

Huatacondo

G

G

G

Encuentro

Crucero

G

181 MW

23 MW27 MW 98 MW

68 MW

44 km

16 km

10 km157 km

55 km67 km

7 km

1 km

118 km56 km

Año 2016-Alternativa-A

Resto del SING

A Pozo Almonte

A Iquique y Arica

2 km



3. Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi: Máxima demanda en la zona norte

del SING, e indisponibilidad de la CTTAR. En esta condición, se identifica un aumento considerable en los flujos desde S/E Encuentro hacia S/E Collahuasi. La contingencia crítica corresponde a una Falla en Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 2.

4. Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi: Máxima generación en la zona norte

del SING, considerando los nuevos proyectos de generación ERNC en construcción y demanda media en la zona norte. la contingencia crítica corresponde a una Falla en Línea 220 kV Lagunas – Collahuasi 1 o 2.

Con el fin de evaluar el efecto que dichas restricciones de transmisión significan sobre la operación económica del SING, estas serán representadas a través de restricciones lineales basadas en cómo se genera la redistribución de flujos a través de las líneas de transmisión al momento de ocurrir una contingencia. Si bien, las distribuciones generales de flujos en su mayoría son no lineales y dependen del despacho de generación, cuando se trata de líneas con alto paralelismo los factores de distribución pre y post-contingencia prácticamente no se alteran al cambiar las condiciones de despacho. En base a lo anterior, las relaciones lineales que permiten modelar las restricciones de transmisión por criterio N-1 -para las 4 condiciones anteriormente mencionadas- son las siguientes: Año 2016:

1. Restricción de transmisión tramo Crucero – Lagunas:

𝐹𝐹𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 + 0.5 𝐹𝐹𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 1 < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿

𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 = 183 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀]

2. Restricción de generación PV Huatacondo y otras ERNC en el tramo:

�𝐺𝐺𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 + 𝐺𝐺𝑀𝑀𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 𝑆𝑆𝐸𝐸𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 + 𝐺𝐺𝑄𝑄𝑢𝑢𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢 1,2 < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 1 𝑢𝑢 2

𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 1 𝑢𝑢 2 = 183 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀]

3. Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi:

𝐹𝐹𝑆𝑆𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 1 + 0.45 𝐹𝐹𝑆𝑆𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 2 < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝑆𝑆𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 1

𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝑆𝑆𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 1 = 133 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀]



4. Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi:

𝐹𝐹𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 1 + 0.66 𝐹𝐹𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 2 < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 1

𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 1 = 109 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀]

Figura 12: Conexión Alternativa A. Año 2017.

Debido a la entrada de las nuevas líneas Encuentro – Lagunas 1 y 2 durante el año 2017, la distribución de flujos cambia y por ende varían algunas restricciones, principalmente las asociadas al tramo de transmisión Crucero – Lagunas (Restricción 1) y la del tramo Encuentro – Collahuasi (Restricción 3). Año 2017:


𝐹𝐹𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 + 𝟎𝟎.𝟐𝟐𝟐𝟐 𝐹𝐹𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 1 < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿

𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 = 183 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀] 2. Restricción de generación PV Huatacondo y otras ERNC en el tramo:

�𝐺𝐺𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 + 𝐺𝐺𝑀𝑀𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 𝑆𝑆𝐸𝐸𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 + 𝐺𝐺𝑄𝑄𝑢𝑢𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢 1,2,3 < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 1 𝑢𝑢 2

𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 1 𝑢𝑢 2 = 183 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀]

Tarapacá


Collahuasi

Quillagua

María Elena

Huatacondo

G

G

G

Encuentro

Crucero

G

181 MW

23 MW27 MW50 MW

98 MW

68 MW

44 km

16 km

10 km157 km

55 km67 km

7 km

1 km

118 km56 km

Resto del SING

A Pozo Almonte

A Iquique y Arica

2 km

Año 2017-Alternativa-A



3. Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi:

𝐹𝐹𝑆𝑆𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 1 + 𝟎𝟎.𝟑𝟑𝟑𝟑 𝐹𝐹𝑆𝑆𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 2 < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝑆𝑆𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 1

𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝑆𝑆𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 1 = 133 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀]

4. Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi:

𝐹𝐹𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 1 + 𝟎𝟎.𝟐𝟐𝟓𝟓 𝐹𝐹𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 2 < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 1

𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 −𝐶𝐶𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢 ℎ𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢 1 = 109 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀] A partir de los resultados de las simulaciones de la operación -realizadas considerando las restricciones de transmisión indicadas-, se construyeron gráficos que permiten evaluar la activación de las limitaciones mencionadas, dichos gráficos de resultado se presentan en la Figura 13 y permiten verificar en qué medida se presentarían congestiones en el sistema de transmisión para esta alternativa de conexión. (Alternativa A): Se observa, a diferencia de lo evaluado por Austrian Solar en sus estudios realizados, que la principal limitación de la conexión de Huatacondo en el circuito 2 no estaría asociada a la restricción 1 sobre el tramo Crucero – Lagunas ante fallas en el circuito 1 Crucero – Lagunas, sino más bien a la restricción 2. En términos prácticos, es mucho más crítica la restricción de generación sobre los parques fotovoltaicos conectados al tramo María Elena - Lagunas, en la medida que se generen contingencias en los tramos Crucero - María Elena o Huatacondo – Lagunas (Inyectan cerca de 220 MW en línea de 183 MVA). Se aprecia que la restricción 1 es más improbable que se active debido a lo indicado en la Sección 3.3.1, pues la máxima demanda de la zona norte y la máxima generación ERNC no son coincidentes. Ante la indisponibilidad de la CTTAR, y frente a escenarios de máxima generación ERNC, bajarían considerablemente los flujos del el centro hacia el norte del SING, debido principalmente a la demanda media de clientes regulados (Factor Planta 67%) y a la generación ERNC instalada y en construcción en Pozo Almonte y Arica (100 MW máximos). En lo que se refiere a la activación de la restricción 3 Encuentro – Collahuasi, ésta en general se activa en horas de punta de demanda de la zona norte e indisponibilidad de la CTTAR, pero para dicha restricción de transmisión es irrelevante la conexión de Huatacondo, ya que esta restricción fue prevista en el pasado y fue el motivo por el cual se produjo la recomendación y construcción del segundo circuito de la línea Encuentro – Lagunas. Cabe destacar que la puesta en servicio de las Líneas 220 kV Encuentro – Lagunas 1 y 2 relajaría considerablemente las restricciones 1 y 3 por mejoras en la distribución de flujos hacia la zona norte entre los tramos Crucero – Lagunas y Encuentro – Collahuasi.



Figura 13: Resultados evaluación de restricciones, alternativa de conexión A, simulación de la operación

2017 2018 2019 2020 2021 20220

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)

R1-Crucero-Lagunas (Huatacondo C2)

sample1sample2sample3Límite N-1

2017 2018 2019 2020 2021 20220

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)

R2-GMaxima Cru-Lag (Huatacondo C2)


2017 2018 2019 2020 2021 20220

20

40

60

80

100

120

140

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)

R3-Encuentro-Collahuasi


2017 2018 2019 2020 2021 2022-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)

R4-Lagunas-Collahuasi




Figura 14: Curvas duración, activación restricción 2, alternativa de conexión A, circuito 2.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =52

máximo=183

mínimo =0

2016Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

R2-GMaxima Cru-Lag (Huatacondo C2)(MW)

media =77

máximo=183

mínimo =0

2017Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =78

máximo=183

mínimo =0

2018Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =79

máximo=183

mínimo =0

2019Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =78

máximo=183

mínimo =0

2020Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[%]Fl

ujo

N-1

(MW

)

media =78

máximo=183

mínimo =0

2021Límite N-1



3.3.3 Restricciones por criterio N-1, Alternativa B (Crucero - Lagunas) En Figura 15 y Figura 16 se presentan esquemas de esta alternativa de conexión para la central Huatacondo, esto es mediante seccionamiento de la línea Crucero - Lagunas (circuito 1). Específicamente, se presenta la topología del sistema para los años 2016 y 2017 respectivamente, donde la transición más relevante en cuanto a topología de dicha zona, corresponde a la puesta en servicio de la nuevas líneas 2x220 kV Encuentro – Lagunas el año 2017.

Figura 15: Conexión Alternativa B. Año 2016.

Para esta alternativa de conexión se identifican las mismas restricciones que las identificadas para la alternativa A (Sección 3.3.2), sin embargo, hay ciertas diferencias en términos de la o las contingencias críticas y los factores de distribución usados en las restricciones lineales: 1. Restricción de transmisión tramo Crucero – Lagunas: Identificada para máxima demanda en

la zona norte del SING, considerando indisponibilidad de la Central Térmica Tarapacá (CTTAR). En dicha condición, se identifica un aumento considerable en los flujos desde S/E Crucero hacia S/E Lagunas, haciéndose crítica la contingencia correspondiente a una Falla en Línea 220 kV María Elena – Lagunas.

2. Restricción de generación ERNC Crucero – Lagunas 2: Asociada a un escenario de máxima

generación de centrales PV Quillagua y María Elena (ya no se considera Huatacondo), ubicadas en el tramo Crucero-Lagunas. Se atenúa en esta alternativa de conexión por encontrarse las centrales mencionadas en distintos circuitos. Las contingencias críticas corresponden a Falla en Línea 220 kV Huatacondo – Lagunas y Falla en Línea 220 kV Crucero - María Elena.

3. Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi: Máxima demanda en la zona norte

del SING, e indisponibilidad de la CTTAR. En esta condición se identifica un aumento

Tarapacá


Collahuasi

Quillagua

María Elena

Huatacondo

G

G

G

Encuentro

Crucero

G

181 MW

23 MW27 MW 98 MW

68 MW

16 km28 km

10 km

129 km

99 km67 km

7 km

1 km

118 km56 km

Resto del SING

A Pozo Almonte

A Iquique y Arica

2 km

Año 2016-Alternativa-B



considerable en los flujos desde S/E Encuentro hacia S/E Collahuasi. La contingencia crítica corresponde a una Falla en Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi 2.

4. Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi: Máxima generación en la zona norte

del SING, más aún considerando nuevos proyectos de generación ERNC en construcción en la zona y demanda media en la zona norte. La contingencia crítica corresponde a una Falla en Línea 220 kV Lagunas – Collahuasi 1 o 2.

