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Cálculo de la Huella de Carbono Corporativa de
Transelec
AVANCE INFORME FINAL
24 de Enero de 2014
Estudio solicitado por Transelec S.A
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Avance Informe Final 2
Equipo de Trabajo
Centro de Cambio Global (CCG) UC
Enzo Sauma Santis, Ingeniero Civil Industrial UC
Ph.D. en Industrial Engineering and Operations
Research, University of California at Berkeley
esauma@ing.puc.cl
Miguel Pérez de Arce
Ingeniero Civil Industrial, especialidad Eléctrica UC
mfperezj@uc.cl
Julio González
Ingeniero Civil Industrial, especialidad Eléctrica UC
GreenLabUC, Gestión y Política Ambiental DICTUC
Luis Abdón Cifuentes, Ingeniero Civil Estructural UC
Ph.D., en Ingeniería y Políticas Públicas, Carnegie
Mellon University
lac@ing.puc.cl
Mayo Rodríguez, Ingeniero Civil Industrial UC
Especialidad Ambiental
mayorodriguez@greenlabuc.cl
Marianne Heyl, Ingeniero Civil Industrial UC
Magister en Ciencias de la Ingeniería UC
meheyl@greenlabuc.cl
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 3
Tabla de Contenido
CENTRO DE CAMBIO GLOBAL (CCG) UC ........................................................................................................ 2
ENZO SAUMA SANTIS, INGENIERO CIVIL INDUSTRIAL UC ............................................................................. 2
MIGUEL PÉREZ DE ARCE ............................................................................................................................... 2
JULIO GONZÁLEZ .......................................................................................................................................... 2
GREENLABUC, GESTIÓN Y POLÍTICA AMBIENTAL DICTUC ............................................................................. 2
TABLA DE CONTENIDO ................................................................................................................................. 3
TABLAS ........................................................................................................................................................ 5
FIGURAS ...................................................................................................................................................... 6
1. RESUMEN EJECUTIVO .......................................................................................................................... 8
2. CONTEXTO ......................................................................................................................................... 10
3. TRANSELEC S.A. ................................................................................................................................. 13
4. METODOLOGÍA CÁLCULO HUELLA DE CARBONO ............................................................................... 16
ESTÁNDARES UTILIZADOS ....................................................................................................................... 16 4.1
AÑO BASE .......................................................................................................................................... 16 4.2
ALCANCE ............................................................................................................................................ 16 4.3
4.3.1 Límites Organizacionales ............................................................................................................ 16
4.3.2 Límites Operacionales ................................................................................................................. 17
4.3.3 Metodología de cuantificación utilizada .................................................................................... 19
4.3.4 Exclusiones .................................................................................................................................. 21
INCERTIDUMBRE DE LA INFORMACIÓN ...................................................................................................... 22 4.4
4.4.1 Incertidumbre en los datos de la actividad ................................................................................. 22
4.4.2 Incertidumbre en los factores de emisión ................................................................................... 22
5. IDENTIFICACIÓN FUENTES DE EMISIÓN ............................................................................................. 23
IDENTIFICACIÓN Y CLASIFICACIÓN ............................................................................................................ 23 5.1
RECOLECCIÓN DE DATOS ........................................................................................................................ 24 5.2
5.2.1 Encuesta Trabajadores – Transporte .......................................................................................... 25
SUPUESTOS ......................................................................................................................................... 26 5.3
6. RESULTADOS ..................................................................................................................................... 28
ALCANCE 1- EMISIONES DIRECTAS........................................................................................................... 32 6.1
6.1.1 Emisiones por Oficina Regional .................................................................................................. 33
ALCANCE 2- EMISIONES INDIRECTAS ........................................................................................................ 36 6.2
6.2.1 Emisiones por Oficina Regional .................................................................................................. 37
ALCANCE 3- OTRAS EMISIONES INDIRECTAS .............................................................................................. 39 6.3
6.3.1 Emisiones por Oficina Regional .................................................................................................. 40
7. PLAN DE GESTIÓN DE EMISIONES DE GEI ........................................................................................... 43
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LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN PARA LA HUELLA DE CARBONO ............................................................... 43 7.1
7.1.1 Levantamiento información........................................................................................................ 43
7.1.2 Sistematización de los datos ....................................................................................................... 44
GESTIÓN DE LAS EMISIONES DE GEI ......................................................................................................... 44 7.2
7.2.1 Alcance 1 ..................................................................................................................................... 44
7.2.2 Alcance 2 ..................................................................................................................................... 45
7.2.3 Alcance 3 ..................................................................................................................................... 47
7.2.4 Neutralización ............................................................................................................................. 47
SEGUIMIENTO Y CONTROL ...................................................................................................................... 48 7.3
8. VERIFICACIÓN .................................................................................................................................... 49
9. ANÁLISIS DE CONDUCTAS ASOCIADAS AL TRANSPORTE .................................................................... 50
9.1.1 Uso del auto ................................................................................................................................ 51
9.1.2 Uso Transporte Público ............................................................................................................... 54
9.1.3 Uso de bicicleta o caminata ........................................................................................................ 55
10. CONCLUSIONES HUELLA DE CARBONO CORPORATIVA TRANSELEC ............................................... 56
11. METODOLOGÍA MEDICIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES DEL RETRASO DE PROYECTOS DE
TRANSMISIÓN............................................................................................................................................ 58
SOFTWARE OSE2000 Y METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE EMISIONES ........................................................ 58 11.1
SUPUESTOS DEL ESTUDIO....................................................................................................................... 61 11.2
CASOS A EVALUAR................................................................................................................................ 65 11.3
RESULTADOS ....................................................................................................................................... 67 11.4
11.4.1 Caso Base ............................................................................................................................... 67
11.4.2 Comparación de los Casos ...................................................................................................... 68
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ..................................................................................................................... 91 11.5
11.5.1 Sensibilidad n°1: “Incremento de Proyectos Eólicos y Variaciones en la demanda minera en el
SIC-Norte” 92
11.5.2 Sensibilidad n°2: “Desarrollo del Proyecto Octopus” ............................................................. 95
11.5.3 Sensibilidad n°3: “Incremento del costo de falla de largo plazo en un 100%” ....................... 95
11.5.4 Resultados Análisis de Sensibilidad ........................................................................................ 96
12. REFERENCIAS ............................................................................................................................... 102
13. ANEXOS ....................................................................................................................................... 104
ANEXO I: LISTADO DE SUBESTACIONES (SS/EE) ....................................................................................... 104 13.1
ANEXO II: LISTADO DE RADIOESTACIONES (RR/EE) .................................................................................. 107 13.2
ANEXO III: LISTADO DE CENTRALES USADAS Y FACTORES DE EMISIÓN .......................................................... 111 13.3
ANEXO IV: TRANSPORTE TRABAJADORES CONTRATADOS- ANÁLISIS DE CONDUCTAS ....................................... 116 13.4
13.4.1 Uso del auto ......................................................................................................................... 116
ANEXO V: LISTADO DE CENTRALES USADAS Y FACTORES DE EMISIÓN ........................................................... 119 13.5
ANEXO VI: DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS DE LOS CONTAMINANTES UTILIZADOS ......................................... 124 13.6
13.6.1 Determinación de los Precios de CO2 utilizados ................................................................... 124
13.6.2 Determinación de los precios de los contaminantes locales utilizados ................................ 129
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Tablas
Tabla 4-4-1: Fuentes de emisión incluidas en el cálculo de HC de Transelec S.A ............................................. 18
Tabla 4-4-2: Factores de emisión de CO2 de los combustibles más utilizados en Chile................................... 19
Tabla 4-4-3: Factores de emisión producto de emisiones CH4 y N2O asociados a distintas tecnologías
utilizadas en la industria chilena ...................................................................................................................... 19
Tabla 4-4-4: Factores de emisión sistemas eléctricos ...................................................................................... 19
Tabla 4-4-5: Factores de emisión para diferentes medios de transporte ........................................................ 20
Tabla 4-4-6. Factor de emisión para toner ....................................................................................................... 20
Tabla 4-4-7. Factor de emisión para el papel ................................................................................................... 20
Tabla 4-4-8: Potencial de Calentamiento Global de los GEI ............................................................................. 21
Tabla 4-4-9. Exclusiones del cálculo de HC de Transelec S.A............................................................................ 21
Tabla 5-5-1. Resumen de datos considerados por alcance, por Oficina Regional ............................................ 23
Tabla 6-6-1. Huella de Carbono Corporativa de Transelec S.A. y Transelec Norte S.A., considerando las
pérdidas por transmisión. ................................................................................................................................ 28
Tabla 6-6-2. Huella de Carbono Corporativa de Transelec S.A. y Transelec Norte S.A., sin considerar las
pérdidas por transmisión. ................................................................................................................................ 28
Tabla 6-6-3. Emisiones de GEI de Transelec S.A y Transelec Norte S.A ............................................................ 30
Tabla 6-4. Emisiones de GEI de Generación de energía (consumo combustible) por Oficina Regional ........... 33
Tabla 6-5. Emisiones de GEI de Transporte (consumo combustible) por Oficina Regional .............................. 34
Tabla 6-6. Emisiones de GEI por Emisiones Fugitivas por Oficina Regional ..................................................... 34
Tabla 6-6-7. Emisiones de GEI de Consumo de Electricidad por Oficina Regional ........................................... 37
Tabla 6-6-8. Emisiones de GEI del Consumo de Papel por Oficina Regional .................................................... 40
Tabla 6-6-9. Emisiones de GEI del Consumo de Toners por Oficina Regional .................................................. 41
Tabla 6-6-10. Emisiones de GEI por viajes de trabajadores contratados, por Oficina Regional ....................... 41
Tabla 6-11. Emisiones de GEI por viajes aéreos realizados, por Oficina Regional ............................................ 42
Tabla 11-1. Proyección de ventas de Energía (SIC) ........................................................................................... 62
Tabla 11-2. Obras en Construcción .................................................................................................................. 62
Tabla 11-3. Obras Recomendadas .................................................................................................................... 62
Tabla 11-4. Obras de Transmisión en Construcción ......................................................................................... 63
Tabla 11-5. Obras de Transmisión Recomendadas .......................................................................................... 64
Tabla 11-6. Descripción de Proyectos en Estudio ............................................................................................ 65
Tabla 11-7. Variaciones en fechas de puesta en servicio ................................................................................. 66
Tabla 11-8. Valores de las variables del caso base ........................................................................................... 67
Tabla 11-9. Caso 1- Retraso de un año en tramos entre Cardones-Polpaico 2 x 500 Kv ................................. 69
Tabla 11-10. Caso 2- Retraso de un año en Charrúa-Ancoa 2 x 500 kV ........................................................... 71
Tabla 11-11. Retraso un año en Ancoa- Alto Jahuel 2 x 500 kV 1° circuito ...................................................... 73
Tabla 11-12. Retraso de un año Ancoa-Alto Jahuel 2 x 500 kV, 2° circuito ...................................................... 74
Tabla 11-13. Retraso de un año en Cardones-Diego de Almagro 2 x 220 kV ................................................... 75
Tabla 11-14. Retraso de un año Punta Cortés-Tuniche 2 x 220 kV................................................................... 76
Tabla 11-15. Retraso un año S/E Lo Aguirre: Etapa I ........................................................................................ 78
Tabla 11-16. Retraso de un año Ciruelos-Pichirropulli 2 x 220 kV. ................................................................... 80
Tabla 11-17. Caso- todos los retrasos en conjunto .......................................................................................... 82
Tabla 11-18. Tabla Resumen de los Casos Evaluados ....................................................................................... 90
Tabla 11-19. Proyectos Eólicos considerados ................................................................................................... 92
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Tabla 11-20. Nodos del SIC-Norte .................................................................................................................... 93
Tabla 11-21. Proyectos Mineros Considerados. ............................................................................................... 93
Tabla 11-22. Centrales del Proyecto Octopus .................................................................................................. 95
Tabla 11-23. Costo de Falla de Largo Plazo según Profundidad de Falla .......................................................... 95
Tabla 11-24. Sensibilidad Proyectos Eólicos y Variaciones Demanda Minera .................................................. 96
Tabla 11-25. Sensibilidad Proyectos Eólicos y Demanda Minera + Retraso Línea............................................ 96
Tabla 11-26. Sensibilidad Proyecto Octopus. ................................................................................................... 97
Tabla 11-27. Sensibilidad Proyecto Octopus + Retraso Línea........................................................................... 97
Tabla 11-28. Sensibilidad Costo de Falla. ......................................................................................................... 98
Tabla 11-29. Sensibilidad Costo de Falla + Múltiples Retrasos en Líneas ......................................................... 98
Tabla 11-30. Tabla Resumen de Sensibilidades .............................................................................................. 101
Tabla 11-31. Tabla Resumen de Sensibilidades con Retrasos ........................................................................ 101
Tabla 13-1. Respuesta Encuesta- Motivos del uso del auto en su día a día ................................................... 116
Tabla 13-2. Respuesta Encuesta- Motivos del uso del auto en su día a día para los trabajadores que sólo
utilizan auto como único medio de transporte .............................................................................................. 117
Tabla 13-3. Valores de Cierre Futuros EUA .................................................................................................... 125
Tabla 13-4. Valores Interpolados de los Futuros EUA (US$)........................................................................... 126
Tabla 13-5: Daño Marginal Evitado Según Provincia, para los contaminantes evaluados. ............................ 131
Figuras
Figura 3-1: Estructura accionaria Transelec S.A (Fuente: Reporte de Sustentabilidad de Transelec, 2012) .... 13
Figura 4-1: Resumen de Alcances y Emisiones a través de la Cadena de Valor ............................................... 18
Figura 5-1. Ejemplo de una sección de la planilla ............................................................................................. 24
Figura 5-2. Portada encuesta Transelec S.A ..................................................................................................... 25
Figura 6-1. Emisiones de Transelec S.A y Transelec Norte S.A., por Alcance- sin pérdidas por transmisión ... 29
Figura 6-2. Emisiones de Transelec S.A y Transelec Norte S.A. por Actividad-sin pérdidas por transmisión ... 30
Figura 6-3. Emisiones del alcance 1 por actividad ............................................................................................ 32
Figura 6-4. Emisiones del alcance 2 por actividad ............................................................................................ 36
Figura 6-5. Emisiones del alcance 3 por actividad ............................................................................................ 39
Figura 6-6. Emisiones del alcance 3 por actividad ............................................................................................ 42
Figura 9-1. Porcentaje de kilómetros recorridos según medio de transporte ................................................. 50
Figura 9-2. Porcentaje de trabajadores que utilizan el auto, por tipo de establecimiento .............................. 51
Figura 9-3. Motivos del uso del auto ................................................................................................................ 51
Figura 9-4. Motivos uso del auto, para trabajadores que utilizan el auto como único medio de transporte .. 52
Figura 9-5. Porcentajes de trabajadores que utilizan el auto como único medio de transporte y que realizan
carpooling. ........................................................................................................................................................ 52
Figura 9-6. Motivos más frecuentes que incentivarían a realizar carpooling................................................... 53
Figura 9-7. Porcentaje de trabajadores que utilizarían la plataforma online para coordinarse (carpooling) .. 54
Figura 9-8. Motivos para el uso de transporte público .................................................................................... 54
Figura 9-9. Motivos más frecuentes mencionados para utilizar la bicicleta o caminar al trabajo ................... 55
Figura 11-1.Muestra el horizonte evaluación del estudio .............................................................................. 60
Figura 11-2. Evolución matriz energética del caso base ................................................................................... 67
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Figura 11-3. Costos marginales en 6 barras del sistema .................................................................................. 68
Figura 11-4. Costos marginales Nodo Cardones 220kV. ................................................................................... 69
Figura 11-5. Diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base. ...................................... 69
Figura 11-6. Curva de Duración Cardones – Maitencillo 220 kV. Dic. 2017- Dic.2018 ..................................... 70
Figura 11-7. Costos marginales nodo Charrúa 500 kV ...................................................................................... 71
Figura 11-8. Diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base ....................................... 71
Figura 11-9. Curva de Duración Charrúa – Ancoa 500 kV. Abr. 2018- Mar.2019 ............................................ 72
Figura 11-10. Costos marginales en el nodo Alto Jahuel 500 kV ...................................................................... 73
Figura 11-11. Deltas energía según fuente ....................................................................................................... 73
Figura 11-12. Costos marginales nodo Alto Jahuel 500 kV. .............................................................................. 74
Figura 11-13. Deltas de energía según fuentes. ............................................................................................... 75
Figura 11-14. Costos marginales nodo Diego de Almagro 220 kV. ................................................................... 76
Figura 11-15. Deltas de energía según fuente. ................................................................................................. 76
Figura 11-16. Costos marginales Nodo Alto Jahuel 500 kV. ............................................................................. 77
Figura 11-17. Deltas de energía según fuente. ................................................................................................. 77
Figura 11-18. Deltas de Energía de los Embalses y Deltas Acumulados de Energía de los Embalses ............... 78
Figura 11-19. Costos marginales nodo Cerro Navia 220 kV. ............................................................................ 79
Figura 11-20. Deltas de energía según fuente. ................................................................................................. 79
Figura 11-21.Costos marginales nodo Valdivia 220 kV. .................................................................................... 80
Figura 11-22. Deltas de energía según fuente. ................................................................................................. 80
Figura 11-23. Deltas energía según fuente. ...................................................................................................... 82
Figura 11-24. Intervalo abril 2013 a diciembre 2017 ....................................................................................... 83
Figura 11-25. Intervalo enero 2019 a marzo 2023. .......................................................................................... 83
Figura 11-26. Costos marginales de todos los nodos en conjunto ................................................................... 84
Figura 11-27. Costos marginales Alto Jahuel 500 kV. ....................................................................................... 85
Figura 11-28. Costos marginales Cardones 220 kV. ......................................................................................... 86
Figura 11-29. Costos marginales Cerro Navia 220 kV. ...................................................................................... 87
Figura 11-30. Costos marginales Charrúa 500 kV. ............................................................................................ 87
Figura 11-31. Costos marginales Diego de Almagro 220 kV. ............................................................................ 88
Figura 11-32. Costos marginales Valdivia 220 kV ............................................................................................. 89
Figura 11-33. Demanda Industrial del SIC-Norte .............................................................................................. 94
Figura 11-34. Costo Marginal Cardones 220 kV. Sensibilidad 1. ...................................................................... 96
Figura 11-35. Costo Marginal Charrúa 500 kV. Sensibilidad 2. ......................................................................... 97
Figura 11-36: Costos Marginales del sistema al duplicar el Costo de Falla ...................................................... 99
Figura 11-37: Costos Marginales del sistema al duplicar el Costo de Falla y haber múltiples retrasos en los
proyectos de transmisión. ................................................................................................................................ 99
Figura 13-1. Listado de Centrales Utilizadas en la modelación ...................................................................... 115
Figura 13-2. Listado de Centrales Utilizadas en la modelación. ..................................................................... 123
Figura 13-3. Interpolación Valores de Futuros EUA (US$) .............................................................................. 126
Figura 13-4. Procedimiento para la obtención del daño marginal evitado (DME) ......................................... 130
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1. RESUMEN EJECUTIVO
La Huella de Carbono ha ido cobrando relevancia en los últimos años, siendo ampliamente
utilizado a nivel internacional, sobre todo en países de Europa y Estados Unidos, y exigiéndose su
comunicación en algunos países exigen que esta se comunique a los consumidores- un ejemplo de
ello es Inglaterra y Francia1. Adicionalmente muchas organizaciones del sector privado, en especial
el retail, están exigiendo que se comunique la Huella de Carbono tanto en sus productos como
servicios con el objetivo de que el cliente incluya esta información en su proceso de decisión de
compra, como es el caso de Tesco y Carrefour.
En el ámbito de las empresas, el contar con la Huella de Carbono, no solo permite cumplir con
exigencias de los mercados y stakeholders, a nivel internacional, sino también permite optimizar
los diferentes procesos dentro de ellas, haciendo más eficiente en muchos casos el uso de energía
y materias primas. Además permite diferenciación, posicionamiento, gestión del riesgo, entre
otras cosas, lo que se traduce finalmente en un valor agregado para toda la organización.
En el sector eléctrico, National Grid, empresa de transmisión eléctrica y de gas en UK, USA y
Canadá, midió la huella de carbono de su sistema de transmisión, y se ha impuesto una ambiciosa
meta: reducir un 45% sus emisiones de GEI en el año 2020 y un 80% del año 20502. De esta
manera ha iniciado una serie de acciones para mejorar e innovar en sus procesos para evitar fugas
de gases y uso de energía. En Colombia, la empresa de transporte de energía eléctrica Transelca,
también ha implementado medidas para reducir sus consumos energéticos y la fuga de gases.
En Chile, el Grupo CGE, impulsó recientemente la medición de su huella de carbono de todo el
holding, mientras avanza en la ejecución de planes y medidas para controlar las pérdidas de
energía y fuga de gases (SF6). Junto con esto, este grupo ha iniciado un trabajo con sus clientes
para implementar en conjunto proyectos de ERNC y Eficiencia Energética, así como para
entregarles información en relación a la Huella de Carbono asociada a sus consumos de gas y
electricidad.
