INTERCONEXIÓN ADAPTADA

Sobre la base del CMg de largo plazo de los sistemas SING y SIC, se adecuaron los planes de obra de generación de ambos sistema en forma conjunta, se consideró realizar obras que no congestionaran en forma relevante las interconexiones de mayor tamaño. Se adecuaron los planes de obras de generación para interconexiones de 1.500 MW, 1.000 MW y 750 MW. Adicionalmente, se consideró que las unidades más antiguas, con puesta en servicio antes del año 1970 (Laguna Verde y Ventanas 1), se desmantelan el año 2014, cuando entra la interconexión en servicio. 13.4.2.1. Costos Marginales de la Energía

A continuación se presenta la posible evolución de los CMg anuales de la energía en ambos sistemas adaptados en forma conjunta, debido a los ajustes de los planes de obra generación los CMg de largo plazo son independientes de la capacidad de la interconexión.

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i. Costos Marginales del Sistema Conjunto SIC y SING Adaptado

A continuación se presentan los CMg del Sistema conjunto SIC y SING resultantes de la adaptación de los planes de obra de generación.

Tabla 56 CMg Energía SIC y SING en US$/MWh

Año L0000 L0750 L1000 L1500 2014 67 66 66 66 2015 74 73 73 73 2016 80 79 79 79 2017 80 79 80 80 2018 81 79 80 80 2019 79 79 79 79 2020 79 80 79 79 2021 79 80 79 79 2022 78 79 78 78 2023 78 79 78 78 2024 79 79 80 79 2025 80 79 80 79

Se puede observar que los CMg a partir del 2015 en delante de mantiene dentro de un rango de 79 a 80 US$/MWh, manteniendo la tendencia de los CMg independientes contenidos en el plan de obras original de la CNE.

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ii. Costos Marginales del SING

Tabla 57 CMg Energía SING en US$/MWh

Año L0000 L0750 L1000 L1500 2014 74 71 71 71 2015 77 77 77 77 2016 79 80 81 81 2017 80 80 82 81 2018 80 79 81 81 2019 81 80 80 81 2020 80 81 81 81 2021 80 81 81 81 2022 77 79 80 80 2023 78 80 81 81 2024 79 80 81 81 2025 78 81 81 81

El sistema SING adaptado conjuntamente con el SIC tiene CMg superiores a los sin interconexión, lo anterior se explica por la condiciones de sequía, si bien esta son de menor frecuencia imponen altos flujos por la interconexión y a altos niveles de CMg.

Figura 42.CMg Energía Anuales Sistema SING en US$/MWh

Los CMg anuales esperados, de largo plazo, para el SING adaptado conjuntamente con el SIC se encuentran en valores que están entre los 78 y 81 US$/MWh.

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iii. Costos Marginales del SIC

Tabla 58 CMg Energía SIC en US$/MWh

Año L0000 L0750 L1000 L1500 2014 64 65 65 65 2015 74 72 72 72 2016 80 79 79 78 2017 81 79 80 80 2018 81 79 79 79 2019 78 79 79 79 2020 79 79 78 78 2021 79 80 78 78 2022 79 78 77 77 2023 78 78 77 77 2024 79 79 80 78 2025 80 79 80 78

El sistema SIC, adaptado conjuntamente con el SING, tiene CMg similares a los sin interconexión, ello debido a que en el ajuste del plan de obras la demanda del SIC es más relevante que la del SING y por ende los CMg conjuntos quedan definidos en gran parte por los CMg del SIC.

Figura 43.CMg Energía Anuales Sistema SIC en US$/MWh

Los CMg anuales esperados, de largo plazo, para el SING adaptado conjuntamente con el SIC se encuentran en valores que están entre los 77 y 80 US$/MWh.

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Figura 44.CMg Energía Anuales Sistema SIC, SING y Conjunto en US$/MWh, línea de 1500 MW.

Figura 45.CMg Energía Anuales Sistema SIC, SING y Conjunto en US$/MWh, línea de 1000 MW.

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De los gráficos se puede concluir que la diferencia de Costos Marginales entre los sistemas en menor en la medida que la capacidad de la interconexión disminuye. Lo anterior se explica debido a que a menor capacidad de interconexión los sistema son más independientes y como están interconectados y se han adaptados los planes de obra en conjunto, manteniendo los flujos de las línea de interconexión dentro de sus rango de operación, estos tiende a parecerse, en rigor si la capacidad de la línea tendiera a cero y se adaptan junto los sistemas, los Costos Marginales deberían ser iguales.

13.4.2.2. Costos Operación Interconexiones Adaptadas

Tabla 59 Costos Operación SIC y SING en Millones US$ Capacidad

Línea Total 2014 al 2025 Diferencia Caso L000 Anualidad Diferencia Total Perpetuidad

0 22425.4 0 0 0

1500 22602.5 177.1 22 -216

1000 22609.3 183.9 22 -224

750 22548.8 123.4 15 -150

Se puede apreciar que los escenarios con interconexión tienen mayores costos de operación, ello debido a mayores pérdidas de trasmisión al existir mayores distancias de línea que recorren los flujos de energía para abastecer las demanda distribuidas.

13.4.2.3. Costos Inversión Centrales Generadoras

Tabla 60 Costos Inversión en Millones US$ Centrales Generadoras

Tipo Carbón Geotérmica Eólica Hidroeléctrica

Inv. Unitaria (US$/KW) 2.7 3.5 2.3 3.2

Vida Útil (Año) 25 25 25 35

%COMA 1% 1% 1% 1%

Los costos fijos de las centrales generadora se determinaron considerando una relación entre potencia que los valores de inversión son para potencia eléctrica bruta, se ha supuesto que esta es un 10% mayor que la potencia neta entregada a la red, este 10% incorpora alimentación de servicios auxiliares propios y perdidas de energía.

13.4.2.4. VAN Interconexiones Adaptadas

Tabla 61 VAN Proyectos de Interconexión US$ Capacidad Línea

[MW] Inversión Línea Inv. Generación Diferencia Costo Operación VAN

0 778.87

1500 644 -744.35 216 663

1000 436 -727.82 224 846

750 332 -838.83 150 1135

De los resultados obtenidos se puede establecer que el mejor proyecto de interconexión es mediante una línea de 700 MW, que tienen beneficio de 1.135 Millones de US$ a perpetuidad. Sin embargo este resultado es muy sensible a la optimización del plan de obra de generación, si consideramos planes de obra con mayor generación a carbón en el SING y menor en el SIC, sobre la base de consideraciones ambientales o mayor energía de origen solar, las líneas de mayor capacidad se potenciaría. En la segunda parte del estudio se sensibilizaran estos aspectos.

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También, consideraciones en relación a adelanto de consumos o retraso de centrales justifican líneas de mayor tamaño.