Al igual que lo indicado en la Sección 3.3.2, las restricciones lineales que permiten modelar las limitaciones de transmisión por criterio N-1 son las siguientes: Año 2016:


𝐹𝐹𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻1) + 0.5 𝐹𝐹𝑀𝑀𝑢𝑢𝑢𝑢 í𝑢𝑢 𝑆𝑆𝐸𝐸𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻2) < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻1) 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻1) = 183 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀]

2. Restricción de generación ERNC Crucero – Lagunas 2:

�𝐺𝐺𝑀𝑀𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 𝑆𝑆𝐸𝐸𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 + 𝐺𝐺𝑄𝑄𝑢𝑢𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢 1,2 < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 1 𝑢𝑢 2 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 1 𝑢𝑢 2 = 183 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀]

3. Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi: Ídem Alt. A (2016) 4. Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi: Ídem Alt. A (2016)

Figura 16: Conexión Alternativa B. Año 2017.

Tarapacá


Collahuasi

Quillagua

María Elena

Huatacondo

G

G

G

Encuentro

Crucero

G

181 MW

23 MW27 MW50 MW

98 MW

68 MW

16 km28 km

10 km

129 km

67 km7 km

1 km

118 km56 km

Resto del SING

A Pozo Almonte

A Iquique y Arica

2 km

99 km

Año 2017-Alternativa-B



Al igual que lo indicado en la Sección 3.3.2 la entrada de la nueva línea 2x220 kV Encuentro – Lagunas durante el año 2017, cambia la distribución de flujos hacia la zona norte y por ende varían algunas restricciones, principalmente las asociadas al tramo de transmisión Crucero – Lagunas (Restricción 1) y la del tramo Encuentro – Collahuasi (Restricción 3). Año 2017:

1. Restricción de transmisión tramo Crucero – Lagunas: 𝐹𝐹𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻1) + 𝟎𝟎.𝟐𝟐𝟐𝟐 𝐹𝐹𝑀𝑀𝑢𝑢𝑢𝑢 í𝑢𝑢 𝑆𝑆𝐸𝐸𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻2) < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻1)

𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻1) = 183 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀]

2. Restricción de generación ERNC Crucero – Lagunas 2:

�𝐺𝐺𝑀𝑀𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢 𝑆𝑆𝐸𝐸𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 + 𝐺𝐺𝑄𝑄𝑢𝑢𝑢𝑢𝐸𝐸𝐸𝐸𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢 1,2,3 < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 1 𝑢𝑢 2 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 1 𝑢𝑢 2 = 183 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀]

3. Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi: Ídem Alt. A (2017) 4. Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi: Ídem Alt. A (2017)

A partir de los resultados de las simulaciones de la operación realizadas considerando las restricciones de transmisión indicadas, se construyeron gráficos que permiten evaluar la activación de las limitaciones mencionadas, dichos gráficos de resultado se presentan en la Figura 17 y permiten verificar en qué medida se presentarían congestiones en el sistema de transmisión para esta alternativa de conexión. (Alternativa B). Se observa que la restricción 2 -que era crítica para la alternativa de conexión en el circuito 2- deja de serlo al momento de evaluar la conexión en el circuito 1, ya que se genera un balance en la generación inyectada en ambos circuitos. En lo que se refiere a las restricciones 1, 3 y 4, las conclusiones son idénticas a las presentadas en la Sección 3.3.2 para la evaluación de la alternativa A, y dichas limitaciones no se activan en gran medida tal como se puede observar en la Figura 18 y Figura 19. Finalmente, de los resultados obtenidos se puede observar que esta alternativa de conexión es mucho menos restrictiva que las anteriores.



Figura 17: Resultados evaluación de restricciones, alternativa de conexión B, simulación de la operación.

2017 2018 2019 2020 2021 20220

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)

R1-Crucero-Lagunas (Huatacondo C1)


2017 2018 2019 2020 2021 20220

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)

R2-GMaxima Cru-Lag (Huatacondo C1)


2017 2018 2019 2020 2021 20220

20

40

60

80

100

120

140

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)



2017 2018 2019 2020 2021 2022-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)





Figura 18: Curvas duración, activación restricción 3, alternativa de conexión B, circuito 1.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =74

máximo=133

mínimo =0

2016Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

R3-Encuentro-Collahuasi(MW)

media =61

máximo=133

mínimo =31

2017Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =62

máximo=110

mínimo =34

2018Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =48

máximo=108

mínimo =0

2019Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =81

máximo=123

mínimo =46

2020Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

t[%]Fl

ujo

N-1

(MW

)

media =95

máximo=133

mínimo =64

2021Límite N-1



Figura 19: Curvas duración, activación restricción 4, alternativa de conexión B, circuito 1.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =67

máximo=109

mínimo =0

2016Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[%]Fl

ujo

N-1

(MW

)

R4-Lagunas-Collahuasi(MW)

media =76

máximo=107

mínimo =2

2017Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =75

máximo=107

mínimo =33

2018Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =56

máximo=106

mínimo =0

2019Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =51

máximo=82

mínimo =0

2020Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =20

máximo=55

mínimo =-29

2021Límite N-1



3.3.4 Restricciones por criterio N-1, Alternativa C (ambas líneas) En Figura 20 y Figura 21 se presenta un esquema de ésta alternativa de conexión para la central Huatacondo, esto es mediante el seccionamiento doble del tramo Crucero – Lagunas (Conexión a circuitos 1 y 2). Específicamente, se presenta la topología del sistema para los años 2016 y 2017 respectivamente, donde la transición más relevante en cuanto a topología de dicha zona, corresponde a la puesta en servicio de la nuevas línea 2x220 kV Encuentro – Lagunas el año 2017.