Transelec S.A, no se ha quedado atrás en estos nuevos desafíos y en el año 2012 realizó por
primera vez la medición de su Huella de Carbono Corporativa, con un enfoque operacional3, que
incluye a Transelec S.A y su filial Transelec Norte S.A. Tanto el presente informe como el cálculo de
la huella de carbono se realizarán de acuerdo a los principios y requerimientos establecidos en la
Norma ISO14064-1:2006.
1Inglaterra- Las empresas que se encuentren el Main Market of the London Stock Exchange, deberán reportar desde el
año 2013 los GEI de sus organizaciones. Francia- Ley Grenelle II 2 Considerando un Alcance 1 y 2 para la medición de la HC.
3 Contabiliza todas las emisiones de GEI atribuibles a las operaciones o actividades sobre las cuales Transelec ejerce el
control
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 9
Para el cálculo se consideraron los tres alcances, Alcance 1: Consumo combustible por generación
de energía, consumo combustible por transporte y emisiones fugitivas, Alcance 2: Consumo de
electricidad y pérdidas por transmisión, y Alcance 3: Consumo de papel y toners, viajes aéreos y
viajes de los trabajadores contratados.
De esta manera, las emisiones de GEI de Transelec S.A, para el año 2012, ascienden a 280,544.3
Ton Co2-e, considerando los alcances 1, 2 y 3, siendo las pérdidas por transmisión la mayor parte
de estas emisiones (97,6%), rango acorde a lo que varias empresas internacionales de transmisión
de energía reportan: ISA-Colombia, reporta que un 94% de su Huella de Carbono corresponde a las
pérdidas por transmisión (Salazar, 2010), mientras que Northern Powergrid (UK) reporta que más
de un 97% de su huella corresponde a pérdidas para el año 2011 (Carbon Foorprint Report, 2011).
Sin considerar las pérdidas de transmisión, el total de emisiones es de 6,618.3 Ton Co2-e para el
año 2012, siendo el consumo de energía eléctrica el que más emisiones aporta (78%), seguido por
el consumo de combustible de vehículos (transporte) con un 8% aproximadamente y luego las
emisiones producidas por los viajes de los trabajadores contratados, de ida y vuelta a sus hogares,
con un 5% aproximadamente.
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2. CONTEXTO
Las Naciones Unidas ha declarado que el Cambio Climático (CC), es el problema ambiental
predominante en la actualidad. Por su parte, la United States Environmental Protection Agency
(EPA) menciona que se proyecta que la temperatura aumente entre 2-11,5° en los próximos cien
años, añadiendo que estos cambios en la temperatura media a nivel mundial, se traducirían en
inciertos y peligrosos cambios en el clima y el tiempo.
Por otra parte, son muchos los lugares en donde ya se han percibido las consecuencias del CC,
como cambios en las precipitaciones, resultando en inundaciones o sequías, cambios en la
frecuencia e intensidad de las olas de calor, cambios en océanos y glaciares.Los océanos se han
vuelto más cálidos y ácidos, las capas de hielo se han ido derritiendo y los niveles del mar han ido
aumentando. De esta manera, esta temática se ha vuelto una de las preocupaciones relevantes de
la agenda a nivel mundial.
La principal causa del CC son las actividades humanas, las cuales emiten gran cantidad de gases al
ambiente, como dióxido de carbono y otros gases de efecto invernadero, que provienen
principalmente de la quema de combustibles fósiles para producir energía. En este contexto, la
medición de la Huella de Carbono, se ha convertido en un indicador relevante al momento de
tomar acciones para mitigar el CC. Esta medición permite cuantificar, y gestionar de manera
adecuada, las emisiones totales de GEI producidas directa o indirectamente por personas,
organizaciones, productos y eventos.
La Huella de Carbono ha ido cobrando relevancia en los últimos años, siendo ampliamente
utilizado a nivel internacional, sobre todo en países de Europa y Estados Unidos, y exigiéndose su
comunicación en algunos países exigen que esta se comunique a los consumidores, un ejemplo de
ello es Inglaterra y Francia4. Adicionalmente muchas organizaciones del sector privado, en especial
el retail, están exigiendo que se comunique la Huella de Carbono tanto en sus productos como
servicios con el objetivo de que el cliente incluya esta información en su proceso de decisión de
compra, como es el caso de Tesco y Carrefour.
En el ámbito de las empresas, el contar con la Huella de Carbono, no sólo permite cumplir con
exigencias de los mercados y stakeholders, a nivel internacional, sino también permite optimizar
los diferentes procesos dentro de ellas, haciendo más eficiente en muchos casos el uso de energía
y materias primas. Además permite diferenciación, posicionamiento, gestión del riesgo, entre
otras cosas, lo que se traduce finalmente en un valor agregado para toda la organización.
En Chile las empresas preocupadas y comprometidas con la sustentabilidad y que integren
medidas de mitigación del CC, han ido ganan espacio y reconocimiento por parte del mercado y
4Inglaterra- Las empresas que se encuentren el Main Market of the London Stock Exchange, deberán reportar desde el
año 2013 los GEI de sus organizaciones. Francia- Ley Grenelle II
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 11
sus clientes, un ejemplo es la encuesta anual "Líderes en Cambio Climático” q e re i
Fundación Chile y Revista Capital, desde el año 2010, cuyo objetivo es medir el estado de avance
de las empresas, por parte de organizaciones, en la gestión del cambio climático. Por otro lado,
cerca del 60% de las personas atribuirían a las empresas una responsabilidad importante en el
cuidado del medio ambiente y en el aporte que ellas pueden realizar en temas de sustentabilidad,
de acuerdo a las encuestas "SustentaQué" (UDD, 2011) y “C s m éti e Chi e” (F d ió
Ciudadano Responsable en conjunto con la Universidad Diego Portales, 2012).
Este escenario implica nuevos desafíos a las empresas, las cuales han comenzado a generar un
modelo de negocios que incorpora los temas ambientales y sociales como parte de su estrategia.
En el sector eléctrico, National Grid, empresa de transmisión eléctrica y de gas en UK, USA y
Canadá, midió la huella de carbono de su sistema de transmisión, y se ha impuesto una ambiciosa
meta: reducir un 45% sus emisiones de GEI en el año 2020 y un 80% del año 20505. De esta
manera ha iniciado una serie de acciones para mejorar e innovar en sus procesos para evitar fugas
de gases y uso de energía. En Colombia, la empresa de transporte de energía eléctrica Transelca,
también ha implementado medidas para reducir sus consumos energéticos y la fuga de gases.
En Chile, el Grupo CGE, impulsó recientemente la medición de su huella de carbono de todo el
holding, mientras avanza en la ejecución de planes y medidas para controlar las pérdidas de
energía y fuga de gases (SF6). Junto con esto, este grupo ha iniciado un trabajo con sus clientes
para implementar en conjunto proyectos de ERNC y Eficiencia Energética, así como para
entregarles información en relación a la Huella de Carbono asociada a sus consumos de gas y
electricidad.
Transelec S.A., no se ha quedado atrás en estos nuevos desafíos y por primera vez realizará la
medición de su Huella de Carbono Corporativa y estimará los impactos ambientales (emisiones de
GEI y contaminantes locales) producto del atraso en la puesta en servicio de los proyectos de
transmisión del SIC que se encuentran en construcción.
Cabe destacar que, en Chile, el mercado eléctrico se ha reestructurado de manera diferente a
otros países, y ello tiene consecuencias a la hora de gestionar la huella de carbono de las empresas
involucradas. En Chile, las empresas de transmisión (como Transelec) son privadas e
independientes de las empresas de generación y distribución. Además, en Chile, la operación del
sistema eléctrico (despacho eléctrico) no es llevada a cabo por las empresas de transmisión (como
ocurre en algunos países tales como Reino Unido), sino por una entidad independiente, conocida
como Centro de Despacho Económico y Carga (CDEC). Esto tiene implicancias en que, por ejemplo,
dado que las pérdidas por transmisión son, en gran medida, el resultado de la operación que se
haga del sistema eléctrico, la empresa de transmisión no tiene el control sobre dichas pérdidas y,
consecuentemente, no puede gestionar más que una pequeña parte de la reducción de las
5Considerando un Alcance 1 y 2 para la medición de la HC.
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 12
emisiones asociadas a dichas pérdidas. Algo similar ocurre con el aumento de emisiones que se
producen en el sistema eléctrico completo por causa de un retraso en la entrada en operación de
una línea de transmisión.
El siguiente informe se estructura en dos capítulos principales. El primero muestra la metodología,
alcances y resultados de la Huella de Carbono Corporativa de Transelec, además en él se detallan
los límites, los supuestos y exclusiones de este cálculo, todo conforme a las consideraciones de la
Norma ISO 14.064. En el segundo capítulo se muestra la Metodología de Medición de Impactos
Ambientales del Retraso de Proyectos de Transmisión, en el cual se detalla la metodología del
cálculo (simulación mediante software OSE2000), los supuestos del estudio, los casos evaluados y
los resultados para cada uno de ellos. A continuación se presenta una descripción de Transelec
S.A., señalando sus características generales y estructura accionaria, además de los principales
servicios ofrecidos por la empresa.
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3. TRANSELEC S.A.
Empresa líder en la transmisión de electricidad en Chile, día a día cumple con el compromiso de
aportar al desarrollo del país y a la calidad de vida de los chilenos a través de un suministro
eléctrico seguro y confiable a través de 9,270 kilómetros de líneas de alta tensión transmite la
energía que llega al 98% de las personas que vive entre la ciudad de Arica y la isla de Chiloé,
Transelec expande y fortalece permanentemente su red de transmisión; el 2012 se agregaron 80
kilómetros de líneas al sistema. Esto es posible gracias al despliegue de la compañía en el país, sus
oficinas en Santiago, las cuales se coordinan con seis Oficinass Regionales, que velan por el buen
funcionamiento de las líneas de transmisión y de las 59 subestaciones, ubicadas de la I a la X
Región.
Transelec S.A. es una sociedad anónima abierta, controlada por el consorcio canadiense Brookfield
Asset Management (BaM) a través de Transelec Holdings Rentas Eléctricas Ltda. Desde 2003 la
compañía cuenta con una filial, Transelec Norte S.A., a cargo de las instalaciones en el SING. Con
respecto a su estructura accionaria, Transelec S,A está formado por la Sociedad Rentas Eléctricas I
Ltda., que posee 100 acciones y por la sociedad Transelec Holdings Rentas Ltda., que detenta las
restantes 999,900 acciones. Durante 2012 no hubo disminuciones ni aumentos de capital. Se
sumó al grupo Transelec, la sociedad Inversiones Eléctricas Transam Chile Limitada y sus
sociedades filiales Transmisora Abenor Limitada, Transmisora Araucana de Electricidad Limitada y
Transmisora Huepil Limitada, así como La sociedad CyT Operaciones SpA.
Figura 3-1: Estructura accionaria Transelec S.A (Fuente: Reporte de Sustentabilidad de Transelec, 2012)
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 14
Los tipos de servicio ofrecidos por Transelec son:
Soluciones integrales de transmisión: Lo que incluye tanto la evaluación del proyecto, la
realización de estudios de ingeniería y el diseño de la solución, así como la gestión y
construcción del proyecto, la operación y el mantenimiento.
Servicios de conexión: Para proyectos de consumo o inyección eléctrica, siempre que
cumpla con la Norma Técnica de Seguridad y calidad del servicio.
Operación y mantenimiento: De proyectos ya construidos y puestos en funcionamiento
para los clientes que tengan un contrato previo o realicen una solución de transmisión
para la compañía.
La misión de la empresa, es liderar en el desarrollo del sistema eléctrico nacional, expandiendo en
forma sustentable y eficiente, el sistema de transmisión y mejorando, rentable y continuamente,
la seguridad de energía eléctrica a lo largo de todo el país, Además cuenta con una política de
sustentabilidad, en la cual se han establecido ocho compromisos con la sustentabilidad,
relacionadas a la comunidad y el medio ambiente.
Respecto a las instalaciones físicas o activos que posee la empresa, además de contar con oficinas
corporativas en Santiago y oficinas regionales a lo largo de Chile, posee una importante red de
Subestaciones y Radioestaciones.
Dentro de las principales funciones de las de Subestaciones, se encuentran:
Interconectar líneas de centrales de generación (sistemas adicionales) y líneas de
transmisión.
Elevar el voltaje para reducir pérdidas en la transmisión y hacer más eficiente el proceso
(extremo transmisor de las líneas).
En los extremos receptores de una línea reducir el voltaje para conectarse a los sistemas
de subtransmisión y adicionales.
Contener los equipos primarios, de control, medidas, protecciones, de comunicaciones,
estructuras, fundaciones, que hacen posible la transmisión.
Dar confiabilidad al sistema eléctrico permitiendo la interconexión de sistemas.
Respecto a las Radioestaciones existen dos tipos: las activas y las pasivas. Las primeras alojan en su
interior equipos de radio activos (alimentados por energía). Mientras que las segundas son
repetidores que contienen arreglos de antenas o espejos que no tienen consumo eléctrico, este
tipo de Radioestación se utilizan cuando es necesario sortear algún obstáculo u obstrucción
geográfica (por ejemplo: un cerro) que impida la línea vista entre los dos puntos a comunicar.
1
HUELLA DE
CARBONO
CORPORATIVA
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 16
4. METODOLOGÍA CÁLCULO HUELLA DE CARBONO
El cálculo de la huella de carbono corporativa de Transelec S.A. y su filial Transelec Norte S.A. se
realizará para el período comprendido entre el 01 de enero y el 31 de diciembre del año 2012.
Estándares ut i l i zado s 4.1
Tanto el presente informe como el cálculo de la huella de carbono se realizarán de acuerdo a los
principios y requerimientos establecidos en la Norma ISO14064-1:2006 “G ses de efe t
invernadero, Parte 1: Especificación con orientación, a nivel de las organizaciones, para la
tifi ió y e i f rme de s emisi es y rem i es de ses de efe t i ver der ”.
Cabe destacar que esta Norma incorpora conceptos y requerimientos claves establecidos por el
World Business Council for Sustainable Development (WBCSD)/World Resources Institute (WRI) en
su documento Greenhouse Gas Protocol, CorporateAccounting and Reporting Standard, por lo que
también se incorporan los principios del Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG-Protocol)
en el cálculo de esta huella de carbono.
Año Base 4.2
El año 2012 es el primer año en que se realiza el inventario de GEI y el cálculo de la huella de
carbono corporativa de Transelec, por lo que se establecerá el año 2012 como año base histórico.
Alcance 4.3
4.3.1 Límites Organizacionales
Para establecer los límites organizacionales se deben elegir entre dos enfoques distintos
orientados a consolidar las emisiones de GEI, estos son: Enfoque de participación accionaria y
enfoque de control. En este caso se ha decidido utilizar un enfoque de control operacional.
Según el GHG Protocol "bajo el enfoque de control operacional, la empresa que posee el control de
una operación, ya sea de manera directa o a través de una de sus subsidiarias, deberá contabilizar
como propio el 100% de las emisiones de la operación". Se entiende que una empresa ejerce
control operacional sobre otra cuando ésta tiene plena autoridad para introducir e implementar
políticas operativas en las operaciones.
El límite organizacional definido para Transelec, comprenden las siguientes instalaciones físicas:
2 Oficinas Centrales, ubicadas en la RM (Hendaya 60 y Apoquindo 3721).
6 Oficinas Regionales ubicadas en las siguientes regiones: Metropolitana (RM), Coquimbo,
Maule, Biobío, La Araucanía y Antofagasta. De las cuales las 5 primeras se encuentran
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 17
asociadas a una Subestación de la región, estas son: Cerro Navia, Pan de Azúcar, Itahue,
Concepción y Temuco.
59 Subestaciones ubicadas a lo largo de Chile, de las cuales 5 corresponden a Transelec
Norte S.A. (ver Anexo I).
88 Radioestaciones ubicadas a lo largo de Chile, de las cuales 10 corresponden a Transelec
Norte S.A. Además 73 son activas y 15 pasivas, de las Radioestaciones activas 36 están
asociadas a una Subestación (alojadas dentro de ellas, por lo que reciben el mismo
nombre). Ver Anexo II.
La información respecto de las sociedades Inversiones Eléctricas Transam Chile Limitada,
Transmisora Abenor Limitada, Transmisora Araucana de Electricidad Limitada y Transmisora
Huepil Limitada, no se consideran parte del presente cálculo, ya que ellas fueron adquiridas a fines
del año 2012 por Transelec Norte S.A.6
4.3.2 Límites Operacionales
Los límites operacionales tienen como fin separar y definir las emisiones producidas por sus
operaciones, lo cual involucra identificar las emisiones asociadas a las operaciones de la
organización como directas o indirectas (alcances).
Los límites operacionales se dividen en tres alcances:
Alcance 1 (Scope 1): Emisiones directas de GEI
Estas emisiones ocurren en fuentes que son propiedas de la empresa o están controladas
por ella. Estas fuentes pueden ser calderas, hornos, vehículos, emisiones provenientes de
la producción química en equipos de proceso propios o controlados; y emisiones fugitivas
de equipos de refrigeración o aires acondicionados.
Alcance 2 (Scope 2): Emisiones indirectas de GEI
Estas emisiones incluyen las emisiones de la generación deelectricidad adquirida
(comprada) y consumida por la empresa. Las emisiones del alcance 2 ocurren físicamente
en la planta donde la electricidad es generada, y no la instalación que consume la energía
eléctrica.
Alcance 3 (Scope 3): Otras emisiones indirectas de GEI
Este alcance es una categoría opcional de reporte que permiteincluir el resto de las
emisiones indirectas. Estas emisionesson consecuencia de las actividades que la empresa
realiza, pero ocurren en fuentes que no son propiedad o no están controladas por ella.
6 De acuerdo a la información entregada por el cliente
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 18
Figura 4-1: Resumen de Alcances y Emisiones a través de la Cadena de Valor
Fuente: A Corporate Accounting and Reporting Standard, The Greenhouse Gas Protocol, 2004
Para el cálculo de la Huella de Carbono Corporativa, siempre se deben considerar los alcances 1 y
2 (obligatorios), mientras que la inclusión del alcance 3 es voluntario. A pesar de que este último
no es obligatorio, si se recomienda incorporarlos las actividades con mayor relevancia para la
empresa, como puede ser el transporte (empleados, de negocios, de insumos, etc.) o la gestión de
residuos.
4.3.2.1 Fuentes de emisión inc luidas
A continuación se muestran las fuentes de emisión incluidas en el cálculo de la Huella de Carbono,
por alcance:
Tabla 4-4-1: Fuentes de emisión incluidas en el cálculo de HC de Transelec S.A
Alcances Fuentes de emisión por alcance
Alcance 1 |
Emisiones directas
Consumo combustibles utilizados en equipos que generan calor, vapor o
electricidad en oficinas y subestaciones
Consumo combustibles de los vehículos (con leasing)
Fuga de gas SF6 en subestaciones
Alcance 2 |
Emisiones indirectas
Consumo de electricidad en oficinas (sucursales), subestaciones y
radioestaciones
Pérdidas por transmisión de energía (troncal y sub - transmisión)
Alcance 3 |
Otras emisiones
indirectas
Viajes aéreos de negociosde los trabajadores contratados
Viajes de ida y vuelta al trabajo de los trabajadores contratados (incluye
oficinas y mantenimiento)
Consumo de papel (resmas)
Consumo de toners
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4.3.3 Metodología de cuantificación util izada
La metodología utilizada para el cálculo de la Huella de Carbono Corporativa se basa en la
multiplicación de los datos recolectados para cada actividad (ejemplo: el consumo de diésel o
consumo de electricidad en las oficinas) por los factores de emisión correspondientes.
4.3.3.1 Factores de emisión
Los factores de emisión de CO2 utilizados para combustibles (fuentes fijas y móviles), son los
siguientes:
Tabla 4-4-2: Factores de emisión de CO2 de los combustibles más utilizados en Chile
Combustible [kg CO2/TJ] [kg CO2/m3] [kg CO2/ton]
Gasolina para vehículos 69.300 2.241 3.070
Kerosene de aviación 71.500 2.554 3.153
Diésel 74.100 2.676 3.186
Fuente: Elaboración propia en base a las Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto
invernadero cuadro 1,2, cuadro 2,2 y el Balance Nacional de Energía 2009.
Tabla 4-4-3: Factores de emisión producto de emisiones CH4 y N2O asociados a distintas tecnologías utilizadas en la industria chilena
Tecnología CH4 [kg/TJ]
N2O [kg/TJ]
CO2[kg/m3]
Calderas de petróleo combustible 3 0,3 2.905
Calderas Diésel 0,2 0,4 2.681
Motores grandes estacionarios de diésel >6 00hp (447 kW)
4 ND 2.680
Calderas de gas licuados de petróleo
0,9 4 1.673
Fuente: Elaboración propia en base a las Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto
invernadero cuadro 1.2, cuadro 2.2 y al Balance Nacional de Energía 2009.