Figura 20: Conexión Alternativa C. Año 2016.

Para esta alternativa de conexión, se identifican las mismas restricciones que las presentadas para las alternativas A y B (secciones 3.3.2 y 3.3.3), sin embargo, hay ciertas diferencias en términos de la o las contingencias críticas y los factores de distribución usados en las restricciones lineales: 1. Restricción de transmisión tramo Crucero – Lagunas: Identificada para máxima demanda en

la zona norte del SING, considerando indisponibilidad de la Central Térmica Tarapacá (CTTAR). En dicha condición, se identifica un aumento considerable en los flujos desde S/E Crucero hacia S/E Lagunas, haciéndose crítica la contingencia correspondiente a una Falla en Línea 220 kV Huatacondo – Lagunas, circuito 2.


generación de centrales PV Quillagua y María Elena, ubicadas en el tramo Crucero-Lagunas. Se atenúa en esta alternativa de conexión por encontrarse las centrales mencionadas en distintos circuitos, y Huatacondo seccionar ambos circuitos. La contingencia crítica en este escenario corresponde a una Falla en Línea 220 kV Crucero - María Elena.

Tarapacá


Collahuasi

Quillagua

María Elena

Huatacondo

G

G

G

Encuentro

Crucero

G

181 MW

23 MW27 MW 98 MW

68 MW

44 km

16 km28 km

10 km

129 km

55 km67 km

7 km

1 km

118 km56 km

Resto del SING

A Pozo Almonte

A Iquique y Arica

2 km

Año 2016-Alternativa-C



3. Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi: Ídem Alternativas A y B 4. Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi: Ídem Alternativas A y B

Al igual que lo indicado en las secciones 3.3.2 y 3.3.3, las restricciones lineales que permiten modelar las limitaciones de transmisión por criterio N-1 son las siguientes: Año 2016:

1. Restricción de transmisión tramo Crucero – Lagunas: 𝐹𝐹𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻1) + 𝟎𝟎.𝟓𝟓𝟐𝟐 𝐹𝐹𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻2) < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻1)


2. Restricción de generación ERNC Crucero – Lagunas 2: Ídem Alt. B (2016)

3. Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi: Ídem Alt. A y B (2016) 4. Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi: Ídem Alt. A y B (2016)

Al igual que lo indicado en las secciones 3.3.2 y 3.3.3 la entrada de la nueva línea 2x220 kV Encuentro – Lagunas durante el año 2017, cambia la distribución de flujos hacia la zona norte y por ende varían algunas restricciones, principalmente las asociadas al tramo de transmisión Crucero – Lagunas (Restricción 1) y la del tramo Encuentro – Collahuasi (Restricción 3). Año 2017:

1. Restricción de transmisión tramo Crucero – Lagunas: 𝐹𝐹𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻1) + 𝟎𝟎.𝟕𝟕𝟐𝟐 𝐹𝐹𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻2) < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻1)


2. Restricción de generación ERNC Crucero – Lagunas 2: Ídem Alt. B (2017) 3. Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi: Ídem Alt. A y B (2017) 4. Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi: Ídem Alt. A y B (2017)



Figura 21: Conexión Alternativa C. Año 2017.

A partir de los resultados de las simulaciones de la operación realizadas considerando las restricciones de transmisión indicadas, se construyeron gráficos que permiten evaluar la activación de las limitaciones mencionadas, dichos gráficos se presentan en la Figura 22 y permiten verificar en qué medida se presentarían congestiones en el sistema de transmisión para esta alternativa de conexión (Alternativa C). Se observa que la restricción 1 se activaría al realizar un doble seccionamiento, a diferencia de las condiciones de conexión A y B que consideran seccionamiento simple. Lo anterior se debe a que la contingencia de alguno de los tramos cortos Huatacondo – Lagunas, no implicaría una redistribución de flujos considerable con los tramos Encuentro – Collahuasi, debido a la baja impedancia del tramo fallado, es más, con la desconexión de alguno de estos tramos, quedan en servicio ambos circuitos del tramo Crucero-Lagunas hasta la Seccionadora Huatacondo, lo que prácticamente mantiene invariantes los flujos por el tramo Crucero – Lagunas en comparación con la condición sin falla, a diferencia de lo que ocurría en los casos con seccionamiento simple, donde parte de los flujos se redistribuirían por las líneas paralelas hacia Collahuasi. A pesar de lo anterior, la activación de dicha restricción no es del todo relevante por los motivos expuestos en la Sección 3.3.1, y se puede verificar en los resultados de las simulaciones, expresados en las curvas de duración de la Figura 23. En lo que se refiere a las restricciones 2, 3 y 4, las conclusiones son idénticas a las presentadas en la Sección 3.3.3 para la evaluación de la alternativa B, y dichas limitaciones no se activan en gran medida tal como se puede observar en la Figura 22. Finalmente, de los resultados obtenidos se puede observar que esta alternativa de conexión es más restrictiva que la alternativa B, pero menos que la alternativa A.

Tarapacá


Collahuasi

Quillagua

María Elena

Huatacondo

G

G

G

Encuentro

Crucero

G

181 MW

23 MW27 MW50 MW

98 MW

68 MW

44 km

16 km28 km

10 km

129 km

55 km67 km

7 km

1 km

118 km56 km

Resto del SING

A Pozo Almonte

A Iquique y Arica

2 km

Año 2017-Alternativa-C



Figura 22: Resultados evaluación de restricciones, alternativa de conexión C, simulación de la operación.

2017 2018 2019 2020 2021 20220

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)

R1-Crucero-Lagunas (Huatacondo C1+C2)


2017 2018 2019 2020 2021 20220

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)

R2-GMaxima Cru-Lag (Huatacondo C1+C2)


2017 2018 2019 2020 2021 20220

20

40

60

80

100

120

140

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)



2017 2018 2019 2020 2021 2022-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)





Figura 23: Curvas duración, activación restricción 1, alternativa de conexión C, seccionamiento circuitos 1 y 2.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =78

máximo=183

mínimo =0

2016Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[%]Fl

ujo

N-1

(MW

)

R1-Crucero-Lagunas (Huatacondo C1+C2)(MW)

media =69

máximo=183

mínimo =34

2017Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =74

máximo=135

mínimo =39

2018Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =57

máximo=139

mínimo =0

2019Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =115

máximo=177

mínimo =81

2020Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =153

máximo=183

mínimo =108

2021Límite N-1



3.3.5 Restricciones por criterio N-1, Alternativa D (directo a S/E Lagunas) En la Figura 24 y Figura 25 se presenta un esquema de esta alternativa de conexión para la central Huatacondo, esto es mediante una conexión directa a la S/E Lagunas. Específicamente, se presenta la topología del sistema para los años 2016 y 2017 respectivamente, donde la transición más relevante en cuanto a topología de dicha zona, corresponde a la puesta en servicio de las nuevas línea 2x220 kV Encuentro – Lagunas el año 2017.

Figura 24: Conexión Alternativa D. Año 2016.

Para esta alternativa de conexión, se identifican las mismas restricciones que las identificadas para las alternativas A y B (secciones 3.3.2 y 3.3.3), sin embargo, hay ciertas diferencias en términos de la o las contingencias críticas y los factores de distribución usados en las restricciones lineales: 1. Restricción de transmisión tramo Crucero – Lagunas: Identificada para máxima demanda en

la zona norte del SING, considerando indisponibilidad de la Central Térmica Tarapacá (CTTAR). En dicha condición, se identifica un aumento considerable en los flujos desde S/E Crucero hacia S/E Lagunas, haciéndose crítica la contingencia correspondiente a una Falla en Línea 220 kV Crucero – Lagunas, circuito 1.


generación de centrales PV Quillagua y María Elena, ubicadas en el tramo Crucero-Lagunas. Se atenúa en esta alternativa de conexión por encontrarse las centrales mencionadas en distintos circuitos, y Huatacondo seccionar ambos circuitos. La contingencia crítica corresponde a una Falla en Línea 220 kV Crucero - María Elena

Tarapacá


Collahuasi

Quillagua

María Elena

Huatacondo

G

G

G

Encuentro

Crucero

G

181 MW

23 MW27 MW 98 MW

68 MW

16 km

50 km

157 km

99 km67 km

7 km

1 km

118 km56 km

Resto del SING

A Pozo Almonte

A Iquique y Arica

2 km

Año 2016-Alternativa-D



3. Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi: Ídem Alternativas A y B 4. Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi: Ídem Alternativas A y B

Al igual que lo indicado en las secciones 3.3.2 y 3.3.3, las restricciones lineales que permiten modelar las limitaciones de transmisión por criterio N-1 son las siguientes: Año 2016:


𝐹𝐹𝑀𝑀𝑢𝑢𝑢𝑢 í𝑢𝑢 𝑆𝑆𝐸𝐸𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻2) + 𝟎𝟎.𝟐𝟐 𝐹𝐹𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻1) < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝑀𝑀𝑢𝑢𝑢𝑢 í𝑢𝑢 𝑆𝑆𝐸𝐸𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻2)

𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝑀𝑀𝑢𝑢𝑢𝑢 í𝑢𝑢 𝑆𝑆𝐸𝐸𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻2) = 183 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀]

2. Restricción de generación ERNC Crucero – Lagunas 2: Ídem Alt. B y C (2016) 3. Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi: Ídem Alt. A,B y C (2016) 4. Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi: Ídem Alt. A,B y C (2016)

Al igual que lo indicado en las secciones 3.3.2 y 3.3.3 la entrada de la nueva línea 2x220 kV Encuentro – Lagunas durante el año 2017, cambia la distribución de flujos hacia la zona norte, y por ende varían algunas restricciones, principalmente las asociadas al tramo de transmisión Crucero – Lagunas (Restricción 1) y la del tramo Encuentro – Collahuasi (Restricción 3). Año 2017:


𝐹𝐹𝑀𝑀𝑢𝑢𝑢𝑢 í𝑢𝑢 𝑆𝑆𝐸𝐸𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻2) + 𝟎𝟎.𝟐𝟐𝟐𝟐 𝐹𝐹𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢𝐻𝐻𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻1) < 𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝑀𝑀𝑢𝑢𝑢𝑢 í𝑢𝑢 𝑆𝑆𝐸𝐸𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻2)

𝐹𝐹𝑀𝑀á𝐿𝐿𝑢𝑢𝑥𝑥𝑢𝑢 𝑀𝑀𝑢𝑢𝑢𝑢 í𝑢𝑢 𝑆𝑆𝐸𝐸𝐶𝐶𝑢𝑢𝑢𝑢 −𝐿𝐿𝑢𝑢𝐿𝐿𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝑢𝐿𝐿 (𝐻𝐻2) = 183 [𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀]

2. Restricción de generación ERNC Crucero – Lagunas 2: Ídem Alt. B y C (2017) 3. Restricción de transmisión tramo Encuentro-Collahuasi: Ídem Alt. A, B y C (2017) 4. Restricción de transmisión tramo Lagunas-Collahuasi: Ídem Alt. A, B y C (2017)



Figura 25: Conexión Alternativa D. Año 2017.