Los factores de emisión de los sistemas eléctricos para Chile, utilizados son los reportados por el
Ministerio de Energía:
Tabla 4-4-4: Factores de emisión sistemas eléctricos
Sistema [t CO2-e/MWh]
SIC 0,391
SING 0,806
Fuente: Ministerio Energía, 2013
Los factores de emisión utilizados para los medios de transporte, por pasajero por kilómetro
(pkm), se resumen a continuación.
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Tabla 4-4-5: Factores de emisión para diferentes medios de transporte
Medio Transporte [Kg CO2-e/pkm] Fuente
Metro 0,0323 Metro de Santiago, 2009. Reporte de Sustentabilidad 2009
pp.51-52
Transantiago (Bus) 0,04 Huella Carbono Banco Estado. Estimación Fundación Chile,
2012
Vuelos cortos
(menor a 600 km)
0,20124
DEFRA(2012).2012 Guidelines to Defra. DECC's GHG Conversion Factors for Company Reporting.
Vuelos medios
(entre 600-3700 km)
0,11486 DEFRA(2012). 2012 Guidelines to Defra. DECC'sGHG Conversion
Factors for Company Reporting.
Vuelos largos
(mayor a 3700 km)
0,13143 DEFRA(2012). 2012 Guidelines to Defra. DECC's GHG
Conversion Factors for Company Reporting.
Taxis 0,1834 Estimación propia basado en datos de Rodríguez, H., & Gonzáles, F. (2000) y DEFRA (2012).
El factor de emisión para los taxis fueron calculados en base a la información entregados por los
datos de Rodríguez, H., & Gonzáles, F. (2000), en un estudio para el transporte de Colombia, en
donde se estima un factor de emisión de 0.262 kg/km para cada taxi. Suponiendo una ocupación
promedio de 2.5 pasajeros en el taxi (datos DEFRA).
Tabla 4-4-6. Factor de emisión para toner
Insumo [KgCO2-e/por-producto]7 Fuente
Toner8 4.399 Best Foot Forward and the Centre for
Remanufacturing and Reuse (2008). Pág 20.
Tabla 4-4-7. Factor de emisión para el papel
Insumo [t CO2-e/ton-papel] Fuente
Producción-Papel9 1.07 EPA (2012)
Transporte-Papel 0.146 DEFRA 2012. Pág. 33 y www.portworld.com, considerando 6,532 km de distancia desde Santos-Brasil a Valparaíso-Chile.
4.3.3.2 Potencial de Calentamiento Global (PCG)
Según el GHG-Protocol el PCG "describe el impacto de la fuerza de radiación (grado de daño a la
atmósfera) de una unidad de un determinado GEI en relación a una unidad de CO2"
7 No se diferencia entre toner blanco y negro y de color. 8 Este estudio utiliza la información de Cartridge World para un mono toner cartridge. 9 Este tipo de papel se refiera al utilizado en impresoras y fotocopiadoras. Paper made from uncoated bleached chemical pulp (EPA).
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Tabla 4-4-8: Potencial de Calentamiento Global de los GEI
Nombre Fórmula PCG (a 100 años)
Dióxido de Carbono CO2 1
Metano CH4 25
Óxido nitroso N2O 298
Hexafluoruro de azufre SF6 22,800
Fuente: IPCC Fourth Assessment Report (AR4): Climate Change 2007- The Physical Science Basis
Estos potenciales permiten tener una unidad universal de medida, conocida como el Co2
equivalente (CO2-e), la cual indica PCG de cada gas de efecto invernadero, expresado en términos
del PCG de una unidad de dióxido de carbono- CO2.
4.3.4 Exclusiones
A continuación se presentan las exclusiones en el cálculo, con su correspondiente justificación:
Tabla 4-4-9. Exclusiones del cálculo de HC de Transelec S.A
Fuente de emisión Fundamentación de la exclusión
Disposición de residuos Datos poco precisos
Insuficiente información disponible
Transporte de insumos Datos poco precisos
Insuficiente información disponible
Viajes de empleados subcontratados Técnicamente inviable obtener datos de la actividad
Emisiones Fugitivas de Equipos de Aire
Acondicionado (AA)
No existe registro de la reposición de refrigerantes para
los equipos de AA.
Grupos electrógenos de Subestaciones sin
registro
No existe registro de consumo de combustible (grupos
electrógenos) para 37 Subestaciones.
Subestaciones sin registro de consumo
eléctrico
No existe registro para 28 Subestaciones (ver Anexo I).
De las cuales 18 corresponden a estaciones
desatendidas en las que no existe consumo de energía
asociados. No se realiza un supuesto o estimación para
ellas, ya que los consumos eléctricos son muy dispares
entre una y otra instalación.
Proyectos en construcción Los proyectos son realizados por terceros (o agentes
externos), por lo que las actividades, materiales,
transporte que se incluya en la construcción del
proyecto no está bajo el control directo de Transelec
S.A. o Transelec Norte S.A.
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Incertidumbre de la información 4.4
La incertidumbre asociada a la estimación o cálculo de la huella de carbono se debe a la
incertidumbre de dos parámetros: los factores de emisión utilizados en el cálculo y los datos
recopilados de cada actividad identificada previamente.
4.4.1 Incertidumbre en los datos de la actividad
Con el objetivo de disminuir la incertidumbre de los datos recopilados, los cuales se encuentran
generalmente como un único dato puntual (ej: litro de diésel o kg de papel consumido), se debe
determinar la precisión del equipo de medición físico de monitoreo o realizar las calibraciones de
ellos conforme a las especificaciones técnicas de cada equipo o instalación.
Es importante mencionar que los datos utilizados para este cálculo son de gestión interna, lo
cuales son revisados y validados por la gerencia correspondientes.
4.4.2 Incertidumbre en los factores de emisión
Los factores de emisión utilizados para el cálculo son de fuentes oficiales como el Ministerio de
Energía de Chile, el cual proporciona diferentes factores de emisión por combustible y tecnología
utilizada, toda esta información se basa en documentos publicados por el IPCC (2006) y el Balance
de energía nacional (2009). La selección de estos factores de emisión busca minimizar, en la
medida de lo posible, la incertidumbre asociado a este tipo de dato.
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5. IDENTIFICACIÓN FUENTES DE EMISIÓN
Ident if icación y c lasi f icación 5.1
La siguiente tabla muestra los datos considerados de las emisiones de GEI de Transelec S.A. y
Transelec Norte S.A. por alcance. Las pérdidas por transmisión también se consideran -pero éstas
no se muestran en la tabla- ya que estos datos se encuentran a nivel global y no por Oficina
Regional.
Tabla 5-5-1. Resumen de datos considerados por alcance, por Oficina Regional10
Oficina
Regional
Alcance 1 Alcance 2 Alcance 3
Norte Grande
(ONG)
Consumo de Diesel para equipos
electrógenos.
Consumo combustible vehículos.
Emisiones fugitivas de SF6.
Consumo eléctrico
para SS/EE.
Consumo eléctrico
para RR/EE.
Consumo papel
Consumo de
toners
Norte Chico
(ONC)
Consumo combustible vehículos.
Emisiones fugitivas de SF6.
Consumo eléctrico
para SS/EE.
Consumo eléctrico
para RR/EE.
Consumo papel
Zona Central
(OCC)
Consumo de Diesel para equipos
electrógenos.
Consumo combustible vehículos.
Emisiones fugitivas de SF6.
Consumo eléctrico
para SS/EE.
Consumo eléctrico
para RR/EE.
Consumo papel,
detalle para las
oficinas centrales.
Consumo de
toners Centro Sur
(OCS)
Consumo combustible vehículos.
Emisiones fugitivas de SF6.
Consumo eléctrico
para SS/EE.
Consumo eléctrico
para RR/EE.
Consumo papel
Zona Biobío
(OBB)
Consumo de Diesel para equipos
electrógenos.
Consumo combustible vehículos.
Emisiones fugitivas de SF6.
Consumo eléctrico
para SS/EE.
Consumo eléctrico
para RR/EE.
Consumo papel
Zona Sur Consumo de Diesel para equipos Consumo eléctrico Consumo papel
10 Estos datos pueden ser clasificados por tipo de fuente, como el IPCC señala:
1. Fuentes fijas o estacionarias (FF): Emisiones que se deben a la quema de combustibles en equipos estacionarios tales como generadores y calderas.
2. Fuentes móviles (FM): Emisiones que se deben a la quema de combustibles en equipos móviles tales como automóviles, camiones, buses, trenes, grúas horquilla, aviones, barcos, entre otros.
3. Emisiones de procesos: Emisiones asociadas a procesos químicos o físicos específicos, tales como la elaboración de ácido nítrico a partir de amoníaco.
4. Emisiones fugitivas: Emisiones que se deben a las fugas intencionales o no intencionales de otros gases, como los CFCs, HFCs,y SF6.
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Oficina
Regional
Alcance 1 Alcance 2 Alcance 3
(OSS) electrógenos.
Consumo combustible vehículos.
Emisiones fugitivas de SF6.
para SS/EE.
Consumo eléctrico
para RR/EE.
Recolecc ión de datos 5.2
La información recolectada fue proporcionada directamente por la empresa. Para la recopilación
de la información se utilizó un documento Excel en donde se ingresaron los datos por alcance 1, 2
o 3. Por su parte Transelec además de rellenar la planilla, envió los datos en sus propios formatos
con el objetivo de respaldar la información y chequearla en casos de errores, como se muestra en
la figura 5-1.
Figura 5-1. Ejemplo de una sección de la planilla
Junto con esta información se adjuntaron facturas asociadas al consumo eléctrico de
Subestaciones, Radiosestaciones, Sucursales y Oficinas Centrales. Además de planillas Excel en
donde se registra el consumo de electricidad de diferentes subestaciones, que son abastecidas por
los servicios auxiliares, para más detalle del tipo de respaldo ver Anexo II.
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5.2.1 Encuesta Trabajadores – Transporte
Cómo se explicitó anteriormente, se incorporó en el alcance 3, los viajes ida y vuelta desde la casa
al trabajo así como los viajes de negocios (avión) realizados por trabajadores contratados de la
empresa. El cálculo de la huella de carbono asociada a estas actividades, se realizó a través de una
encuesta online, la cual se envió a todos los trabajadores contratados de Transelec S.A. y Transelec
Norte S.A.
La encuesta se realizó entre los días 22 de octubre hasta al 4 de noviembre del año 2013, y fue
enviada a todos los trabajadores contratados Transelec (545 en total), a través de la intranet. Para
esto se contó con el apoyo del cliente quienes entregaron información acerca de la encuesta que
se realizaría, motivando a sus trabajadores para contestarla.
Figura 5-2. Portada encuesta Transelec S.A
La encuesta permitió identificar en que región, lugar (subestación o sucursal) y área trabaja la
persona, para luego desplegar un mapa donde los trabajadores pueden identificar de manera
exacta el lugar de partida de su trayecto. Esto permitió tener un cálculo más preciso de los
kilómetros que cada uno recorre todos los días desde su casa al trabajo.
Adicionalmente la encuesta permitió levantar información acerca del tipo de movilización que
utilizan los trabajadores, y si es única o es una combinación de medios (ej: bus y metro), para
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contestar esta sección se pidió sider r f rm de tr s rt rse r sem “tí i ”
“ mú ”11.
En la misma encuesta se incluyó una sección que recogía información acerca de los viajes aéreos
realizados por el trabajador en el año 2012, identificando el lugar de ida y llegada, además de las
veces que realizó esta ruta el 2012. Además de una sección que permitiera identificar algunas
conductas asociadas a la disminución o mitigación de la Huella de Carbono (por ejemplo: interés
del carpooling), y los motivos e incentivos que ayudarían a las personas a movilizarse en
transporte público o bicicleta.
La encuesta fue contestada por 248 trabajadores, al chequear las respuestas, la base de datos fue
depurada quedando el número total a considerar fue de 244 encuestas12. De estos 244
trabajadores, 44 de ellos habían entrado el 2013 a Transelec S.A. por lo que no fueron
considerados en el cálculo de la Huella de Carbono del año 2012, pero si para el análisis de
conductas que se realizó (ver sección 9).
Supuestos 5.3
Ámbito Supuestos
Consumo eléctrico|
Oficinas Centrales
Se completó la información de aquellos meses faltantes de facturas con el
promedio del consumo del resto del año (por Subestación)13
.
Consumo eléctrico|
Radioestaciones
Para las Radioestaciones activas con microondas no asociadas a ninguna
subestación, se consideró un consumo de 850 kWh (datos dados por
Transelec S.A. y corroborados con el promedio de las facturas existentes).
Para las Radioestaciones activas con VHF no asociadas a ninguna
subestación, se consideró un consumo de 30 kWh (datos dados por
Transelec S.A., corroborados con el promedio de las facturas existentes).
Para las Radioestaciones asociadas a una Subestación se consideró que el
consumo de electricidad de la Radioestación se encontraba en la factura o
datos asociados a las subestación correspondiente (supuesto corroborado
por Transelec).
Transporte
trabajadorescontratados
– ida y vuelta a su hogar
Las emisiones asociadas al transporte de los trabajadores contratados desde
el hogar hasta el lugar de trabajo se basó en la información que se obtuvo
de la encuesta realizada a Transelec, Los datos obtenidos fueron
extrapolados para el total de los trabajadores contratados.
Se consideró que las respuest s de m vi i ió de sem “tí i ” es
igual para todas las que restan del año.
11Esto se entiende como estos son los medios de transportes que utilizan ellos de forma más frecuente a la
semana. 12
En estas cuatro preguntas hubo un problema en el registro de la información por lo cual fueron sacadas de la base de datos de la encuesta utilizada para los análisis. 13
Esta estimación se realizó cuando no fue posible encontrar datos certeros del consumo de electricidad en las boletas enviadas por la empresa.
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Ámbito Supuestos
Se consideraron 240 días hábiles para el año 2012 en los viajes ida y vuelta
de los trabajadores.
32 km/litro, rendimiento promedio de una moto. Fuente: Conaset.
http://www.conaset.cl/conaset_web/noticia.php?id=44
Viajes aéreos Las distancias recorridas por los aviones, se calcularon en base a los
kilómetros entregados por la siguiente página http://es.distance.to/
Consumo Papel Se considera sólo el consumo de resmas de papel, ya que representan más
del 99% de las unidades consumidas, según los datos enviados por
Transelec.
Se considera resmas tipo carta y el resto oficio, según los datos enviados por
Transelec.
Para el papel carta se utilizaron los datos de la marca Chamex, ancho de
0.216 m y de alto 0.279 con gramaje de 75 g/m2.
Para el papel oficio se utilizaron los datos de la marca Chamex, ancho de
0.216 m y de alto 0.33 con gramaje de 75 g/m2.
Gerencias zonales sólo se utilizan resmas tipo carta, ya que el 90% de las
resmas compradas son carta, según datos de enviados por Transelec.
Consumo Toners Se considera que el consumo es sólo de toners HP, ya que ellos representan
más del 99% de las unidades consumidas, según los datos enviados por
Transelec.
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6. RESULTADOS
Las emisiones de GEI de Transelec,para el año 2012, corresponden a 280,548.3 Ton Co2-e,
considerando los alcances 1, 2 y 3. Este valor incluye las pérdidas de transmisión (alcance 2). Ver
tabla 6-1.
Tabla 6-1. Huella de Carbono Corporativa de Transelec S.A. y Transelec Norte S.A., considerando las pérdidas por transmisión.
Alcance
Actividad
Emisiones [Ton Co2-eq/año]
% de la HC
1 Generación de energía 19.4 0.01%
1 Transporte 494.1 0.18%
1 Emisiones Fugitivas 321.5 0.11%
2 Consumo energía 5,193.2 1.85%
2 Pérdidas transmisión 273,930 97.64%
3 Consumo papel 18.3 0.01%
3 Consumo toners 3.3 0.00%
3 Viajes trabajadores contratados 340.1 0.12%
3 Viajes aéreos 228.5 0.08%
TOTAL 280,548.3 100%
Se observa que las pérdidas de energía representan más del 97% de la Huella de Carbono de
Transelec S.A, esto se encuentra acorde a lo que varias empresas internacionales de transmisión
de energía reportan: ISA-Colombia, reporta que un 94% de su Huella de Carbono corresponde a las
pérdidas por transmisión (Salazar, 2010), mientras que Northern Powergrid (UK) reporta que más
de un 97% de su huella corresponde a pérdidas para el año 2011 (Carbon Foorprint Report, 2011).
Sin considerar las pérdidas de energía, el total de emisiones es de 6,618.3 Ton Co2-e para el año
2012, siendo el consumo de energía el que más emisiones aporta.
Tabla 6-2. Huella de Carbono Corporativa de Transelec S.A. y Transelec Norte S.A., sin considerar las pérdidas por transmisión.
Alcance
Actividad
Emisiones [Ton Co2-eq/año]
% de la HC
1 Generación de energía 19.4 0.29%
1 Transporte 494.1 7.47%
1 Emisiones Fugitivas 321.5 4.86%
2 Consumo energía 5,193.2 78.47%
3 Consumo papel 18.3 0.28%
3 Consumo toners 3.3 0.05%
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Alcance
Actividad
Emisiones [Ton Co2-eq/año]
% de la HC
3 Viajes trabajadores contratados 340.1 5.14%
3 Viajes aéreos 228.5 3.45%
TOTAL 6,618.3 100%
Sin considerar las pérdidas por transmisión, se observa que el alcance 2 es el ámbito que más
emisiones de GEI aporta (78%), seguido por el de alcance 1 (13%).
Figura 6-1. Emisiones de Transelec S.A y Transelec Norte S.A., por Alcance- sin pérdidas por transmisión
Al analizar la Huella de Carbono Corporativa, a nivel de actividades, se observa que las emisiones
producidas por el consumo de energía eléctrica (78%) son las que mayor incidencia tienen en ella,
seguida por las emisiones producidas por el consumo de combustible de vehículos (transporte)
con un 8% aproximadamente y luego las emisiones producidas por los viajes de los trabajadores
contratados, de ida y vuelta a sus hogares, con un 5% aproximadamente.
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Figura 6-2. Emisiones de Transelec S.A y Transelec Norte S.A. por Actividad-sin pérdidas por transmisión
A nivel descriptivo se muestra en la Tabla 6-3, las emisiones producidas por Transelec S.A y las de
Transelec Norte S.A
Tabla 6-3. Emisiones de GEI de Transelec S.A y Transelec Norte S.A
Alcance Actividad Emisiones Transelec S.A [Ton Co2-e]
Emisiones Transelec Norte S.A [Ton Co2-e]
1 Generación de energía 13.3 6.1
1 Transporte 429.8 64.3
1 Emisiones Fugitivas 314.6 6.8
2 Consumo energía 4,536.1 657.1
2 Pérdidas transmisión 239,264 34,666
3 Consumo papel 18.0 0.3
3 Consumo toners 3.25 0.013
3 Viajes trabajadores contratados 330 10.1
3 Viajes aéreos 226 2.4
Total 245,135.1 35,413.1
Es importante considerar que a pesar que esta información nos permite identificar los principales
hotspots de cada empresa, no permite comparar el desempeño ambiental entre ellas. Para esto se
requiere desarrollar indicadores unitarios adecuados a las actividades u operaciones que se
realizan.
1.1
ALCANCE 1
EMISIONES
DIRECTAS
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Alcance 1- Emis iones Directas 6.1
Las emisiones de GEI del alcance 1, para el año 2012, corresponden a 835 Ton Co2-e. Esto
representa aproximadamente un 13% del total de la Huella de Carbono (sin considerar las
pérdidas por transmisión).
Siendo el consumo de combustible en vehículos (transporte) el que más emisiones de GEI aporta,
con un 59%, seguido por las emisiones fugitivas con un 39%.
Figura 6-3. Emisiones del alcance 1 por actividad
Las emisiones producidas r tivid d “ e er ió de e er í ”, se obtuvieron de la
información suministrada por Transelec en relación al consumo de combustible que utilizan sus
grupos electrógenos (grupos de emergencias instalados en subestaciones, sucursales y oficinas
centrales). Estas emisiones se calcularon multiplicando el consumo de diésel (fuente fija) por el
factor de emisión correspondiente (ver Tabla 4-4-2 y Tabla 4-4-3).
Las emisi es r d id s r tivid d “tr s rte”, son aquellas asociadas al consumo de
combustible de cada vehículo que Transelec utiliza (controla su operación) para mantenciones de
líneas o instalaciones, emergencias, entre otras cosas. Estas emisiones se calcularon multiplicando
el consumo de diésel o gasolina (fuentes móviles) por el factor de emisión correspondiente en
cada caso. La información requerida para el cálculo fue suministrada por Copec a Transelec.
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Finalmente las emisiones fugitivas fueron calculadas en base a la información entregada por
Transelec para cada Oficina Regional. Sólo se consideró las pérdidas de SF6.14
6.1.1 Emisiones por Oficina Regional
Los resultados asociados a las emisiones de las distintas actividades a nivel gerencial (Alcance 1),
permite identificar los principales hotspots (actividades que tienen las mayores emisiones de GEI
asociadas), para posteriormente planificar la gestión de estas. En ningún caso permite comparar el
desempeño ambiental entre las distintas zonas gerenciales. Para esto se requiere desarrollar
indicadores unitarios adecuados a las actividades u operaciones que realizan.