A partir de los resultados de las simulaciones realizadas, considerando las restricciones de transmisión indicadas, se construyeron gráficos que permiten evaluar la activación de las limitaciones mencionadas, dichos gráficos se presentan en la Figura 26 y permiten verificar en qué medida se presentarían congestiones en el sistema de transmisión para esta alternativa de conexión. (Alternativa D). Se observa que la restricción 1 no se activaría, a diferencia de la conexión en doble seccionamiento del tramo Crucero – Lagunas (Alternativa C), por tratarse de conexión de generación directo en S/E Lagunas, lo que beneficia a dicho corredor ante la indisponibilidad de la CTTAR. Para este caso sólo se activa un poco más que en los casos anteriores la restricción Lagunas – Collahuasi, por tratarse de generación conectada más cerca de S/E Lagunas, sin embargo, las curvas de duración en detalle de esta restricción presentadas en la Figura 27, indican que dicha restricción sólo se activa un 5% del tiempo durante el año 2016, y se atenúa considerablemente con la puesta en servicio de los nuevos proyectos mineros de Quebrada Blanca. En lo que se refiere a las restricciones 2 y 3, las conclusiones son idénticas a las presentadas en la Sección 3.3.3 para la evaluación de la alternativa B, y dichas limitaciones no se activan en gran medida tal como se puede observar en la Figura 26. Finalmente, de los resultados obtenidos se puede observar que esta alternativa de conexión es la menos restrictiva de todas, sólo un poco más restrictiva para el año 2016 para el caso del tramo Lagunas – Collahuasi, pero en términos generales sería la que menos limitaciones de transmisión generaría. Sin embargo, y dada la distancia existente entre el punto de conexión del proyecto

Tarapacá


Collahuasi

Quillagua

María Elena

Huatacondo

G

G

G

Encuentro

Crucero

G

181 MW

23 MW27 MW50 MW

98 MW

68 MW

16 km

67 km7 km

1 km

118 km56 km

Resto del SING

A Pozo Almonte

A Iquique y Arica

2 km

157 km

99 km

50 km

Año 2017-Alternativa-D



Huatacondo y la S/E Lagunas, podría ser de todas formas menos rentable dicha alternativa de conexión, por mayores costos de inversión en transmisión, lo que será evaluado en la Sección 3.6.

Figura 26: Resultados evaluación de restricciones, alternativa de conexión D, simulación de la operación.

2017 2018 2019 2020 2021 2022-50

0

50

100

150

200

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)

R1-Crucero-Lagunas (Huatacondo Lagunas)


2017 2018 2019 2020 2021 20220

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)

R2-GMaxima Cru-Lag (Huatacondo Lagunas)


2017 2018 2019 2020 2021 20220

20

40

60

80

100

120

140

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)



2017 2018 2019 2020 2021 2022-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[años]

Fluj

o N

-1(M

W)





Figura 27: Curvas duración, activación restricción 4, alternativa de conexión D, conexión directa en S/E Lagunas.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =67

máximo=109

mínimo =0

2016Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[%]Fl

ujo

N-1

(MW

)

R4-Lagunas-Collahuasi(MW)

media =77

máximo=109

mínimo =2

2017Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =76

máximo=109

mínimo =33

2018Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =57

máximo=109

mínimo =0

2019Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =52

máximo=85

mínimo =0

2020Límite N-1

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-20

0

20

40

60

80

100

120

t[%]

Fluj

o N

-1(M

W)

media =22

máximo=59

mínimo =-29

2021Límite N-1



3.4 Costos de operación económica para las alternativas de conexión 3.4.1 Costos de operación sin restricciones En la Tabla 10 se presentan los resultados de los costos totales de operación y falla obtenidos a partir de la optimización de la operación del sistema, sin considerar restricciones de transmisión.

Tabla 10: Costos totales simulación de la operación en MMUSD, sin restricciones de transmisión

Año Sin Restricciones - Costos (MMUSD)

Caso 0 Alternativa - B Alternativa - A Alternativa - C Alternativa - D Sin Huatacondo Conexión C1 Conexión C2 Conexión Doble (C1 y C2) Conexión Lagunas

2016 734,29 728,89 728,98 728,89 728,99 2017 744,94 734,77 734,75 734,76 734,63 2018 775,94 765,59 765,62 765,58 765,51 2019 1089,06 1076,67 1076,55 1076,67 1076,60 2020 1225,03 1211,30 1211,50 1211,30 1211,18 2021 1291,81 1277,83 1277,88 1277,82 1277,40

VAN 2016 $4.099,85 $4.053,88 $4.054,04 $4.053,86 $4.053,42 Se observa que la alternativa que genera menores costos de operación, sin evaluar restricciones de transmisión corresponde a la alternativa de conexión en S/E Lagunas, traduciéndose como la mejor alternativa en términos de ahorro de costos por pérdidas de transmisión, como una primera señal de mejora en la distribución de flujos o uso del sistema de transmisión. 3.4.2 Costos de operación con restricciones En la Tabla 11 se presentan los resultados de los costos totales de operación y falla obtenidos a partir de la optimización de la operación del sistema, considerando restricciones de transmisión identificadas en la Sección 3.3.

Tabla 11: Costos totales simulación de la operación en MMUSD, con restricciones de transmisión

Año Con Restricciones - Costos (MMUSD)

Caso 0 Alternativa - B Alternativa - A Alternativa - C Alternativa - D Sin Huatacondo Conexión C1 Conexión C2 Conexión Doble (C1 y C2) Conexión Lagunas

2016 734,68 729,29 729,61 729,30 729,47 2017 744,96 734,79 737,09 734,80 734,65 2018 775,94 765,59 768,11 765,58 765,51 2019 1089,06 1076,67 1079,47 1076,67 1076,60 2020 1225,03 1211,30 1214,53 1211,30 1211,18 2021 1291,94 1277,96 1281,16 1279,79 1277,53

VAN 2016 $4.100,30 $4.054,34 $4.064,14 $4.055,38 $4.053,95 Se puede observar que la alternativa que genera menores costos de operación, considerando restricciones de transmisión corresponde a la alternativa de conexión en S/E Lagunas,



traduciéndose como la mejor alternativa en términos de ahorro de costos por pérdidas y limitaciones de transmisión, sin embargo, estas alternativas serán evaluadas considerando los costos de inversión en transmisión, lo que haría a esta alternativa menos competitiva que el resto desde este punto de vista. 3.4.3 Efecto de restricciones y pérdidas en costos de operación Con el fin de comparar los efectos de las pérdidas de transmisión y las restricciones de transmisión sobre los costos totales de operación para cada una de las alternativas evaluadas, se agregan las Tabla 12 y Tabla 13. En dichas tablas se comparan los costos de las alternativas con respecto a la alternativa más barata. Se puede observar, que la alternativa con mayores incrementos en costos por efecto pérdidas corresponde a la alternativa de conexión A, mientras que entre las alternativas B y C la diferencia es poco significativa. En cuanto a las restricciones de transmisión, sigue siendo la alternativa A (línea María Elena - Lagunas) la que presenta los menores beneficios. Se observa que el efecto conjunto entre pérdidas y restricciones de transmisión beneficia a la alternativa B (línea Crucero - Lagunas) respecto a la condición sólo con pérdidas. Esto significa que el efecto de la activación de la restricción Lagunas-Collahuasi para la alternativa D (Conexión en Lagunas) es levemente superior a la activación de restricciones de transmisión para la alternativa B.

Tabla 12: Comparación costos de operación alternativas de conexión. Efecto pérdidas.

Año Comparación Costos Operación, Efecto Pérdidas Tx (MMUSD)

Alternativa - B Alternativa - A Alternativa - C Alternativa - D Conexión C1 Conexión C2 Conexión Doble (C1 y C2) Conexión Lagunas

2016 -0,096 -0,006 -0,102 0,000 2017 0,142 0,127 0,137 0,000 2018 0,079 0,116 0,074 0,000 2019 0,073 -0,046 0,070 0,000 2020 0,129 0,320 0,126 0,000 2021 0,428 0,475 0,423 0,000

VAN 2016 $0,46 $0,62 $0,44 $0,00



Tabla 13: Comparación costos de operación alternativas de conexión. Efecto pérdidas y restricciones de transmisión.

Año Comparación Costos Operación, Efecto Restricciones Tx+ Pérdidas(MMUSD)


2016 -0,174 0,143 -0,167 0,000 2017 0,141 2,440 0,155 0,000 2018 0,078 2,601 0,072 0,000 2019 0,073 2,867 0,070 0,000 2020 0,129 3,356 0,126 0,000 2021 0,428 3,633 2,254 0,000

VAN 2016 $0,39 $10,19 $1,43 $0,00 3.5 Costos de inversión para las alternativas de conexión Para evaluar económicamente las alternativas de conexión se consideraron los siguientes costos unitarios de inversión:

Tabla 14: Costos unitarios y supuestos para valorización de inversiones en transmisión.

Costo unitario Línea Transmisión 0,25 MMUSD/km Costo unitario Planta Fotovoltaica 2,3 MMUSD/MW F. Planta Solar 33 % Tasa descuento 10 % Periodo Inversión Transmisión 40 Años COMA 2 % Sobre costo Subestación 1,1 Factor Costo unitario paño Transmisión 2 MMUSD

A partir de los costos unitarios de inversión y los supuestos presentados en la Tabla 14, se obtuvieron las siguientes valorizaciones de inversión en transmisión para las distintas alternativas de conexión del proyecto Huatacondo.