6.1.1.1 Generación energía| Consumo de Com bust ib le
Se obtuvieron datos de todas las oficinas regionales a excepción de la oficina del norte grande
(que posee 4 SS/EE). Para las distintas Oficinas (zonas) se obtuvieron los siguientes datos15:
ONC: Se obtuvieron datos de 8 SS/EE de un total de 17 (47%).
OCC: Sólo se obtuvo el consumo de combustible para la Oficina central (Apoquindo 3721).
No se tienen datos de SS/EE (de un total de 7).
OCS: Se obtuvieron datos para 3 SS/EE de un total de 13 (23%).
OBB: Se obtuvieron datos para 6 SS/EE de un total de 13 (26%).
OSS: Se obtuvieron datos para las 5 SS/EE (100%).
Tabla 6-4. Emisiones de GEI de Generación de energía (consumo combustible) por Oficina Regional
Oficina Regional Consumo [m3/año] Emisiones [Ton Co2-e]
%
ONG - - 0%
ONC 0.97 2.61 13%
OCC 0.21 0.57 3%
OCS 1.56 4.17 22%
OBB 0.69 1.86 10%
OSS 3.80 10.19 53%
Total 7.2 19.4 100%
14 No se cuenta con un tipo de reporte formal de SF6. Estas pérdidas fueron entregadas por la empresa y corresponden
a estimaciones de cada oficina regional. 15
Para ver detalles de la información utilizada y la faltante ver sección 13.
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6.1.1.2 Transporte| Consumo de Combust ible
Se obtuvieron datos del consumo de diésel o gasolina de los vehículos controlados (leasing) por
Transelec S.A para todas las oficinas regionales.
Tabla 6-5. Emisiones de GEI de Transporte (consumo combustible) por Oficina Regional
Oficina Regional
Consumo [m3/año]
Emisiones [Ton Co2-e]
%
ONG 26.14 64.29 13%
ONC 44.26 113.74 23%
OCC 26.80 64.64 13%
OCS 46.32 112.65 23%
OBB 32.21 78.33 16%
OSS 24.15 60.44 12%
Total 199.9 494.1 100%
6.1.1.3 Emisiones Fugit ivas
Transelec entregó los datos de kg SF6 que se reponen cada mes para cada Oficina Regional. En este
caso, además se calcula un indicador según los kilómetros de línea que hay por Oficina Regional.
En este caso particular, fue posible desarrollar un indicador unitario que permite comparar la
performance de las distintas oficinas regionales, en relación a las emisiones fugitivas.
Tabla 6-6. Emisiones de GEI por Emisiones Fugitivas por Oficina Regional
Oficina Regional
Cantidad [Kg SF6-año]
Emisiones [Ton Co2-e]
% Km líneas Indicador [Ton Co2-e/km líneas]
ONG 0.3 6.84 2% 1,233 0.006
ONC 6.6 150.48 47% 2,308 0.065
OCC 2.7 61.56 19% 1,286 0.048
OCS 1.8 41.04 13% 1,530 0.027
OBB 2.4 54.72 17% 1,831 0.030
OSS 0.3 6.84 2% 1,082 0.006
Total 14.1 494.1 100% 9,270 0.053
Se recomienda analizar las oficinas regionales ONC y OCC, ya que ellas presentan un indiciador
[Ton Co2-e/km líneas] superior a las de las otras oficinas.
1. 2 2
ALCANCE 2
EMISIONES
INDIRECTAS
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Alcance 2- Emis iones Indirectas 6.2
Las emisiones de GEI del alcance 2, para el año 2012, corresponden a 279,123.2 Ton Co2-e. Esto
representa aproximadamente un 97.6 % del total de la Huella de Carbono (considerando las
pérdidas por transmisión). Sin considerar las pérdidas las emisiones son de 5,193.2 Ton Co2-e, lo
que corresponde a un 78% del total de la Huella de Carbono (sin pérdidas).
En la Figura 6-4 se muestran los porcentajes de emisiones para cada actividad, para este alcance,
siendo las pérdidas por transmisión el que más emisiones de GEI aporta, representando un 98%
del total.
Figura 6-4. Emisiones del alcance 2 por actividad
Las emisiones producidas por el consumo de energía eléctrica se obtuvieron a partir de las
facturas entregadas por Transelec para las oficinas centrales, subestaciones y radioestaciones,
además de una planilla de consumo de electricidad de los Servicios Auxiliares y estimaciones de
consumo eléctrico para los distintos tipos de Radioestaciones que existen, entregados por
Transelec. Así, las emisiones asociadas al consumo de energía eléctrica, se calcularon
multiplicando el consumo de energía eléctrica (kWh) por el factor de emisión del sistema
correspondiente (SIC o SING).
Por otro lado, las emisiones producidas por las pérdidas de transmisión fueron calculadas en base
a las estimaciones realizadas por Transelec, para el sistema troncal y de sub-transmisión. Las
pérdidas se multiplicaron por el factor de emisión del sistema correspondiente (SIC o SING).
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6.2.1 Emisiones por Oficina Regional
Los resultados asociados a las emisiones de las distintas actividades a nivel gerencial (alcance 2),
permite identificar los principales hotspots (actividades que tienen las mayores emisiones de GEI
asociadas), para posteriormente planificar la gestión de estas. En ningún caso permite comparar el
desempeño ambiental entre las distintas oficinas regionales. Para esto se requiere desarrollar
indicadores unitarios adecuados a las actividades u operaciones que realizan.
6.2.1.1 Consumo de energía
Se obtuvieron datos del consumo de electricidad para 27 de las 59 Subestaciones (46%)16, además
de las 5 sucursales gerenciales.
Para el consumo de las Radioestaciones para las cuales no se tuvieran facturas o no se
encontraran asociadas a una Subestación, se utilizaron los datos entregados por Transelec
(estimados y chequeados por la empresa) para cada tipo de Radioestación (VHF o Microondas),
para más detalle ver Anexo II. Estos datos fueron revisados por el equipo consultor, chequeando
que los valores entregados por la empresa, se encontraran en un rango coherente al promedio
obtenido a partir de las facturas.
Tabla 6-6-7. Emisiones de GEI de Consumo de Electricidad por Oficina Regional
Oficina Regional
Consumo [kWh/año]
Emisiones [Ton Co2-e]
%
ONG 842,242. 676.65 13.0%
ONC 1,560,229 610.05 11.7%
OCC 5,073,571.00 1,983.77 38.2%
OCS 2,023,111 791.04 15.2%
OBB 2,328,909 910.60 17.5%
OSS 565,454 221.09 4.3%
Total 12,393,516 5,193.2 100%
6.2.1.2 Pérdidas por transmis ión
Las pérdidas por transmisión no están desagregadas por Oficina Regional, sino por Troncal o Sub-
Transmisión. El año 2012 se emitieron 273,930 Ton Co2-e, de las cuales 176,254.7 Ton Co2-e
(64%) corresponden a emisiones en el troncal y 97,675.3 Ton Co2-e (36%) a las emisiones en la
sub-transmisión.
16 Es importante avanzar en la recolección de la información faltante para contar con una línea base de emisiones de GEI
del año 2012 con mayor precisión. Ver Sección 7.1
1. 3 2
ALCANCE 3
OTRAS
EMISIONES
INDIRECTAS
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Alcance 3- Otras Emis iones Indirectas 6.3
Las emisiones de GEI del alcance 3, para el año 2012, corresponden a 590.2 Ton Co2-e. Esto
representa aproximadamente un 9 % del total de la Huella de Carbono (sin considerar las pérdidas
por transmisión).
Siendo los viajes de los trabajadores contratados, ida y vuelta a su hogar, es el que más emisiones
aporta (58% del total del alcance). Seguido por el 39%, que corresponde a los viajes aéreos
realizados por los trabajadores contratados (619 viajes en total) para el año 2012.
Figura 6-5. Emisiones del alcance 3 por actividad17
Las emisiones producidas por el consumo de papel, se calcularon en base a la información
entregada por Transelec para el consumo de las oficinas centrales y de algunas sucursales. Con
esta información se calculó la cantidad de toneladas utilizadas al año (según tipo de hoja, carta u
oficio) y finalmente este consumo se multiplicó por el factor de emisión de papel, que en este
considera la fabricación y transporte de éste. Para los toners, se realizó el mismo procedimiento
pero esta vez se multiplicó por el factor de emisión el cual sólo considera la producción de ellos, ya
que no se tiene información del transporte de ellos a Chile (ver Tabla 4-4-6).
17 El consumo de toner es de 0.05%
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Las emisiones asociadas a los viajes de los trabajadores contratados, se calcularon a partir de la
información levantada por la encuesta realizada a los colaboradores de Transelec, desarrollada por
el equipo consultor. La encuesta permitió levantar información acerca de los medios de transporte
utilizados por los trabajadores e “sem tí i ” y s ve es que realizaban ese recorrido.
Esto permitió obtener la distancia que recorre cada persona diariamente. Luego las emisiones se
calcularon en base a la distancia recorrida por el factor de emisión dependiendo del medio de
transporte utilizado (ver Tabla 4-4-2 y Tabla 4-4-5 tabla 4-2 y 4-5).
Finalmente para los viajes aéreos se calculó las emisiones, considerando los trayectos recorridos
por los trabajadores, el número de repeticiones al año, y el factor de emisión para cada tipo de
vuelo (tres categorías: corto, medio y largo). Ver Tabla 4-4-2.
6.3.1 Emisiones por Oficina Regional
Los resultados asociados a las emisiones de las distintas actividades a nivel gerencial (Alcance 3),
permite identificar los principales hotspots (actividades que tienen las mayores emisiones de GEI
asociadas), para posteriormente planificar la gestión de estas. En ningún caso permite comparar el
desempeño ambiental entre las distintas zonas gerenciales. Para esto se requiere desarrollar
indicadores unitarios adecuados a las actividades u operaciones que realizan.
6.3.1.1 Consumo Papel
Para el cálculo de las emisiones por el consumo de papel sólo se consideró el uso de papel de
oficina (carta y oficio).
Tabla 6-6-8. Emisiones de GEI del Consumo de Papel por Oficina Regional
Oficina Regional Consumo papel [Ton/año]
Emisiones [Ton Co2-e]
%
ONG 0.27 0.330 1.8%
ONC 1.36 1.649 9.0%
OCC 11.69 14.213 77.5%
OCS 0.35 0.429 2.3%
OBB 1.14 1.385 7.6%
OSS 0.27 0.330 1.8%
Total 15.1 18.335 100%
6.3.1.2 Consumo Toners
Sólo fue posible calcular las emisiones asociadas al consumo de toners de las gerencias zonales del
Norte Grande y de la zona Central, únicas gerencias que contaban con información requerida para
su cálculo.
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Tabla 6-6-9. Emisiones de GEI del Consumo de Toners por Oficina Regional
Oficina Regional Consumo Toner [Toners/año]
Emisiones [Ton Co2-e]
%
ONG 3 0.013 0.4%
ONC - 0.000 0.0%
OCC 739 3.251 99.6%
OCS - 0.000 0.0%
OBB - 0.000 0.0%
OSS - 0.000 0.0%
Total 742 3.264 100%
6.3.1.3 Viajes Trabajadores Contratados
Las emisiones asociadas a los viajes realizados por los trabajadores de Transelec ascienden a 340.1
Ton Co2-e para el año 2012 (ver sección 5.2.1), lo que entrega una emisión unitaria asociada a
viajes de 0,62 Ton Co2-e/trabajador contratado. Estas emisiones fueron calculadas a partir de los
datos levantados por la encuesta desarrollada por el equipo consultor (125.2 Ton Co2-e, que
corresponde a las emisiones de un 37% de los trabajadores contratados por Transelec) y
proyectados a los 545 trabajadores contratados que tiene la empresa.
Tabla 6-6-10. Emisiones de GEI por viajes de trabajadores contratados, por Oficina Regional18
Oficina Regional
N° de respuestas
Emisiones [Ton Co2-e]
Total Estimado [Ton Co2-e]
%
ONG 3 3.17 8.50 2.5%
ONC 10 9.51 25.85 7.6%
OCC 155 83.77 227.53 66.9%
OCS 7 17.91 48.63 14.3%
OBB 14 9.15 24.83 7.3%
OSS 11 1.65 4.42 1.3%
Total 200 125.2 340.1 100%
Para más información sobre la encuesta aplicada y el análisis de conductas de los trabajadores, ver
capítulo 9.
18 Los porcentajes se mantienen, ya que se supuso la misma distribución para estimar la cantidad de emisiones de los
545 trabajadores.
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6.3.1.4 Viajes Aéreos
A partir de la encuesta se obtuvo que el año 2012 se realizaron en total 619 viajes en avión
(considerando las 200 respuestas de los trabajadores) Sie d s v e s “medi s” s q e
mayor frecuencia se realizan (413 de 619 vuelos son de distancia media), estos van entre un rango
de 600-3700 km (ver tabla 4-5).
Figura 6-6. Emisiones del alcance 3 por actividad
Las emisiones asociadas a los viajes aéreos realizados durante el año 2012 (619 viajes) y
reportados por la encuesta (200 respuestas), asciende a 228, 54 Ton Co2-e. Así, la emisión unitaria
promedio, asociada a viajes aéreos reportados para el año 2012 asciende a 0,37 Ton Co2-e/viaje
aéreo.
Tabla 6-11. Emisiones de GEI por viajes aéreos realizados, por Oficina Regional
Oficina Regional N° viajes realizados el 2012
Emisiones [Ton Co2-e]
%
ONG 12 2.42 1.1%
ONC 24 4.02 1.8%
OCC 529 213.27 93.4%
OCS 10 1.77 0.8%
OBB 21 3.71 1.6%
OSS 23 3.27 1.4%
Total 619 228.45 100%
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7. PLAN DE GESTIÓN DE EMISIONES DE GEI
La metodología y datos utilizados en este estudio pueden ser utilizados en un futuro, para medir,
gestionar y controlar cada año las emisiones de GEI producidas por Transelec. Esto permitirá
comparar las emisiones de los años siguientes con el primer cálculo realizado (año 2012, línea
base), además se podrá comparar que tan efectivos son los planes de reducción de emisiones de
GEI implementados, ya sea por alcance y/o actividad. Se recomienda completar la información
faltante para la línea base (actualización), con los datos que faltan en especial para el alcance 1 y
2.
A continuación se presenta un Plan de Gestión de GEI para Transelec, el cual tiene como objetivo
entregar posibles actividades o procesos que permitan realizar una medición más precisa de la
Huella de Carbono y reducir las emisiones de GEI calculadas en este primer inventario,
contribuyendo así a la mitigación del cambio climático.
Levantamiento de Información para la Huel la de Carbono 7.1
Estas medidas apuntan a obtener información más precisa y de mejor calidad, con el objetivo de
disminuir la incertidumbre en el cálculo de la Huella de Carbono.
7.1.1 Levantamiento información
REGISTRO DE DATOS
Es de gran relevancia contar con la mayor cantidad de información posible para el cálculo de la HC
(mayor precisión). Así, una actividad esencial para Transelec es contar con el levantamiento de la
información de actividades que no poseen datos (comenzar la medición y/o registro). Esto es
relevante tanto para el cálculo como para la gestión de las emisiones, ya que permite identificar
de manera específica que actividades e instalaciones tienen mayor potencial de reducción.
Algunas de las medidas que se recomiendan aplicar son:
Mejorar y contar con el registro de consumo de combustibles para todas las Subestaciones
(Grupos electrógenos). Además de contar con respaldo para cada los registros (facturas u
otros).
Mejorar y contar con un registro formal para las emisiones fugitivas: en este caso registro
de SF6 por subestación (actualmente la información para este gas está sólo como
estimación por Oficina Regional. Para el SF6 se recomienda desarrollar e implementar un
método de medición centralizada para este gas, que tiene un potencial de calentamiento
global 22,800 veces más que el Co2, con el objetivo de reducir las incertidumbre en los
datos y obtener un cálculo preciso. Finalmente también se recomienda contar con un
registro de los gases refrigerantes de los equipos de aire acondicionado en las oficinas
centrales, sucursales y subestaciones.
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Tener registro de consumo de electricidad para todas las subestaciones y Radioestaciones.
Se recomienda verificar que todas las subestaciones tengan instalados medidores, y el
estado de la subestación (abandonada, subestación encapsulada, entre otros).
Llevar un registro de consumo de papel, toner y otros insumos relevantes tanto en las
oficinas centrales como en las sucursales de las gerencias zonales.
Para los cálculos posteriores se puede incorporar información sobre residuos, para esto es
necesario conocer la cantidad de residuos generados (Kg) en cada sucursal y oficina
centrales, además de los kilómetros de distancia entre el lugar de recolección de los
residuos y donde se disponen (o reciclan).
7.1.2 Sistematización de los datos
Además de contar con la información, es necesario que los datos tengan el mayor detalle posible,
sean claros y de fácil acceso, además de contar con un único tipo de registro. Esto es esencial y de
gran ayuda si se busca una certificación por parte de un tercero. Por lo que se recomienda lo
siguiente:
Contar con una planilla tipo para ingresar los datos (centralizada). De esta manera la
utilización y el análisis de los datos es más eficiente y rápido. Además es posible chequear
de forma rápida la información existente.
Contar con una carpeta en donde se respalde toda la información (facturas, registro
consumo-medidores, consumo de combustible Copec, entre otros). En la planilla siempre
se debe mencionar la fuente de la información.
Se propone además que el archivo de los documentos tengan un formato de nombre que
facilite su búsqueda y utilización. Por ejemplo [Nombre Gerencia]- [Tipo de
Establecimiento]- [Actividad]- [ Mes y año]
Gest ión de las Emisiones de GEI 7.2
Una vez visualizados los hot spots en relación a las emisiones, la segunda etapa consiste en
gestionarlas y mejorar el desempeño ambiental de la empresa.
Las medidas presentadas a continuación, por alcance, buscan reducir las emisiones de GEI en cada
una de las actividades identificadas.
7.2.1 Alcance 1
CONSUMO DE COMBUSTIBLE VEHÍCULOS
El mayor porcentaje de las emisiones en este alcance es producido por el consumo de combustible
de fuentes móviles (59% del total de emisiones del alcance 1). Algunas de las medidas propuestas
para disminuir estas emisiones, son:
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 45
Tener vehículos con mayor rendimiento (km/litro): Se recomienda que al cambiar los
vehículos se considere el rendimiento de éste como una variable relevante. Al consumir
menos combustible por kilómetro recorrido, esto se traduce en un ahorro de dinero a la
vez que existe una disminución de las emisiones de GEI (menos quema de combustible
fósil).
Mantención periódicos de los vehículos: Mantener los vehículos en condiciones óptimas
permite optimizar el consumo de combustible.
Conducción eficiente: Capacitar e informar a los conductores sobre la conducción
eficiente, permite optimizar el consumo de combustible. Una buena página para informar
es http://www.conduccioneficiente.cl (Agencia Chilena de Eficiencia Energética-Achee).
EMISIONES DE SF6
El objetivo es minimizar las fugas de SF6, las cuales se dan principalmente por 1) Escape del gas
durante el manejo, reciclaje, y otros. Lo que incluye derrames y venteo, se estima un 80% del total
de fugas por este motivo. 2) Fuga gradual del gas en los transformadores y distribuidores de
corriente. Esto se puede deber a tuercas y tornillos flojos, formación de grietas en los empaques,
oxidación de cubiertas, entre otras cosas. (Flores, Delgado y Romero, 2012).
Conociendo esto, las medidas propuestas tienen que ver con la detección temprana de las fugas
de SF6, la cual se puede realizar mediante el uso de una cámara infrarroja (Flores, Delgado y
Romero, 2012), y tener al día los mantenimientos de los equipos de potencia (empaques de
interruptores, oxidación de cubiertas, etc.)
7.2.2 Alcance 2
CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
El consumo de energía representa el mayor porcentaje, aproximadamente un 78% de emisiones
de la HC (sin considerar las pérdidas por transmisión). Del consumo la mayor parte de él está
asociado al consumo de electricidad en las Subestaciones.
7.2.2.1 Subestaciones
Generación de energía con ERNC: Se recomienda evaluar diferentes proyectos para
generar energía, principalmente proyectos de energía solar fotovoltaica o eólica. El
objetivo es que las subestaciones o sucursales gerenciales que estén dentro de ellas se
puedan abastecer de energía producida por este tipo de tecnologías, sin necesidad de
utilizar energía suministrada por los Servicio Auxiliares o de otras compañías,
disminuyendo el consumo de energía eléctrica y por ende disminuyendo las emisiones de
Co2 asociadas a ella.
Arquitectura bioclimática (aislamiento térmico): Las buenas prácticas de la arquitectura
bioclimática tienen como objetivo la calidad del ambiente interior y la reducción de los
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 46
efectos negativos en el medio ambiente. Uno de los aspectos más abarcados por este tipo
de arquitectura es el energético (González, 2011). Dentro de este una medida factible
sería la implementación de cubiertas ventiladas o vegetales del tipo ecológico, de escaso
espesor, con especies autóctonas, sin mantenimiento y con un consumo de agua mínimo
Estos eco-techos o cubiertas ecológicas podrían cumplir la función de regular la
temperatura interna dentro de las subestaciones o sucursales asociadas a ellas. Esto hace
que se necesite menos climatización dentro de las instalaciones, lo que disminuye el
consumo de energía eléctrica y fugas de gases refrigerantes.
7.2.2.2 Oficinas centrales y las sucursales
Desarrollar un plan de eficiencia energética: En donde se informe a los trabajadores de las
diferentes medidas que pueden aplicar para reducir su consumo de energía en el trabajo.
Además se pueden programar capacitaciones en educación ambiental y ahorro de energía,
con el objetivo de concientizar a la comunidad de Transelec S.A e incentivarlos a adoptar
cambios de conducta en su día a día19. En este mismo plan se deben detallar las metas
propuestas por Transelec para cada año o mes, y el plan de acción que se tiene para
alcanzarlas.
Cambio de luminarias: Fluorescentes por implementación de tecnologías LED.
Aprovechar la luz natural en los lugares de trabajo, y pintar paredes y cielos de colores
claro.
Climatización: Setear una temperatura máxima en los equipos de climatización, para la
calefacción en el invierno (21°C) y una mínima en el verano (23-24°C).
PÉRDIDAS POR TRANSMISIÓN
La mayoría de las emisiones producidas se deben a las pérdidas de energía por transmisión,
representado más de un 98% de la huella de carbono de Transelec S.A. para el año 2012.
Existen dos tipos de pérdidas las técnicas y no técnicas (pérdidas comerciales, dadas por robos o
huertos, o administración). En este caso nos enfocaremos al primer tipo de pérdidas: las técnicas.
Éstas se deben a la energía disipada en los conductores, equipos utilizados para la transmisión,
transformadores, entre otros (Parmar, 2013). Existen varias razones para explicar este tipo de
pérdidas, alguna son:
Largas líneas de transmisión y distribución
Tamaño inadecuado de conductores en las líneas
19 En la página de las Achee se encuentran buenos tips de eficiencia energética
http://www.acee.cl/eficiencia-energetica/tips
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Pérdidas causadas por elementos de medición y control
Transelec S.A debe identificar cuál son las medidas más factibles para reducir las pérdidas técnicas
en un mediano y largo plazo.
7.2.3 Alcance 3
TRANSPORTE TRABAJADORES CONTRATADOS
El traslado de los trabajadores ida y vuelta a su casa representa un 58% de la HC del alcance 3.
Para ver el análisis en detalle ver capítulo 8.
Para disminuir las emisiones producidas por estos traslados, se recomienda:
Incentivar el traslado a pie, en bicicleta y/o transporte público: Todos estos medios
ayudan a disminuir la HC, ya que hay menos (o no hay) quema de combustibles fósiles. De
la encuesta realizada se observa que el mayor incentivo que tendrían los trabajadores para
utilizar transporte público, es el ahorro de dinero, mientras que el mejor incentivo para
utilizar la bicicleta o caminar es el ejercicio.
Carpooling (compartir el vehículo): Compartir el vehículo en los traslados hacia y desde el
trabajo reduce las emisiones generadas en el trayecto, ya que el transporte es más
eficiente, se transportan más personas por km recorrido. Un punto importante es
considerar que para que el carpooling funcione se necesita una plataforma que permita a
los trabajadores coordinarse entre ellos (horarios y rutas). De la encuesta realizada se
observa que un 76% de los trabajadores declararon que utilizaría una plataforma online, si
es que esta existiera en la empresa. Y lo que más los motivaría a compartir el auto es tener
incentivos por parte de la empresa (ej: estacionamiento gratis). Para más información ver
capítulo 8.
TRANSPORTE AÉREO
Los viajes aéreos representan el 39% de la HC del alcance 3. Algunas recomendaciones para
disminuir las emisiones de esta actividad, son:
Realizar Videoconferencia: Priorizar la realización de video conferencias en el caso de
reuniones entre regiones o internacionales.
Programar reuniones centrales: Si no es posible realizar la reunión por videoconferencia,
se debe pensar cual es el mejor lugar para realizarla. Lo óptimo sería realizarla en un lugar
en donde la mayoría de los asistentes no deban recorrer tantos kilómetros en avión.
7.2.4 Neutralización
Otra opción es la neutralización de emisiones de CO2 a través de la comprar bonos de carbono o
iniciativas que permitan reducir las emisiones de CO2.
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 48
“Se denominan bonos de carbono a las Reducciones Certificadas de Emisiones de Gases Efecto
Invernadero o CERs, por su sigla en inglés Certified Emission Reductions. El CER es la unidad que
corresponde a una tonelada métrica de dióxido de carbono equivalente. Los CERs se generan en la
etapa de ejecución del proyecto; y se extienden una vez acreditada dicha reducción. Son créditos
q e se tr s e e Mer d de C rb ” (Pr hi e, 201 )
La neutralización o compensación se utiliza debido a que siempre existe un porcentaje de
emisiones que no se puede reducir a través de la implementación de medidas, o el costo de
reducirlas es muy elevado, por lo que se recurre a compras de bonos de carbono. Esta etapa, de
neutralización, permite optar a la certificación carbono neutral.
Seguimiento y control 7.3
Se recomienda desarrollar indicadores unitarios para cada actividad, con el objetivo de poder
establecer metas por actividad o alcance. Además esto permitirá comparar la efectividad de las
medidas implementadas durante un periodo de tiempo.
Se pueden utilizar indicadores como [ kWh/m2-año] o [Emisiones transporte/trabajadores], por lo
que se recomienda levantar información sobre la superficie de subestaciones, sucursales y oficinas
centrales, además de trabajadores por Oficina Regional y tipo de establecimiento.
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 49
8. VERIFICACIÓN
La verificación consiste en la comprobación de que el cálculo de una Huella de Carbono
Corporativa o Inventario de GEI de una Organización cumplen los requisitos especificados en la
norma utilizada, este caso la ISO 140.064 (basada en el GHG Protocol). Se verifica que la
información sobre las emisiones de GEI de la empresa sean reportadas de forma transparente,
clara y precisa, y el cálculo siga los principios de contabilidad y reporte de GEI previamente
establecidos por la norma.
Esta verificación es otorgada por una tercera parte independiente del proceso de cálculo llevado a
cabo, y se puede efectuar cada vez que se realice un nuevo cálculo de la Huella de Carbono
Corporativa.
Los beneficios asociados a la verificación son principalmente la transparencia en el reporte de los
resultados.
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9. ANÁLISIS DE CONDUCTAS ASOCIADAS AL TRANSPORTE
La encuesta implementada permitió identificar cuáles son los motivos e incentivos de los
trabajadores de Transelec S.A respecto a temas como el uso del automóvil, carpooling, uso del
transporte público y de la bicicleta. Estos datos permiten analizar cuáles serían las mejores
medidas a implementar por la empresa respecto a estos temas, debido a que contarían con una
buena recepción por parte de los trabajadores (medidas implementadas estarían alineadas con las
percepciones de los trabajadores).
Para realizar este análisis se tomó en consideración el total de las respuestas de los trabajadores
(incluyendo lo que ingresaron el 2013). Del total de respuestas, y considerando los porcentajes de
kilómetros recorridos por los trabajadores en cada medio de transporte, se obtiene el siguiente
resultado20.
Figura 9-1. Porcentaje de kilómetros recorridos según medio de transporte21
Del gráfico 8-1, se observa que la mayoría de los kilómetros recorridos son en auto (38%), seguido
por el bus (27%) y luego por el metro (23%). Los kilómetros de medios como el de moto y
caminata son menos del 2%.
20 Sólo se consideran las respuestas que suman un 100% del trayecto recorrido
21 Sobre el total de kilómetros recorridos. Además considera trayecto en ambos sentidos, ida y vuelta a la
casa
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9.1.1 Uso del auto
De las 244 respuestas de los trabajadores, 99 de ellos utilizan el auto como medio de transporte ya
sea en un 100% del trayecto o un porcentaje menor. De ellos un 66% corresponde a trabajadores
de las oficinas centrales como se muestra en el gráfico 9-2.
Figura 9-2. Porcentaje de trabajadores que utilizan el auto, por tipo de establecimiento
En el grafico 9-3, se muestran los motivos del uso del auto para los trabajadores que lo utilizan en
alguna de sus combinaciones o como único medio de transporte.
Figura 9-3. Motivos del uso del auto
El principal motivo que los encuestados declararon sobre el uso del auto, tanto en las oficinas
centrales como en las sucursales gerenciales, es r “ m did d”
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Ahora respecto a los trabajadores que utilizan el auto como único medio de transporte (65 de 99),
41 son trabajadores de las oficinas centrales, 18 de las sucursales gerenciales y 6 de las
subestaciones. En el grafico 9-4, se muestran los motivos del uso del auto para los trabajadores
que utilizan el auto como único medio de transporte.
Figura 9-4. Motivos uso del auto, para trabajadores que utilizan el auto como único medio de transporte
Entre aquellos trabajadores que declararon que utilizaban el auto como único medio de
transporte, sólo un 28% declara compartir su auto (o realizar carppoling).
Figura 9-5. Porcentajes de trabajadores que utilizan el auto como único medio de transporte y que realizan carpooling.
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Respecto a que motivaría a los trabajadores en general (aunque no utilicen el auto) a realizar
carpooling, las respuestas más frecuentes se presentan en el gráfico 8-622:
Figura 9-6. Motivos más frecuentes que incentivarían a realizar carpooling
Cómo se observa en el gráfico, la respuesta más frecuente tiene relación con los incentivos que
puede tener el trabajador por compartir su auto, como por ejemplo estacionamientos extras o
bonos de movilización. Luego le sigue la seguridad de la plataforma online, que tiene relación a
que los datos entregados se almacenen de forma segura y sean privados. Y en tercer lugar se
encuentra contar con una plataforma de servicios online, que se parte de la empresa.
Finalmente respecto a la pregunta: ¿Si existiera una plataforma online, la utilizarían?, la
respuesta fue la siguiente.
22 La frecuencia fue calculada en base al total de respuestas que se obtuvieron por cada pregunta,
considerando que en ella se podían marcar entre 1 y 4 opciones.
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Figura 9-7. Porcentaje de trabajadores que utilizarían la plataforma online para coordinarse (carpooling)
9.1.2 Uso Transporte Público
En la encuesta también se preguntó por los motivos que incentivarían a los trabajadores a utilizar
más el transporte público. A continuación se muestran las respuestas más frecuentes.
Figura 9-8. Motivos para el uso de transporte público
Cómo se observa en el gráfico, la respuesta más frecuente tiene relación con el ahorro de dinero
(115 respuestas). Luego el tener horarios más flexibles, ya que esto permitía entrada en horas en
donde no hay tacos o toma menos tiempo llegar al trabajo en los distintos medios (bus o
colectivo). Y en tercer lugar se menciona que el tener servicios menos colapsados también
incentivaría a los trabajadores a bajarse del auto, lo cual se encuentra muy relacionado a la
segunda razón.
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9.1.3 Uso de bicicleta o caminata
Finalmente se preguntó por los motivos que incentivarían a los trabajadores a utilizar más la
bicicleta o caminar a su trabajo. A continuación se muestran las respuestas más frecuentes.
Figura 9-9. Motivos más frecuentes mencionados para utilizar la bicicleta o caminar al trabajo
Se observa que el motivo más frecuente es el hacer más ejercicio, luego el ahorro de dinero y
finalmente incentivos que pueda dar la empresa, como arreglos gratos de bicicletas o descuentos
en tiendas de ciclismo. Las res est s m “Te er r de m ñ mie t ”, m str
ningún beneficio o incentivo suficiente para los encuestados, al igual que tener duchas o
camarines.
18
50
64
80
179
0 50 100 150 200
TENER UN GRUPO DE ACOMPAÑAMIENTO
DISMINUCIÓN DE LA CONTAMINACIÓN
INCENTIVOS DE LA EMPRESA
AHORRO DE DINERO
HACER MÁS EJERCICIO
Motivos para usar la bicicleta o caminar
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 56
10. CONCLUSIONES HUELLA DE CARBONO CORPORATIVA TRANSELEC
Transelec realizó su primer inventario de emisiones de GEI para el año 2012, con el objetivo
de identificar sus principales fuentes de emisión y así poder gestionarlas.
La medición de la huella de carbono permite que la empresa cuente con las herramientas e
información necesarias para implementar medidas que busquen reducir las emisiones de GEI,
disminuyendo el efecto del cambio climático.
Este cálculo le permitirá a Transelec S.A y Transelec Norte S.A. identificar las actividades o
procesos que tiene un potencial de mejora (disminución de emisiones), además de contar con
una línea base para la comparaciones en futuros cálculos.
Las primeras medidas que se recomiendan aplicar corresponden a la recolección y
disponibilidad de información para las actividades identificadas en los alcances 1 y 2, por lo
que es esencial contar con datos precisos y confiables, que reflejen la realidad de la empresa.
Para luego comenzar a aplicar medidas de reducción de emisiones en actividades e
instalaciones específicas.
Al aplicar las medidas para gestionar las emisiones de GEI, se recomienda siempre buscar en
primer lugar poder reducir las emisiones de Co2 y luego compensar o neutralizar las emisiones
a través de bonos de carbonos u otros mecanismos.
Finalmente se recomienda, en una segunda etapa, contar con indicadores unitarios para las
diferentes actividades identificadas de este estudio, los cuales son esenciales si se quiere
seguir avanzando en este desafío, ya que éstos permiten gestionar y controlar de mejor
manera los avances (seguimiento) que se tienen en cada actividad o alcance. Además contar
con indicadores permite realizar comparaciones entre instalaciones de la misma empresa y
entre otras compañías del mismo rubro (benchmarking).
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2
IMPACTOS
AMBIENTALES
RETRASO DE
PROYECTOS DE
TRANSMISIÓN
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11. METODOLOGÍA MEDICIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES DEL RETRASO DE PROYECTOS DE TRANSMISIÓN
Las emisiones de contaminantes globales y locales de un sistema eléctrico depende
fundamentalmente de la composición de generación eléctrica y de la forma como se opera el
sistema. De este modo, la empresa de transmisión (si es privada, separada de la generación y
distribución, e independiente de la operación eléctrica, tal como ocurre en Chile) no tiene control
sobre dichas emisiones. Sin embargo, cambios en la red de transmisión pueden tener un rol
facilitador en el aumento o disminución de emisiones contaminantes en el sistema eléctrico
completo. La segunda parte de este estudio busca ver y cuantificar el impacto del sistema de
transmisión en las emisiones del sistema eléctrico completo y en particular, ver el impacto en las
emisiones del sistema eléctrico completo causado por un retraso de las obras planificadas en el
sistema de transmisión de un año. Esto resulta interesante de cuantificar, pues usualmente los
proyectos de transmisión están afectos a retrasos en su puesta en operación debido a diversos
factores, como retrasos en las obras de construcción o mayores tramitaciones ambientales, entre
otros. Naturalmente, las emisiones del sistema eléctrico completo asociadas al retraso de una
línea no son de responsabilidad de la empresa de transmisión, pero constituye información
interesante para una discusión sistémica de una política pública de reducción de emisiones del
sistema eléctrico completo.
En esta segunda parte del informe, se propone una metodología para el cálculo de las emisiones
de contaminantes globales y locales asociadas al retraso de proyectos de líneas de transmisión del
SIC que se encuentran actualmente en construcción. Se presenta la definición de los casos a
evaluar, la simulación mediante el software OSE2000, el cálculo, desarrollo y análisis de las tablas
de resultados para los casos propuestos, y un análisis de sensibilidad que muestra la robustez de
los resultados obtenidos en el estudio.
Software OSE2000 y metodología para el cálculo de emis iones 11.1
El modelo utilizado con el objetivo de determinar la operación del sistema eléctrico óptima
corresponde al OSE2000, desarrollado por KAS Ingeniería. Este software se caracteriza por ser un
modelo de despacho hidrotérmico de carácter multinodal y multiembalse con un desglose
mensual de la demanda para un horizonte de tiempo definido. Su función objetivo considera la
minimización del valor esperado de los costos variables de operación y de falla del sistema, de
manera de determinar la combinación óptima de centrales necesarias que permitan abastecer la
demanda al menor costo de operación del sistema posible.
Su funcionamiento se basa en dos etapas: una de optimización y una de operación del sistema. En
la primera, mediante un proceso iterativo, se obtienen estrategias de operación óptimas para las
distintas centrales, niveles de los embalses y las funciones de costo futuro para cada etapa de la
optimización. Posteriormente, en la etapa de operación, mediante la simulación de distintas
secuencias hidrológicas es posible obtener los costos marginales para cada barra del sistema y la
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 59
política óptima de operación de las distintas centrales del sistema, para cada bloque de demanda
mensual y situación hidrológica.
La utilización del modelo OSE2000 permite obtener los valores del despacho eléctrico óptimo de
centrales para cada caso propuesto, los cuales, mediante un módulo de análisis ambiental
determinan las emisiones de contaminantes globales y locales del sistema eléctrico (CO2, MP2.5,
NOx, SO2) y son posteriormente valorados. Además otros indicadores obtenidos de la utilización
del modelo corresponden al costo total de operación del sistema, energía no suministrada, flujos
por los diversos tramos de transmisión (para el cálculo de un índice de congestión de la red),
pérdidas de transmisión y costo marginal por barra, para cada etapa mensual.
El foco del estudio corresponde a medir los efectos económicos y ambientales que tendría el
atraso en un año de las líneas planificadas en el plan de expansión existente. Es decir, se medirá la
variación en emisiones, valorizaciones de las emisiones (de contaminantes globales y locales),
costos de operación, pérdidas de líneas y congestión del sistema entre la situación planificada
(plan de expansión existente) y la situación donde se atrasan las líneas planificadas para
construcción. Específicamente, como casos a evaluar, se propone el retraso en la fecha de entrada
en operación de distintos proyectos de transmisión definidos en conjunto con el equipo de la SG
de Planificación, donde cada caso representa el retraso en un año de un proyecto de transmisión
determinado.
La metodología para la valorización de emisiones desplazadas derivadas de las líneas de
transmisión se basa en tres aspectos principales. En primer lugar, son necesarios los resultados del
despacho hidrotérmico óptimo del sistema, obtenidos del modelo OSE2000. En segundo lugar, se
necesitan los factores de emisión de las centrales eléctricas, los cuáles fueron proporcionados por
GreenLabUC. Finalmente, se necesita el valor de los contaminantes a evaluar (CO2, MP2.5, NOx y
SO2), los cuáles son calculados de manera diferente para los contaminantes globales (CO2) y los
contaminantes locales (MP2.5, NOx y SO2). Para el dióxido de carbono, se utilizan los valores del
futuro de bono de carbono, en cuanto refleja las expectativas que se tienen del instrumento en los
mercados de transacciones ambientales. Por otra parte, los valores de los contaminantes locales
se obtienen de funciones de exposición dosis-respuesta, las cuales permiten cuantificar diversos
efectos de los contaminantes sobre una determinada población y otorgan un valor para el daño
marginal evitado en un lugar específico (estos valores se encuentran reportados por GreenLabUC
e e est di de “C -be efi i s de miti ió de GEI” de ñ 2011) En la página siguiente, se
detalla la formulación matemática para la evaluación de las emisiones desplazadas.
Para el presente estudio, tal como se acordó con la SG de Planificación, se considera un horizonte
de evaluación de los resultados que abarca desde inicios de abril de 2013 hasta fines de marzo de
2023, totalizando un horizonte de 10 años de evaluación. Puesto que lo que se está evaluando es
un retraso anual en los proyectos, los principales efectos se notarán durante el año cuando ocurre
el retraso, tendiendo la situación a estabilizarse a un mayor plazo y alcanzando un estado de
operación muy similar entre los distintos casos a fines del horizonte. Cabe destacar que considerar
un horizonte extendido a toda la vida útil de las líneas, mediante la repetición del despacho anual
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 60
del último año hidrológico simulado (2022) puede conllevar a distorsiones sobre los resultados
finales, a causa de despachos particulares ocurridos en el último año simulado. De esta manera,
los resultados presentados hasta el año 2022, se ajustan de mejor manera a los valores esperados
de las variables. La Figura 11-1 muestra una línea de tiempo del horizonte considerado para la
evaluación de los resultados.
abril 2013 - marzo 2023
Horizonte Evaluación
abr 23 - mar 25
Años Relleno OSE
Horizonte del Tiempo de la Evaluación
abr 16 abr 17
Retraso
( por ejemplo) ( por ejemplo)
Figura 11-1.Muestra el horizonte evaluación del estudio
La formulación general de la metodología seguida puede observarse en las siguientes ecuaciones:
∑
∑∑( )
{ }
∑∑( )
{ }
∑
{ }
{ }
{ }
{ }
{ }
Donde,
: Corresponde al factor de emisión de una central c, para un contaminante k en [Ton/GWh].