Tabla 15: Valorización de Inversiones alternativas de conexión proyecto Huatacondo

Puntos Conexión Largo Línea

Paños Adic. Costo Línea

Costo S/E

Costo Total Inversión AVI COMA VAT VAT

(km) - (MUSD) (MUSD) (MUSD) (MUSD) MUSD) (MUSD) MMUSD Seccionamiento C1 0 2 0 $4.400,0 $4.400,0 $409,04 $8,18 $417,22 $0,417 Seccionamiento C2 0 2 0 $4.400,0 $4.400,0 $409,04 $8,18 $417,22 $0,417

Seccionamiento Doble 1 4 250 $8.800,0 $9.050,0 $841,32 $16,83 $858,14 $0,858 Conexión Lagunas 44 0 11.000 $0,0 $11.000,0 $1.022,5 $20,45 $1.043,0 $1,043

De las valorizaciones presentadas en la Tabla 15, se puede observar que las de menor costo de inversión corresponden a los seccionamientos simples del tramo troncal Crucero – Lagunas y María Elena - Lagunas en el entorno del proyecto Huatacondo, esto es, alternativas A y B.



3.6 Evaluación económica y resultados del problema de optimización A partir de los costos totales de operación presentados en la Tabla 11 y las valorizaciones de inversión presentadas en la Tabla 15, se realiza la evaluación económica para determinar la mejor alternativa de conexión para el proyecto Huatacondo, cuyos resultados se presentan en Tabla 16 y Tabla 17. Se observa que la alternativa que genera los menores costos de inversión, operación y falla corresponde a la alternativa B, esto es, el seccionamiento simple de la Línea 1x220 kV Crucero – Lagunas 1. Si bien, la alternativa de conexión directo en Lagunas genera los menores costos de operación, los costos de inversión asociados a esta alternativa son bastante más elevados que el resto de las alternativas dada la distancia entre el proyecto Huatacondo y la S/E Lagunas (44 km)

Tabla 16: Evaluación económica alternativas de conexión proyecto Huatacondo.

Año Costos Totales de Operación e Inversión Tx (MMUSD)


2016 729,71 730,03 730,16 730,51 2017 735,21 737,51 735,66 735,69 2018 766,00 768,53 766,44 766,55 2019 1077,09 1079,89 1077,53 1077,64 2020 1211,72 1214,95 1212,16 1212,22 2021 1278,38 1281,58 1280,64 1278,57

VAN 2016 $4.056,16 $4.065,96 $4.059,12 $4.058,49

Tabla 17: Comparación de costos totales de inversión y operación para alternativas de conexión.

Año Comparación Costos Totales Respecto a más económico-Conexión C1 (MMUSD)

Alt - B Alt - A Alt - C Alt - D Conexión C1 Conexión C2 Conexión Doble (C1 y C2) Conexión Lagunas

2016 0.00 0.32 0.45 0.80 2017 0.00 2.30 0.46 0.49 2018 0.00 2.52 0.44 0.55 2019 0.00 2.79 0.44 0.55 2020 0.00 3.23 0.44 0.50 2021 0.00 3.21 2.27 0.20

VAN 2016 $0.00 $9.81 $2.96 $2.34 Promedio Anual $0.00 $2.39 $0.75 $0.51



4 Conclusiones y Recomendaciones Utilizando la metodología planteada por este CDEC para la determinación de puntos

óptimos de seccionamiento o conexión al sistema troncal, la conexión óptima recomendada para el proyecto Huatacondo corresponde al seccionamiento simple de la línea 1x220 kV Crucero – Lagunas 1, en un radio de referencia entre 35 y 45 km desde S/E Lagunas.

Si bien se identifican ciertas restricciones de transmisión para el cumplimiento del criterio N-1, dichas condiciones fueron evaluadas económicamente para cada alternativa de transmisión presentada, y de todas las alternativas evaluadas las que menores costos de congestión generaron fueron aquella de conexión directa en S/E Lagunas, y el seccionamiento de la línea 1x220 kV Crucero – Lagunas. En ambos casos, las limitaciones de transmisión no significan sobrecostos relevantes en la operación como lo fue para las alternativas A y C.

El doble seccionamiento en el tramo Crucero – Lagunas, si bien genera condiciones críticas para la transmisión en escenarios de indisponibilidad de la CTTAR, estas condiciones de operación se presentan de manera puntual para el año 2016, y circunscritas a las horas de máxima demanda en la zona norte, ya que en horas de máxima generación ERNC la demanda de la zona norte baja (67%) y es suministrada por generación ERNC local en las zonas de Arica y Pozo Almonte, lo que se traduce en que dicha limitación aparecería sólo el 2% del tiempo para el año 2016 y prácticamente desaparecería para el año 2017, lo que explica el bajo impacto en los sobrecostos de operación calculados para esta condición.

En el seccionamiento de la línea 1x220 kV María Elena - Lagunas (Alternativa A) se generan sobrecostos por congestión muy superiores a los de las otras alternativas, lo anterior a consecuencia de localizar toda la generación ERNC del tramo Crucero – Lagunas en una misma línea. Sin considerar dispositivos EDAG por contingencia específica, prácticamente esta alternativa de conexión no es factible.

La activación mínima de restricciones de transmisión en las alternativas de conexión B y D, se traducen en que el costo de inversión en transmisión tiene mayor impacto en la evaluación económica, lo que hace que la alternativa B sea la más atractiva en términos económicos globales (inversión en transmisión + costos de operación y falla, considerando congestiones).

Si bien se recomienda la conexión del proyecto Huatacondo a través de un seccionamiento simple de la Línea 1x220 kV Crucero – Lagunas 1 en el entorno de la S/E Huatacondo (entre 35 y 45 km desde S/E Lagunas), será el propietario del proyecto quien defina la ubicación exacta de la subestación en la zona de referencia.


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