: Corresponde a la diferencia entre un caso modificado y el caso base, de la generación esperada de
una central c en [GWh], para el mes t, en el bloque de demanda b.
: Corresponde a la diferencia entre un caso modificado y el caso base, de las emisiones totales del
contaminante k en [Ton] de una central c para el mes t.
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: Corresponde al daño marginal evitado por un contaminante k, en el mes t, para la provincia p
donde se ubica la central c.
: Corresponde al precio del futuro de CO2, en un mes t.
: Corresponde al Valor Actualizado Neto derivado del cambio de emisiones en un contaminante k.
: Corresponde a la tasa de actualización, definida como un 10% según el DFL N°4/2006.
: Corresponde al Valor Actualizado Neto derivado del cambio de emisiones contaminantes
globales o locales.
Otros indicadores que resultan relevantes para el análisis son los flujos en las líneas, la energía de
falla, las pérdidas de transmisión y el costo total de operación del sistema. Los flujos por las líneas
son utilizados para calcular el índice de congestión de la red (NCI, por sus siglas en inglés) que se
define como una magnitud adimensional que refleja el nivel de uso máximo de la red de
transmisión, durante un intervalo de tiempo determinado (Aguado et al., 2011)23. La siguiente
fórmula representa el cálculo del NCI.
∑ ∑ |
|
∑ ∑
Donde,
: Corresponde al flujo máximo entre las 54 hidrologías h y 5 bloques de demanda b, para el circuito i
de la línea L en el mes t.
: Corresponde a la capacidad del circuito i de la línea L en el mes t.
: Variable binaria que indica la existencia del circuito i de la Línea L en el mes t.
Supuestos del Estudio 11.2
La simulación de la operación del sistema es llevada a cabo con el software de operación
económica del sistema eléctrico OSE2000 utilizado por la CNE. Las bases de cálculo utilizadas
corresponden a las del Informe Técnico Definitivo Fijación de Precios de Nudo abril de 2013,
entregadas por el SG de Planificación. Estas consideran la previsión de demanda para el periodo
2013-2023 (tabla 11-1), el plan de obras de generación del mismo periodo en construcción (tabla
11-2) y recomendadas (tabla 11-3), y las obras de transmisión en construcción (tabla 11-4) y
recomendadas (tabla 11-5).
a) Previsión de demanda del ITD Fijación de Precios de Nudo Abril de 2013 de la CNE
periodo 2013-2023.
23Aguado, J. A., De la Torre, S., Contreras, J., Conejo, A. J., & Martínez, A. (2012). Market-driven dynamic transmission expansion
planning. Electric Power Systems Research, 82(1), 88-94.
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 62
Tabla 11-1. Proyección de ventas de Energía (SIC)
Año Sistema [GWh] Tasa Sistema
2013 48,691 5,8%
2014 51,593 6,0%
2015 54,591 5,8%
2016 57,868 6,0%
2017 61,019 5,4%
2018 63,927 4,8%
2019 67,034 4,9%
2020 70,264 4,8%
2021 73,893 5,2%
2022 77,279 4,6%
2023 80,478 4,1%
b) Plan de Obras de Generación del ITD Fijación de Precios de Nudo Abril de 2013 de la CNE
periodo 2013-2023
Tabla 11-2. Obras en Construcción
Fecha de Entrada Obras en Construcción Potencia [MW]
Abr-13 CH Río Huasco 4.3
Abr-13 Talinay Oriente 90
May-13 CH Bonito 12
Jun-13 Los Hierros 25.1
Jul-13 San Andrés 40
Jul-13 El Paso 60
Ago-13 Negrete Cuel 33
Sep-13 Pulelfu 9.4
Oct-13 Picoiquén 19
Dic-13 Angostura 316
Mar-14 El Arrayán 115
Oct-15 Guacolda 05 152
Ene-17 San Pedro 144
Tabla 11-3. Obras Recomendadas
Fecha de Entrada Obras Recomendadas Potencia [MW]
Jul-15 Hidroeléctrica VII Región 01 30
Nov-15 Hidroeléctrica VIII Región 02 20
Dic-15 Eólica IV Región 01 50
Jul-16 Taltal CC GNL 120
Nov-16 Eólica Concepción 01 50
Ene-17 Hidroeléctrica VIII Región 01 136
Mar-17 Central Des. For. VIII Región 01 9
May-17 Hidroeléctrica RM 01 256
Sep-17 Hidroeléctrica RM 02 275
Oct-17 Geotérmica Calabozo 01 40
Dic-17 Eólica IV Región 02 50
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Fecha de Entrada Obras Recomendadas Potencia [MW]
May-18 Carbón VIII Región 01 343
Jun-18 Geotérmica Potrerillos 01 40
Ago-18 Eólica IV Región 03 50
Sep-18 Central Des. For. VII Región 01 15
Oct-18 Central Des. For. VII Región 02 10
Dic-18 Eólica Concepción 02 50
Jun-19 Quintero CC FA GNL 35
Jun-19 Quintero CC GNL 120
Oct-19 Hidroeléctrica VII Región 02 20
Dic-19 Eólica IV Región 04 50
Ene-20 Central Des. For. VII Región 03 10
Feb-20 Carbón Maitencillo 02 342
Mar-20 Eólica IV Región 04 50
Sep-20 Geotérmica Calabozo 02 40
Oct-20 Eólica Concepción 03 50
Ene-21 Geotérmica Calabozo 03 40
Mar-21 Hidroeléctrica VIII Región 03 20
Abr-21 Módulo 01 660
Ene-22 Hidroeléctrica VII Región 03 20
Ene-22 Candelaria CC GNL 120
Ene-22 Eólica Concepción 04 50
Ene-22 Geotérmica Potrerillos 02 40
Jul-22 Módulo 02 500
Jun-23 Módulo 04 770
c) Plan de Obras de Transmisión
Tabla 11-4. Obras de Transmisión en Construcción
Fecha de
Entrada
Obras de Transmisión en Construcción (*) Potencia [MVA]
Ene-13 Línea Tinguiririca- Punta de Cortés 154 [KV]: Cambio de Conductor 2x198
Feb-13 Instalación CCEE en Pan de Azúcar 220 kV (75)
Abr-13 Interconexión S/E Colbún- Ancoa 220 kV
May-13 Instalación SVC Plus S/E Diego de Almagro (+/-100)
Jul-13 3° Banco Autotransformador S/E Charrúa 500/220 kV, 750 MVA 750
Sep-13 S/E Seccionadora Rahue 220 kV
Sep-13 Normalización S/E Chena 220 kV
Dic-13 Línea Ancoa- Polpaico1x500 [kV]: Seccionamiento
Dic-13 Línea Entrada a Alto Jahuel 2 x 500 [kV] 2x1800
Ene-14 Línea Punta de Cortés- Tuniche 2 x 220 [kV] 2x198
Jul-14 Línea Ancoa- Alto Jahuel 2x500kV: Primer Circuito 1400
Oct-14 Instalación de un CER en S/E Cardones (100/-60)
Ago-15 Línea Ancoa- Alto Jahuel 2x500kV: Segundo Circuito 1400
Oct-15 Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I
Jul-16 Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV 1500
Ago-16 Ampliación S/E Ciruelos
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Fecha de
Entrada
Obras de Transmisión en Construcción (*) Potencia [MVA]
Abr-17 Tercer Banco de Autotransformadores S/E Alto Jahuel, 500/220 kV,
750 MVA
750
Ene-18 Nueva Línea 2x220kV Lo Aguirre- Cerro Navia 220 kV 2x1500
Oct-17 Nueva Línea Cardones- Diego de Almagro 2x220kV: tendido del
primer circuito
2x290
Ene-18 Nueva Línea Cardones- Maitencillo2x500kV 2x1500
Ene-18 Nueva Línea Maitencillo- Pan de Azúcar 2x500kV 2x1500
Ene-18 Nueva Línea Pan de Azúcar- Polpaico2x500kV 2x1500
Ene-18 Banco Autotransformadores S/E Nueva Cardones, 500/220 kV, 750
MVA
750
Ene-18 Banco Autotransformadores S/E Nueva Maitencillo, 500/220 kV,
750 MVA
750
Ene-18 Banco Autotransformadores S/E Nueva Pan de Azúcar, 500/220 kV,
750 MVA
750
Feb-18 Nueva Línea 2x500 Charrúa- Ancoa: tendido del primer circuito 2x1700
Abr-18 Nueva Línea 2x220 Ciruelos- Pichirropulli: tendido del primer
circuito
2x290
Jul-18 Nueva Línea 1x220kVA.Melipilla- Rapel 1x290
Jul-18 Nueva Línea 2x220kV Lo Aguirre- A.Melipilla 2x290 (*) Incluye Obras de Transmisión Troncal cuya construcción se encuentra en proceso de adjudicación y aquellas que ya
han sido adjudicadas.
Tabla 11-5. Obras de Transmisión Recomendadas
Fecha de
Entrada
Obras Recomendadas de Transmisión Potencia [MVA]
Oct-17 Nueva Línea Cardones- Diego de Almagro 2x220kV: tendido del
segundo circuito
290
Feb-18 Nueva Línea 2x500 Charrúa- Ancoa: tendido del segundo circuito
Abr-18 4° Banco Autotransformadores S/E Charrua, 500/220 kV, 750 MVA 750
Abr-18 Nueva Línea 2x220 Ciruelos- Pichirropulli: tendido del segundo
circuito
290
Oct-20 Línea Cautín- Ciruelos 2x220kV tendido del primer circuito 290
Oct-20 Línea Cautín- Ciruelos 2x220kV tendido del segundo circuito 290
Oct-20 Línea Pichirropulli- Puerto Montt 2x220kV tendido del primer
circuito
290
Oct-20 Línea Pichirropulli- Puerto Montt 2x220kV tendido del segundo
circuito
290
Jun-21 Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa II 750
Los factores de emisión, tanto de contaminantes locales como globales, para cada central del SIC
se presentan en el Anexo V. Dicho anexo también incluye los costos de los combustibles utilizados
por las centrales. El Anexo VI describe la metodología utilizada para el cálculo de los precios del
CO2 y de los contaminantes locales utilizados.
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Casos a Evaluar 11.3
Los casos simulados en el software OSE2000 corresponden a un caso base, donde los proyectos se
ponen en servicio según lo planificado definiendo el valor futuro del agua (simulación opt) y el
despacho óptimo del sistema (simulación ope), nueve casos donde sólo se calcula el despacho
óptimo del sistema (simulación ope) considerando un atraso en la fecha de puesta en servicio. En
los primeros ocho casos se retrasan individualmente en un año las fechas de puesta en servicio de
los proyectos de transmisión definidos, y en el último caso se considera que todos los proyectos
retrasan su fecha de puesta en servicio en un año de manera conjunta, totalizando una simulación
OPT (que define el valor futuro del agua) y diez simulaciones OPE (que define el despacho óptimo
del sistema). La razón de llevar a cabo sólo una simulación OPT, se basa en tres aspectos: (i)
ermitir red ió e s tiem s de óm t , (ii) existe i de bre h (“ ”) de
convergencia en el proceso de cálculo del valor del agua y (iii) el no-cambio de la política de
operación de los embalses por parte del CDEC-SIC, ante un retraso de un proyecto de transmisión
en un año.
En la tabla 11-6 se muestra el detalle de cada uno de los proyectos considerados para el análisis y
la tabla 11-7 presenta las variaciones en la fecha de puesta en servicio para cada uno de estos.
Por otra parte, las condiciones operativas del sistema no han sido modificadas, manteniéndose la
utilización del criterio N-1 ajustado en los tramos originales de las bases de cálculo entregadas por
la SG de Planificación.
Tabla 11-6. Descripción de Proyectos en Estudio
N° Proyecto Descripción Fecha PES
Caso Base
I Tramos entre Cardones-
Polpaico2x500kV
Nuevo Sistema de 500 kV entre SSEE Cardones y Polpaico,
considera las nuevas líneas:
Cardones- Maitencillo2x500kV
Maitencillo- Pan de Azúcar 2x500kV
Pan de Azúcar- Polpaico2x500kV
de 1500 MVA de capacidad (en el análisis se incluye la
transformación 500/220 kV correspondiente).
Ene-18
II Charrúa- Ancoa2x500kV,
primer circuito
Tendido del primer circuito de la nueva línea Charrúa- Ancoa,
con una capacidad de 1700 MVA
Feb-18
III Ancoa- Alto Jahuel 2x500kV,
primer circuito
Tendido del primer circuito de la nueva línea Ancoa- Alto
Jahuel, con una capacidad de 1400 MVA
Jul-14
IV Ancoa- Alto Jahuel 2x500kV,
segundo circuito
Tendido del segundo circuito de la nueva línea Ancoa- Alto
Jahuel, con una capacidad de 1400 MVA
Ago-15
V Cardones- Diego de Almagro
2x220kV, tendido primer
circuito
Tendido del primer circuito de la nueva línea Cardones- Diego
de Almagro, con una capacidad de 290 MVA
Oct-17
VI Punta de Cortés-
Tuniche2x220kV operada en
154 kV
Construcción de la nueva línea de doble circuito Punta de
Cortes- Tuniche, con una capacidad de 2x290MVA
Ene-14
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N° Proyecto Descripción Fecha PES
Caso Base
VII Subestación Seccionadora Lo
Aguirre: Etapa I
Puesta en servicio de la nueva Subestación Seccionadora Lo
Aguirre en el sistema troncal de 500 y 220 kV.
Esta etapa abarca modificaciones sobre los tramos:
Polpaico- Alto Jahuel 500 kV, 1800 MVA (Salida)
Alto Jahuel- Lo Aguirre 500 kV, 1800 MVA (Entrada)
Lo Aguirre- Polpaico 500 kV, 1800 MVA (Entrada)
Banco Transformador Lo Aguirre 500/220 kV, 750 MVA
(Entrada)
Lo Aguirre- Cerro Navia 2x220kV, 2x197MVA (Entrada)
Rapel- Lo Aguirre 220 kV, 197 MVA (Entrada)
Rapel- Cerro Navia 220 kV, 197 MVA (Salida)
Melipilla- Lo Aguirre 220 kV, 197 MVA (Entrada)
Melipilla- Cerro Navia 220 kV, 197 MVA (Salida)
Oct-15
VIII Ciruelos- Pichirropulli
2x220kV24
Construcción de la nueva línea de doble circuito Ciruelos-
Pichirropulli, con una capacidad de 2x290MVA.
Además el proyecto considera modificaciones de los
siguientes tramos de transmisión:
Pichirropulli- Valdivia 2x220kV, 2x145MVA (Entrada)
Pichirropulli- Pichirrahue 220 kV, 145 MVA (Entrada)
Pichirropulli- Barro Blanco 220 kV, 193 MVA (Entrada)
Valdivia- Pichirrahue 220 kV, 145 MVA (Salida)
Valdivia- Barro Blanco 220 kV, 193 MVA (Salida)
Abr-18
Tabla 11-7. Variaciones en fechas de puesta en servicio
N°
Proyecto
Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso 6 Caso 7 Caso 8 Caso 9
I Ene-19 - - - - - - - Ene-19
II - Feb-19 - - - - - - Feb-19
III - - Jul-15 - - - - - Jul-15
IV - - - Ago-16 - - - - Ago-16
V - - - - Oct-18 - - - Oct-18
VI - - - - - Ene-15 - - Ene-15
VII - - - - - - Oct-16 - Oct-16
VIII - - - - - - - Abr-19 Abr-19
24 Este caso considera el tendido de ambos circuitos eléctricos que componen la línea en detalle, en cuánto
las bases de cálculo entregadas consideran ambos circuitos como una sola entrada.
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 67
Resultados 11.4
A continuación se detallan los resultados obtenidos en las diversas simulaciones realizadas. Es
importante resaltar que en los cuadros de resultados presentados a continuación se ha utilizado el
t (“ ”) m se r d r de im , y m (“,”) m se r d r de s mi es
11.4.1 Caso Base
En la Tabla 11-8 se presentan los resultados del caso base, reportando diversos indicadores entre
abril de 2013 y marzo de 2023. En ella, los valores presentados corresponden a un promedio de los
54 escenarios hidrológicos, y en el caso de los costos, estos están expresados en valor presente. La
Figura 11-2 muestra la evolución de la matriz energética en el horizonte de estudio para el caso
base.
Tabla 11-8. Valores de las variables del caso base
Ítem Valor Unidad
Energía Generada Base 652,720.125 [GWh]
NCI Base 53.533 %
CO2-eq Base 267,353,160.122 [Ton]
MP2.5 Base 28,226.945 [Ton]
NOx Base 266,482.203 [Ton]
SO2 Base 179,167.285 [Ton]
Energía No Suministrada Base 8.806 [GWh]
Pérdidas de Transmisión Base 18,507.537 [GWh]
Costos Operacionales Base 10,506.569 [MU$]
Figura 11-2. Evolución matriz energética del caso base
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
Ene
rgía
[G
Wh
]
Fecha [mes-año]
Evolución Matriz Energética Caso Base
Petróleo Diesel
GNL
Carbón
Biomasa
Eólica
Geotermia
Pasada
Embalse
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En la Figura 11-3 se muestran los costos marginales en 6 barras del sistema, que serán las
utilizadas al comparar el caso base, con los distintos casos a evaluar. Estas barras corresponden a:
Alto Jahuel 500 kV, Cardones 220 kV, Cerro Navia 220 kV, Charrúa 500 kV, Diego de Almagro 220
kV y Valdivia 220 kV.
Figura 11-3. Costos marginales en 6 barras del sistema
Se observa que entre 2015 y 2018 existe un desacople en los costos marginales del subsistema
norte del SIC con el resto del mismo, lo que produce un aumento de los costos marginales en los
nodos de Cardones 220 kV y Diego de Almagro 220 kV de entre 50 y 150 U$/MWh. La razón de
este desacople radica en la congestión existente en el troncal del SIC Norte (considerando la
utilización del criterio N-1 en él), situación que se resuelve con la expansión en 500 kV entre los
nodos de Cardones y Polpaico (Caso 1).
11.4.2 Comparación de los Casos
A continuación se entregan los resultados para los casos a evaluar definidos anteriormente. En las
Tabla 11-9 a Tabla 11-17, para cada caso a comparar, se presentan las diferencias
correspondientes con el caso base. Las celdas de color naranjo, representan un costo monetario o
un aumento de la variable evaluada (emisiones, congestión, etc.). Las celdas de color celeste,
representan un beneficio monetario o una disminución de la variable evaluada. Los valores
presentados en las tablas de resultado de cada caso, se presentan bajo la convención que el punto
representa el signo separador de los decimales.
0
50
100
150
200
250
300
350
Abr-2013 Abr-2014 Abr-2015 Abr-2016 Abr-2017 Abr-2018 Abr-2019 Abr-2020 Abr-2021 Abr-2022
Co
sto
Ma
rg
ina
l B
arra
[U
$/M
Wh
]
Fecha [Mes-Año]
Alto Jahuel 500
Cardones 220
Cerro Navia 220
Charrua 500
Diego de Almagro 220
Valdivia 220
C st M et ri A me t de V ri b e
Be efi i M et ri Dismi ió de V ri b e
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 69
0
50
100
150
200
250
300
Abr-2013 Abr-2014 Abr-2015 Abr-2016 Abr-2017 Abr-2018 Abr-2019 Abr-2020 Abr-2021 Abr-2022
Co
sto
Ma
rg
ina
l B
arra
[U
$/M
Wh
]
Fecha [Mes-Año]
Cardones 220 Retraso
Cardones 220 Base
11.4.2.1 Caso 1: Retraso de un año de l íneas entre Cardones -Polpaico 2 x
500 kV
Tabla 11-9. Caso 1- Retraso de un año en tramos entre Cardones-Polpaico 2 x 500 Kv
El siguiente gráfico (Figura 11-4) presenta los costos marginales en el Nodo Cardones 220 kV.
Figura 11-4. Costos marginales Nodo Cardones 220kV.
La Figura 11-5 refleja las diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base. La
Figura 11-6 muestra la curva de duración de los flujos en la línea Cardones-Maitencillo para los
casos con y sin retraso de la construcción de la línea.
Figura 11-5. Diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base.
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
-$ 1,940.30 -$ 1,140.67 -$ 2,168.47 -$ 245.86 -$ 5,495.30 355.381 0.504%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
427,573.47 47.47 1,358.93 255.82 $ 76.44 303.574 355.684
1
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
ab
r-1
3
ag
o-1
3
dic
-13
ab
r-1
4
ag
o-1
4
dic
-14
ab
r-1
5
ag
o-1
5
dic
-15
ab
r-1
6
ag
o-1
6
dic
-16
ab
r-1
7
ag
o-1
7
dic
-17
ab
r-1
8
ag
o-1
8
dic
-18
ab
r-1
9
ag
o-1
9
dic
-19
ab
r-2
0
ag
o-2
0
dic
-20
ab
r-2
1
ag
o-2
1
dic
-21
ab
r-2
2
ag
o-2
2
dic
-22
Dif
ere
nci
a d
e E
ne
rgía
[G
Wh
]
Fecha [mes-año]
Deltas de Energía según Fuente
Embalse
Pasada
Geotermia
Eólica
Biomasa
Carbón
Petróleo Diesel
GNL
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 70
Figura 11-6. Curva de Duración Cardones – Maitencillo 220 kV. Dic. 2017- Dic.2018
Los planes de expansión de 500 kV hacia el norte del SIC entre Cardones y Polpaico, buscan aliviar
la congestión existente en el troncal de 220 kV. Esto se puede observar en la Figura 11-6 donde se
ha seleccionado, por ejemplo, el tramo de Cardones - Maitencillo 220 kV, el cual presenta
congestión con respecto a su capacidad N-1 (394 MW) durante Diciembre de 2017, previo a la
entrada de los nuevos circuitos planificados en la fecha original. Posteriormente, con la entrada de
las líneas de 500 kV, durante el año 2018 las transferencias disminuyen a a 200 MW en promedio.
Al observar la situación con retraso, vemos que estas transferencias serían mayores, debido al
término de utilización del criterio N-1 sobre esta línea25, lo cual con mayor razón indicaría, que de
ocuparse el criterio N-1, este tramo funcionaría con transferencias de potencia muy elevadas y en
condiciones de congestión.
Debido al retraso de un año de la entrada en operación de las nuevas líneas de 500 kV entre
Cardones y Polpaico, se puede observar en la Figura 11-4 como la congestión en este tramo se
prolonga por un año más, causando un desacople en los costos marginales que persiste hasta
Enero de 2019. La congestión obliga el suministro de la demanda del norte del SIC con fuentes de
energía más caras y más contaminantes (principalmente carbón y GNL), de la mano de mayores
niveles de energía no suministrada y energía generada para abastecer las mayores pérdidas de
transmisión del sistema.
Desde el punto de vista económico y ambiental, un retraso en la entrada de este proyecto no
resulta beneficioso para el sistema. Es decir, se traduce en un aumento de un 0.73% en los costos
operacionales del sistema y un aumento en las emisiones de contaminantes locales y globales, de
un 0.16%; 0.17%; 0.51% y 0.14% para el CO2, MP2.5, NOx y SO2, respectivamente.
25 Recordemos que lo que estamos evaluando es el retraso de la entrada en servicio de los tramos de 500 kV
entre Polpaico y Cardones, más no el cambio en las políticas de operación de las líneas de 220 kV asociadas, las cuales originalmente comenzaban a ser ocupadas con su capacidad máxima desde Enero de 2018.
0
100
200
300
400
500
600
700
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Po
ten
cia
Tran
sfe
rid
a [M
W]
Horas entre Dic-2017 y Dic-2018
Curva de Duración Dic-2017 - Dic-2018: Cardones - Maitencillo 220 kV
Fecha PES Original
Fecha PES Retrasada
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11.4.2.2 Caso 2 : Retraso de un año de l ínea Charrúa -Ancoa2x500kV,
pr imer c i rcuito
Tabla 11-10. Caso 2- Retraso de un año en Charrúa-Ancoa 2 x 500 kV
El siguiente gráfico (Figura 11-7) presenta los costos marginales en el Nodo Charrúa 500 kV.
Figura 11-7. Costos marginales nodo Charrúa 500 kV
La Figura 11-8 refleja las diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base. La
Figura 11-9 muestra la curva de duración de los flujos en la línea Charrúa-Ancoa 500kV para los
casos con y sin retraso de la construcción de la línea.
Figura 11-8. Diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
$ 1,734.61 -$ 504.73 $ 320.01 -$ 4.75 $ 1,545.14 -86.591 -0.526%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
-391,098.02 -57.29 -475.16 -427.21 $ 32.33 41.296 -86.550
2
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Abr-2013 Abr-2014 Abr-2015 Abr-2016 Abr-2017 Abr-2018 Abr-2019 Abr-2020 Abr-2021 Abr-2022
Co
sto
Ma
rg
ina
l B
arra
[U
$/M
Wh
]
Fecha [Mes-Año]
Charrua 500 Retraso
Charrua 500 Base
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
ab
r-1
3
ag
o-1
3
dic
-13
ab
r-1
4
ag
o-1
4
dic
-14
ab
r-1
5
ag
o-1
5
dic
-15
ab
r-1
6
ag
o-1
6
dic
-16
ab
r-1
7
ag
o-1
7
dic
-17
ab
r-1
8
ag
o-1
8
dic
-18
ab
r-1
9
ag
o-1
9
dic
-19
ab
r-2
0
ag
o-2
0
dic
-20
ab
r-2
1
ag
o-2
1
dic
-21
ab
r-2
2
ag
o-2
2
dic
-22
Dif
ere
nci
a d
e E
ne
rgía
[G
Wh
]
Fecha [mes-año]
Deltas de Energía según Fuente
Embalse
Pasada
Geotermia
Eólica
Biomasa
Carbón
Petróleo Diesel
GNL
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 72
Figura 11-9. Curva de Duración Charrúa – Ancoa 500 kV. Abr. 2018- Mar.2019
La expansión de la línea de Charrúa – Ancoa 500 kV, busca aliviar la congestión existente en ese
tramo, tal como es posible verlo en la Figura 11-9. En esta figura se observa como dicho tramo, de
cumplirse las expansiones proyectadas originalmente, podrá operar sin problemas dentro de sus
límites de transferencia (Capacidad N-1: 3000 MW). En cambio, de retrasarse la expansión, la línea
seguirá manteniendo una operación muy ajustada sobre su capacidad N-1 pre-expansión (1368
MW). Con la entrada retrasada de la línea en Febrero de 2019, ésta podrá operar a niveles de
transferencia de potencia superiores, y son los que se observan en las primeras horas de la curva
de duración (línea azul).
La Figura 11-7 presenta los costos marginales en el Nodo Charrúa 500 kV y se visualiza que la
situación de congestión presente a inicios del año 2018 en el tramo de transmisión se prolonga
durante un año más al retrasarse la entrada de la nueva línea. Esto implica que la energía
generada por las centrales de la zona sur del SIC no puede transportarse hacia la zona norte y
centro del SIC. De esta forma, centrales con un menor costo de operación que inyectan energía en
el nodo de Charrúa disminuyen su generación (principalmente Ralco, Santa María, Bocamina y
Carbón VIII Región) y el déficit es compensado en la zona central con un aumento de la generación
con GNL principalmente proveniente de centrales Nehuenco, Nueva Renca, Quintero y San Isidro.
Esto produce un aumento del costo marginal al norte de la línea congestionada (i.e Barra de Ancoa
220 kV y otras aguas arriba) y una disminución del costo marginal en la barra de Charrua. Este
trade-off entre carbón y GNL es el que produce beneficios ambientales, los cuáles al ser
valorizados no necesariamente son más beneficiosos debido al efecto inter-temporal. A la vez, la
situación de congestión prevalente durante más tiempo en el tramo en cuestión, es causante de
un mayor nivel de energía no suministrada.
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2500
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Po
ten
cia
Tran
sfe
rid
a [M
W]
Horas entre Abr-2018 y Mar-2019
Curva de Duración Abr-2018 - Mar-2019: Charrua - Ancoa 500 kV
Fecha PES Original
Fecha PES Retrasada
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 73
11.4.2.3 Caso 3 : Retraso de un año de l ínea Ancoa- Alto Jahuel 2x500kV,
pr imer c i rcuito
Tabla 11-11. Retraso un año en Ancoa- Alto Jahuel 2 x 500 kV 1° circuito
La Figura 11-10 presenta los costos marginales en el Nodo Alto Jahuel 500 kV.
Figura 11-10. Costos marginales en el nodo Alto Jahuel 500 kV
La Figura 11-11 muestra las diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base.
Figura 11-11. Deltas energía según fuente
El retraso de un año en la entrada en operación del primer circuito de 500 kV de la nueva línea
Ancoa - Alto Jahuel, implica el remplazo de la generación de centrales hidráulicas por centrales a
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
-$ 415.30 -$ 139.12 -$ 120.23 -$ 62.71 -$ 737.35 64.337 0.195%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
75,264.75 8.94 91.96 67.09 $ 4.48 3.111 64.340
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Abr-2013 Abr-2014 Abr-2015 Abr-2016 Abr-2017 Abr-2018 Abr-2019 Abr-2020 Abr-2021 Abr-2022
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Fecha [Mes-Año]
Alto Jahuel 500 Retraso
Alto Jahuel Base
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5
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dic
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ag
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7
dic
-17
ab
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8
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8
dic
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9
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Fecha [mes-año]
Deltas de Energía según Fuente
Embalse
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Geotermia
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Biomasa
Carbón
Petróleo Diesel
GNL
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 74
carbón y GNL. El retraso de este circuito, implica costos ambientales, a la par de un mayor costo
de operación del sistema y un mayor nivel de la energía no suministrada. Por otro lado, el retraso
de este circuito también trae consigo mayores pérdidas de transmisión en el sistema.
De manera análoga al caso 1, desde los puntos de vista económico y ambiental, un retraso en la
entrada de este proyecto resulta perjudicial para el sistema. Es decir, se traduce en un aumento de
un 0.04%en los costos operacionales del sistema y un aumento en las emisiones de contaminantes
locales y globales, de un 0.03%; 0.03%; 0.03% y 0.04% para el CO2, MP2.5, NOx y SO2,
respectivamente.
11.4.2.4 Caso 4: Retraso de un año de l ínea Ancoa- Alto Jahuel 2x500kV,
segundo ci rcuito
Tabla 11-12. Retraso de un año Ancoa-Alto Jahuel 2 x 500 kV, 2° circuito
La Figura 11-12 presenta los costos marginales en el Nodo Alto Jahuel 500 kV.
Figura 11-12. Costos marginales nodo Alto Jahuel 500 kV.
La Figura 11-13 muestra las diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base.
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
-$ 99.81 -$ 29.74 -$ 14.70 -$ 11.25 -$ 155.49 26.019 0.237%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
18,339.61 1.35 13.98 8.75 $ 0.81 -203.481 25.815
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Fecha [Mes-Año]
Alto Jahuel 500 Retraso
Alto Jahuel 500 Base
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 75
Figura 11-13. Deltas de energía según fuentes.
Ante un retraso del segundo circuito de la línea de 500 kV Ancoa - Alto Jahuel notamos que la
energía del agua embalsada no puede ser evacuada y es reemplazada por energía proveniente de
las centrales a carbón y GNL, al igual que ocurre con un retraso en el primer circuito. Resulta
contra-intuitivo como el retraso del circuito causa una disminución en la ENS pero al analizar en
detalle el principal cambio en la ENS ocurre en Marzo de 2018, donde parte de la ENS del caso
base en varios nodos en el centro y norte del país es abastecida con el retraso de la línea. En ese
mes en particular, el índice de congestión de la red es negativo (al contrario del resto del
h ri te), y q e se bserv es “efe t reb te” d de e er í de s e tr es
hidroeléctricas no puede ser evacuada en espera de la entrada del nuevo circuito, hasta Marzo de
2018 donde es utilizada para abastecer parte de la ENS del caso base. Estas diferencias son
consistentes con los resultados de generación, donde los embalses Ralco, Canutillar y Pangue
aumentan su generación de Marzo de 2018 en un 0.11%, 0.17% y 0.23%, respectivamente;
mientras que las centrales diésel Renca y Teno disminuyen su generación del mismo mes
respectivamente en un 99.72% y 5.21%, en el bloque de demanda de punta.
11.4.2.5 Caso 5: Retraso de un año de l ínea Cardones- Diego de Almagro
2x220kV, tendido de pr imer c i rcuito
Tabla 11-13. Retraso de un año en Cardones-Diego de Almagro 2 x 220 kV
La Figura 11-14 presenta los costos marginales en el Nodo Diego de Almagro 220 kV.
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Fecha [mes-año]
Deltas de Energía según Fuente
Embalse
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Geotermia
Eólica
Biomasa
Carbón
Petróleo Diesel
GNL
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
-$ 84.45 -$ 13.62 -$ 6.36 -$ 9.57 -$ 114.00 18.042 0.056%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
18,711.13 1.72 13.36 13.36 $ 1.36 84.185 18.126
5
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 76
Figura 11-14. Costos marginales nodo Diego de Almagro 220 kV.
La Figura 11-15 presenta las diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base.
Figura 11-15. Deltas de energía según fuente.
El retraso de la nueva línea de 220 kV Cardones - Diego de Almagro conlleva a situaciones
ambientalmente menos beneficiosas, donde recursos hidráulicos son reemplazados con petróleo
diésel y carbón principalmente. Esto va acompañado de un aumento de las pérdidas de
transmisión, un mayor uso de la red y de un aumento de la energía no suministrada.
Desde los puntos de vista económico y ambiental, un retraso en la entrada de este proyecto no
resulta beneficioso para el sistema. Es decir, se traduce en un aumento de un 0.01% en los costos
operacionales del sistema y un aumento de un 0.01% en las emisiones de todos los
contaminantes, locales y globales.
11.4.2.6 Caso 6 : Retraso de un año en Punta de Cortés -Tuniche 2x220kV
operada en 154 kV
Tabla 11-14. Retraso de un año Punta Cortés-Tuniche 2 x 220 kV
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Diego de Almagro 220 Retraso
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Fecha [mes-año]
Deltas de Energía según Fuente
Embalse
Pasada
Geotermia
Eólica
Biomasa
Carbón
Petróleo Diesel
GNL
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
$ 7.02 $ 4.11 $ 3.83 $ 2.80 $ 17.76 0.943 0.002%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
-1,460.92 -0.38 -2.66 -3.85 -$ 0.08 -5.889 0.937
6
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 77
La Figura 11-16 presenta los costos marginales en el Nodo Alto Jahuel 500 kV.
Figura 11-16. Costos marginales Nodo Alto Jahuel 500 kV.
La Figura 11-17 presenta las diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base.
Figura 11-17. Deltas de energía según fuente.
El retraso de la entrada en operación de la línea Punta de Cortés-Tuniche2x220kV resulta
levemente beneficiosa para el SIC desde un punto de vista ambiental y económico, habiendo un
mayor uso de recursos más limpios, donde destacan las variaciones que se dan en la generación
de centrales a carbón y de centrales de pasada y embalses.
En este caso, nuevamente se nota que el retraso, contribuye a la disminución de la ENS. Al analizar
en detalle esta situación, se observó que esta disminución de la ENS principalmente ocurre a
finales del horizonte (Junio de 2022) en las barras de Teno 154 kV y San Fernando 66 kV. Este
retraso de la línea Punta de Cortés- Tuniche implica una readecuación en el uso de los recursos
embalsados, los cuales pasan a ser menos utilizados que el caso base en el año 2019 como se
puede observar en la Figura 11-18 acumulándose en los embalses, y finalmente siendo
despachados durante el 2022, y disminuyendo la energía no suministrada correspondiente al mes
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Abr-2013 Abr-2014 Abr-2015 Abr-2016 Abr-2017 Abr-2018 Abr-2019 Abr-2020 Abr-2021 Abr-2022
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Fecha [Mes-Año]
Alto Jahuel 500 Retraso
Alto Jahuel 500 Base
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Fecha [mes-año]
Deltas de Energía según Fuente
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Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 78
de Junio de ese año. La Figura 11-18 m estr ev ió de s “de t s m d s” de s
embalses en términos de energía generada26.
Figura 11-18. Deltas de Energía de los Embalses y Deltas Acumulados de Energía de los Embalses
11.4.2.7 Caso 7: Retraso de un año en Subestación Seccionadora Lo
Aguirre: Etapa I
Tabla 11-15. Retraso un año S/E Lo Aguirre: Etapa I
El siguiente gráfico (Figura 11-19) presenta los costos marginales en el Nodo Cerro Navia 220 kV.
26 Si en un determinado mes, existe un delta de generación positivo en para los embalases, implica que se
utilizó más agua en el caso a contrastar y por consiguiente, es menos agua disponible para ser utilizada en etapas posteriores. De igual forma, un delta de generación negativo, implica que se usó menos agua y por consiguiente, hay más agua embalsada para utilizar en etapas posteriores.
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Fecha [mes-año]
Deltas de Energía Embalses
Delta Embalses
Delta AcumuladoEmbalses
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
$ 270.62 $ 189.90 $ 225.13 $ 51.95 $ 737.60 -126.062 0.045%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
-54,584.29 -4.90 -84.91 -60.21 -$ 0.05 139.704 -125.922
7
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 79
Figura 11-19. Costos marginales nodo Cerro Navia 220 kV.
La Figura 11-20 refleja las diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base.
Figura 11-20. Deltas de energía según fuente.
El retraso de la primera etapa de la Subestación Seccionadora Lo Aguirre, implica beneficios
económicos y ambientales para el sistema dados por la reducción de la generación de centrales
térmicas (carbón y GNL). Sin embargo, esto se ve acompañado por un aumento de un 1.59% de la
energía no suministrada en el sistema. La explicación del fenómeno anterior se debe a que la
entrada en operación de la subestación aumenta considerablemente las pérdidas de transmisión
y, por lo tanto, un atraso de su entrada en funcionamiento hace que se retrase este aumento en
las pérdidas de transmisión por ese año.
Este retraso, sin embargo, se manifiesta de manera importante en los costos marginales en la
barra de Cerro Navia 220 kV, donde el retraso del proyecto implica un aumento de 10 U$/MWh en
los costos marginales en abril de 2016.
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Fecha [Mes-Año]
Cerro Navia 220 Retraso
Cerro Navia 220 Base
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6
dic
-16
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-17
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8
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Fecha [mes-año]
Deltas de Energía según Fuente
Embalse
Pasada
Geotermia
Eólica
Biomasa
Carbón
Petróleo Diesel
GNL
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 80
11.4.2.8 Caso 8: Retraso de un año de l ínea Ciruelos-
Pichirropull i2x200kV , tendido de pr imer c ircuito
Tabla 11-16. Retraso de un año Ciruelos-Pichirropulli 2 x 220 kV.
La Figura 11-21 presenta los costos marginales en el Nodo Valdivia 220 kV.
Figura 11-21.Costos marginales nodo Valdivia 220 kV.
La Figura 11-22 refleja las diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base.
Figura 11-22. Deltas de energía según fuente.
El retraso de un año de la entrada en operación de la nueva línea Ciruelos -Pichirropulli, causa un
aumento de los costos marginales en la barra de Valdivia 220 kV. Esto a su vez va acompañado de
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
$ 21.82 $ 53.15 -$ 51.20 $ 23.12 $ 46.88 -3.781 0.053%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
-4,859.99 -4.85 66.90 -33.71 $ 10.37 345.833 -3.435
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Abr-2013 Abr-2014 Abr-2015 Abr-2016 Abr-2017 Abr-2018 Abr-2019 Abr-2020 Abr-2021 Abr-2022
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Fecha [Mes-Año]
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 81
un aumento en la ENS y un aumento en los costos de operación del sistema, que explicarían los
beneficios ambientales obtenidos para algunos contaminantes.
No existe una clara tendencia acerca de qué fuente energética cambia predominantemente en
este caso, habiendo un aumento importante de la generación con centrales de embalse entre
Agosto y Diciembre de 2018, y una disminución de la generación de centrales a carbón. Luego,
entre Diciembre de 2018 y Abril de 2019, existe una fuerte reducción del uso de los embalses,
junto a un aumento de la generación de centrales diésel.
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 82
11.4.2.9 Caso 9 : Todos los r etrasos en conjunto
Tabla 11-17. Caso- todos los retrasos en conjunto
El siguiente gráfico refleja las diferencias en la generación entre el caso considerado y el caso base.
Figura 11-23. Deltas energía según fuente.
En la Figura 11-23, se observa como los cambios se manifiestan desde la entrada en operación del
primer circuito de la línea Ancoa - Alto Jahuel en Julio de 2014 (en el caso base), y alcanzan su
punto máximo en Agosto de 2018, con el retraso del primer circuito de la nueva línea Charrua-
Ancoa 2x500 kV. Este último retraso, representa claramente la situación dominante sobre los
retrasos de los demás proyectos.
En la Figura 11-24 y Figura 11-25, se muestra la variación en los deltas de energía en los intervalos
donde el efecto no se alcanza a apreciar en el gráfico anterior.
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
-$ 249.33 -$ 1,497.54 -$ 1,719.57 -$ 244.60 -$ 3,711.03 228.263 0.547%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
33,771.25 -9.53 900.13 -194.02 $ 120.98 583.278 228.846
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 83
Figura 11-24. Intervalo abril 2013 a diciembre 2017
Figura 11-25. Intervalo enero 2019 a marzo 2023.
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Fecha [mes-año]
Deltas de Energía según Fuente
Embalse
Pasada
Geotermia
Eólica
Biomasa
Carbón
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Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final 84
La Figura 11-26 reporta los costos marginales en distintos nodos del sistema. Las principales observaciones que se pueden hacer de estos gráficos
corresponden al desacople de precios existente en el troncal del SIC-Norte, que puede observarse en los costos marginales en los nodos de Diego
de Almagro 220 kV y Cardones 220 kV y que viene a ser superado con la entrada de las nuevas líneas de 500 kV entre Cardones y Polpaico. Estos
desacoples son relevantes en cuanto varían en magnitudes sustanciales entre 50 y 150 U$/MWh. Es bueno mencionar también que al retrasarse
la puesta en servicio de todas las líneas propuestas en un año, el tiempo que tarda el sistema en alcanzar un precio de equilibrio para todos los
nodos también se retrasa un año, pasando desde mediados de 2018 en el caso base a mediados de 2019 al considerar todos los retrasos.
Figura 11-26. Costos marginales de todos los nodos en conjunto
La Figura 11-27 a la Figura 11-32 muestran, la variación en el tiempo de los costos marginales para cada nodo para la situación del caso base (es
decir, sin ningún retraso) y para la simulación que esta afecta a retrasos en todas las líneas propuestas.
En la Figura 11-27 se observa como los principales cambios en el costo marginal en el nodo de Alto Jahuel 500 kV, ocurren durante los años 2016
y 2018, con los retrasos de la entrada en operación de la primera etapa de la subestación seccionadora de Lo Aguirre y el nuevo circuito de
Charrúa-Ancoa, respectivamente.
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Fecha [Mes-Año]
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Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final 85
Figura 11-27. Costos marginales Alto Jahuel 500 kV.
En la Figura 11-28 se observa como los principales cambios en el costo marginal en el nodo de Cardones 220 kV, ocurren durante los años 2017 y
2018, debido al retraso de las nuevas líneas de 500 kV del Norte del SIC entre Cardones y Polpaico.
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Fecha [Mes-Año]
Alto Jahuel 500 Retraso
Alto Jahuel 500 Base
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final 86
Figura 11-28. Costos marginales Cardones 220 kV.
En la Figura 11-29 se observa como los principales cambios en el costo marginal en el nodo de Cerro Navia 220 kV, ocurren durante los años 2016
y 2018. En ella es posible observar principalmente la influencia en los precios de los retrasos de la primera etapa de la subestación seccionadora
de Lo Aguirre y del nuevo circuito de 500 kV de Charrúa-Ancoa.
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Fecha [Mes-Año]
Cardones 220 Retraso
Cardones 220 Base
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final 87
Figura 11-29. Costos marginales Cerro Navia 220 kV.
En la figura 5-30 se observan los principales cambios en el costo marginal para el nodo de Charrúa 500 kV, donde el retraso en la línea Charrúa –
Ancoa es el que más destaca, en el año 2018.
Figura 11-30. Costos marginales Charrúa 500 kV.
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Cerro Navia 220 Retraso
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Fecha [Mes-Año]
Charrua 500 Retraso
Charrua 500 Base
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Informe Final 88
La Figura 11-31 muestra las principales diferencias en el costo marginal para el nodo de Diego de Almagro 220 kV, las cuales se dan
principalmente durante 2018, debido al retraso de las nuevas líneas d e500 kV entre Cardones y Polpaico.
Figura 11-31. Costos marginales Diego de Almagro 220 kV.
En la Figura 11-32 se observa que los principales cambios en el costo marginal en el nodo de Valdivia 220 kV, ocurren principalmente durante el
año 2018 debido a los retrasos del nuevo circuito de 500 kV en Charrúa-Ancoa y al retraso de la línea de Ciruelos a Pichirropulli en 220 kV.
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Fecha [Mes-Año]
Diego de Almagro 220 Retraso
Diego de Almagro 220 Base
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Informe Final 89
Figura 11-32. Costos marginales Valdivia 220 kV
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Informe Final 90
La Tabla 11-18 presenta un resumen de diferencia observadas en las variables con respecto al caso base, para cada uno de los 9 casos
estudiados. En ella se resumen en una sola tabla, todos los resultados vistos con anterioridad para cada uno de los casos evaluados.
Tabla 11-18. Tabla Resumen de los Casos Evaluados
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
1 -$ 1,940.30 -$ 1,140.67 -$ 2,168.47 -$ 245.86 -$ 5,495.30 355.381 0.504%
2 $ 1,734.61 -$ 504.73 $ 320.01 -$ 4.75 $ 1,545.14 -86.591 -0.526%
3 -$ 415.30 -$ 139.12 -$ 120.23 -$ 62.71 -$ 737.35 64.337 0.195%
4 -$ 99.81 -$ 29.74 -$ 14.70 -$ 11.25 -$ 155.49 26.019 0.237%
5 -$ 84.45 -$ 13.62 -$ 6.36 -$ 9.57 -$ 114.00 18.042 0.056%
6 $ 7.02 $ 4.11 $ 3.83 $ 2.80 $ 17.76 0.943 0.002%
7 $ 270.62 $ 189.90 $ 225.13 $ 51.95 $ 737.60 -126.062 0.045%
8 $ 21.82 $ 53.15 -$ 51.20 $ 23.12 $ 46.88 -3.781 0.053%
9 -$ 249.33 -$ 1,497.54 -$ 1,719.57 -$ 244.60 -$ 3,711.03 228.263 0.547%
CASO Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta ENS [MWh] Delta Costo [MU$] Pérdidas Transmisión [GWh]
1 427,573.47 47.47 1,358.93 255.82 303.574 $ 76.44 355.684
2 -391,098.02 -57.29 -475.16 -427.21 41.296 $ 32.33 -86.550
3 75,264.75 8.94 91.96 67.09 3.111 $ 4.48 64.340
4 18,339.61 1.35 13.98 8.75 -203.481 $ 0.81 25.815
5 18,711.13 1.72 13.36 13.36 84.185 $ 1.36 18.126
6 -1,460.92 -0.38 -2.66 -3.85 -5.889 -$ 0.08 0.937
7 -54,584.29 -4.90 -84.91 -60.21 139.704 -$ 0.05 -125.922
8 -4,859.99 -4.85 66.90 -33.71 345.833 $ 10.37 -3.435
9 33,771.25 -9.53 900.13 -194.02 583.278 $ 120.98 228.846
Caso 1: POL – CAR 500 kV Caso 2: CHAR – ANC 500 kV cto 1
Caso 3: ANC – AJ 500 kV cto 1 Caso 4: ANC – AJ 500 kV cto 2
Caso 5: CAR – DdelAlm 220 kV cto 1
Caso 6: PtaCor-TUN 154 kV Caso 7: SSEE Lo Aguirre. Etapa I
Caso 8: CIR-PICH 220 kV Caso 9: Retrasos Conjuntos
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 91
Anál isis de Sensibi l idad 11.5
Para verificar la robustez de los resultados mostrados anteriormente, se ha llevado a cabo un
análisis de sensibilidad ante variaciones en algunos de los parámetros y supuestos claves asumidos
en el caso base. Con el equipo de la SG de Planificación se acordó la realización de tres
sensibilidades. Estas sensibilidades reflejan cambios sobre algunas condiciones operativas del
sistema eléctrico en el parque generador, la demanda eléctrica y/o el costo de falla del sistema. En
términos de recursos computacionales, el desarrollo de estas sensibilidades, implica 3
simulaciones OPT y 6 simulaciones OPE del modelo OSE2000.
Los casos seleccionados corresponden al caso base (donde no hay retrasos), el caso 1 (retraso en
las líneas de 500 kV entre Cardones y Polpaico), el caso 2 (retraso en la nueva línea de Charrúa-
Ancoa 500 kV) y el caso 9 (Todos los retrasos en conjunto). Sobre estos casos se han llevado a
cabo las distintas sensibilidades. El criterio de selección de éstos se basó en el gran impacto que
generó el retraso de estos proyectos en las emisiones del sistema (importancia de los resultados
obtenidos con anterioridad) y la relevancia de observar los efectos de las sensibilidades en los
tramos de los casos seleccionados. Por ejemplo, el caso 1 implica variaciones importantes en los
costos marginales en la zona norte del SIC, situación que podría ser de interés para una
sensibilidad que afectase a las empresas del rubro minero. El caso 2 en tanto, como se observó en
la sección anterior, corresponde al caso dominante al realizar todos los retrasos en conjunto, y he
ahí la razón de su elección.
Las sensibilidades elegidas corresponden a:
Incremento del número de proyectos de generación eólica, con variación en las cargas de
la energía industrial-minera. Se ilustra en los siguientes dos casos:
S1) Caso Base (Sin retrasos)
S1r) Caso con retraso de un año de las nuevas líneas de 500 kV entre Cardones y Polpaico
Desarrollo del Proyecto Octopus. Se ilustra en los siguientes dos casos:
S2) Caso Base (Sin retrasos)
S2r) Caso con retraso de un año en nueva línea de 500 kV entre Charrúa y Ancoa
Incremento del Costo de Falla de largo plazo en un 100%. Se ilustra en los siguientes dos
casos:
S3) Caso Base (Sin retrasos)
S3r) Caso con retraso de un año en todas las líneas propuestas en la sección anterior.
A continuación se procede a explicar cada una de las sensibilidades desarrolladas y a detallar sus
supuestos.
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 92
11.5.1 Sensibil idad n°1 : “Incremento de Proyectos Eólicos y Variaciones
en la demanda minera en el SIC -Norte”
La primera sensibilidad corresponde a un escenario con alta penetración eólica en el SIC. Se han
seleccionado variados proyectos aprobados o en proceso de calificación en el sistema de
evaluación de impacto ambiental, los cuáles han sido agregados a las centrales eólicas de la CNE
(genéricas y planificadas). En total, en la sensibilidad se han agregado 1969.1 MW de energía
eólica, en adición a la situación base, los que representan un incremento de un 124.24% de la
capacidad eólica de la situación base. Estos proyectos se ubican en la IV región (48.7% de la nueva
capacidad correspondientes a 959MW), isla de Chiloé (26.28% de la nueva capacidad
correspondientes a 517.5 MW), II y III región (24.02% de la nueva capacidad instalada
correspondientes a 473 MW) y en otras locaciones (1% de la nueva capacidad instalada
correspondientes a 19.6 MW).
La Tabla 11-19 detalla los proyectos seleccionados para ser agregados en el escenario de alta
penetración eólica.
Tabla 11-19. Proyectos Eólicos considerados
Central Eólica27 Provincia Nodo Inyección Potencia
[MW]
Fecha PES Costo
Variable
[U$/MWh]
Cabo Leones Huasco Maitencillo 220 170 Ago-2014 7.7
Cabo Leones II Huasco Maitencillo 220 204 Jul-2015 7.7
La Gorgonia Limarí Las Palmas 220 50 Ene-2014 7.7
Punta Colorada Elqui Punta Colorada 220 16 Abr-2014 7.7
Punta Sierra Limarí Las Palmas 220 108 Feb-2015 7.7
Talinay Poniente Limarí Pan de Azúcar 220 200 May-2014 7.7
Taltal EnelGreen Antofagasta Diego de Almagro
220
99 Oct-2014 7.7
Eólica Lebu Arauco Arauco 066 3.6 *28 7.7
Eólica Ucuquer Cardenal
Caro
Rapel 066 7 Abr-2013 7.7
Eólica Pchome Concepción San Vicente 154 9 Jul-2013 7.7
Talinay II Limarí Las Palmas 220 400 Sep-2019 7.7
Los Cururos29 Limarí Los Vilos 220 110 Feb-2014 7.7
Punta Palmeras Choapa Las Palmas 220 75 Jul-2014 7.7
27 Las centrales eólicas agregadas, consideran un factor de emisión nulo, en cuanto no generan emisiones
contaminantes. 28
Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD) que entró en operación a principios de 2009. 29
El Parque Eólico Los Cururos incluye al Parque Eólico la Cebada como parte de él.
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 93
Central Eólica27 Provincia Nodo Inyección Potencia
[MW]
Fecha PES Costo
Variable
[U$/MWh]
San Pedro Chiloé Puerto Montt 220 40 Abr-2014 7.7
Ancud Chiloé Puerto Montt 220 120 Mar-2015 7.7
Pichihué Chiloé Puerto Montt 220 117.5 May-2015 7.7
Cateao I Chiloé Puerto Montt 220 50 Jul-2016 7.7
Chiloé Chiloé Puerto Montt 220 100 Nov-2018 7.7
Cateao II Chiloé Puerto Montt 220 50 Ene-2021 7.7
Pacífico Chiloé Puerto Montt 220 40 Mar-2015 7.7
En la presente sensibilidad, además, se ha variado la distribución espacio-temporal de algunas
cargas mineras del sub-sistema del SIC-Norte. Antes de agregar los proyectos de demanda minera,
en los 16 nodos que componen el subsistema del SIC- Norte (detallados en la Tabla 11-20), se ha
mantenido la demanda inicial del año hidrológico 2013 y ésta se ha repetido anualmente hasta
marzo de 2023, con e fi de est b e er b se mú r b e Este “ d ” de
demanda se realiza para no considerar 2 veces los proyectos que vamos a agregar (pues en el caso
base pueden ya estar considerados en alguna otra fecha y nodo), y se basa en el supuesto de que
casi la totalidad del aumento de la demanda industrial del SIC-Norte proviene de la minería.
Tabla 11-20. Nodos del SIC-Norte
Candelaria 220 Cardones 110 Cardones 220 Carrera Pinto 220
Diego de Almagro 110 Dos Amigos 110 Huasco 110 Illapel 110
Los Vilos 220 Maitencillo 220 Ovalle 110 Pan de Azúcar 110
Pan de Azúcar 220 Punta Colorada 220 Punta Toro 110 Romeral 110
Posteriormente, los proyectos mineros de interés para esta sensibilidad han sido agregados en los
nodos y fechas detallados en la Tabla 11-21.
Tabla 11-21. Proyectos Mineros Considerados.
Proyecto Año Mes Potencia Media [MW] Barra Conexión
Caserones 1 2013 Abr 17 Maitencillo 220
Caserones 2 2013 Sep 18 Maitencillo 220
Caserones 3 2013 Dic 95 Maitencillo 220
Cerro Blanco 2016 Oct 24 Maitencillo 220
El Morro 2018 Dic 195 Maitencillo 220
Relincho 2019 Abr 192 Maitencillo 220
Pascua Lama 1 2015 Ene 5 Punta Colorada 220
Pascua Lama 2 2016 Abr 1 Punta Colorada 220
Pascua Lama 3 2016 Jul 12 Punta Colorada 220
Pascua Lama 4 2016 Oct 52 Punta Colorada 220
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 94
Proyecto Año Mes Potencia Media [MW] Barra Conexión
Pascua Lama 5 2016 Ene 4 Punta Colorada 220
Pascua Lama 6 2017 Abr 9 Punta Colorada 220
Pascua Lama 7 2017 Jul 0 Punta Colorada 220
Pascua Lama 8 2017 Oct 8 Punta Colorada 220
Pascua Lama 9 2017 Ene 0 Punta Colorada 220
Pascua Lama 10 2018 Abr 0 Punta Colorada 220
Pascua Lama 11 2018 Jul 5 Punta Colorada 220
Pascua Lama 12 2018 Oct 7 Punta Colorada 220
Santo Domingo 2017 Abr 60 Diego de Almagro 110
Inca de Oro 2017 Abr 80 Diego de Almagro 110
Lobo Marte 2017 Feb 22 Cardones 220
Cerro Negro 1 2013 Abr 12 Cardones 220
Cerro Negro 2 2013 Jun 1 Cardones 220
Cerro Negro 3 2013 Oct 5 Cardones 220
Cerro Negro 4 2013 Ene 1 Cardones 220
Cerro Negro 5 2014 Abr 2 Cardones 220
Cerro Negro 6 2015 May 3 Cardones 220
Cerro Casale 2020 Jul 230 Cardones 220
El cambio en la demanda industrial, en los 16 nodos mencionados con anterioridad, se ve reflejado
en la Figura 11-33, donde la línea azul representa la demanda industrial de los 16 nodos en el caso
base y la línea roja representa la demanda industrial en los 16 nodos considerando las variaciones
en el nodo y fecha de entrada de los proyectos señalados.
Figura 11-33. Demanda Industrial del SIC-Norte
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
abr-13 may-14 jun-15 jul-16 ago-17 sep-18 oct-19 nov-20 ene-22 feb-23
De
ma
nd
a I
nd
ust
ria
l [G
Wh
]
Fecha
Demanda Industrial SIC-Norte: Abr-2013- Mar-2023
Caso Base
Variación en la Demanda
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 95
11.5.2 Sensibil idad n°2 : “Desarrollo del Proyecto Octopus”
El proyecto Octopus, desarrollado por el consorcio compuesto por Australis Power, Cheniere
Energy, Andes Minergy y Gasoducto Innergy, considera la instalación de un terminal marítimo y
regasificador de GNL en la bahía de Concepción y la instalación de dos centrales termoeléctricas a
gas natural de ciclo combinado en la localidad de Bulnes, que totalizan una capacidad de 1150
MW. Esta sensibilidad estudia exclusivamente el efecto de la incorporación de las centrales
durante 2018, sin estudiar posibles sinergias derivadas de la puesta en operación del terminal
marítimo de GNL. Se asume que estas centrales contarán con tecnología de punta para el
abatimiento de emisiones contaminantes.
La Tabla 11-22 detalla las centrales termoeléctricas que componen el proyecto Octopus.
Tabla 11-22. Centrales del Proyecto Octopus
Central
Térmica
Provincia Nodo
Inyección
Potencia
Neta
[MW]
Fecha
PES
Costo
Variable
[U$/MWh]
F.E
CO2 [Ton/
GWh]
F.E
MP2.5
[Ton/
GWh]
F.E
NOx
[Ton/
GWh]
F.E
SO2
[Ton/
GWh]
El Campesino
I
Ñuble Charrúa
500
575 Ene-
2018
68.81 405 0.01 0.1 0
El Campesino
II
Ñuble Charrúa
500
575 Sep-
2018
68.81 405 0.01 0.1 0
11.5.3 Sensibil idad n°3 : “Incremento del costo de falla de largo plazo en
un 100%”
Una tercera sensibilidad que se llevó a cabo corresponde a un aumento de un 100% del valor del
costo de falla de largo plazo (o también conocido como costo de racionamiento, o Value of Lost
Load, VOLL, en otros países), el corresponde al valor de la energía no suministrada en el largo
plazo. Debido a que Chile es un país en desarrollo, este valor debiese tender al alza,
aproximándose en el largo plazo a los valores de países desarrollados.
La Tabla 11-23 muestra los valores del costo de falla según profundidad, para la situación inicial y
para la sensibilidad desarrollada, obtenidos del ITD Fijación de Precios de Nudo Abril de 2013 de la
CNE periodo 2013-2023.
Tabla 11-23. Costo de Falla de Largo Plazo según Profundidad de Falla
Profundidad Falla
[%]
Costo Falla Base
[U$/MWh]
Costo Falla Duplicado
[U$/MWh]
0-5 468.06 936.12
5-10 590.13 1180.26
10-20 773.27 1546.54
20-100 869.15 1738.3
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 96
11.5.4 Resultados Análisis de Sensibil idad
A continuación se presentan los resultados derivados de los análisis de sensibilidad realizados. Los
valores de las variables aquí presentados se encuentran expresados como deltas con respecto al
caso base inicial para los casos S1, S2 y S3; y con respecto al caso con la sensibilidad
correspondiente para los casos S1r, S2r y S3r.
11.5.4.1 Sensibi l id ad n°1: “Incremento de Proyectos Eól icos y
Variac iones en la demanda minera en el SIC -Norte”
Tabla 11-24. Sensibilidad Proyectos Eólicos y Variaciones Demanda Minera
Tabla 11-25. Sensibilidad Proyectos Eólicos y Demanda Minera + Retraso Línea
El siguiente gráfico (Figura 11-34) presenta los costos marginales en el Nodo Cardones 220 kV.
Figura 11-34. Costo Marginal Cardones 220 kV. Sensibilidad 1.
El incremento en el número de proyectos de generación de energía eólica, como podemos ver en
la Tabla 11-24, implica la obtención de beneficios ambientales y operacionales que ascienden a
MU$141.28 y MU$1397.13, respectivamente. Estos beneficios operacionales representan una
reducción de un 13.3% de los costos totales de operación del sistema, con respecto al caso base.
Los parques eólicos incorporados, debido a su bajo costo operacional y nulas emisiones
contaminantes han permitido desplazar centrales más contaminantes y caras del parque
generador.
Se observa también como existe un incremento de la energía generada, sin embargo, este se debe
a las variaciones de la demanda industrial propuestas como parte de esta sensibilidad.
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
$ 82,738.17 $ 23,325.47 $ 27,094.31 $ 8,124.45 $ 141,282.40 3,273.730 0.262%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
-21,870,495.02 -1,966.49 -25,804.04 -12,337.69 -$ 1,397.13 -3,751.981 -339.670
S1
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
-$ 1,002.94 -$ 604.41 -$ 397.66 -$ 235.45 -$ 2,240.45 240.445 0.493%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
259,632.04 35.43 411.81 270.60 $ 16.53 -2.500 240.442
S1r
0
50
100
150
200
250
300
Abr-2013 Abr-2014 Abr-2015 Abr-2016 Abr-2017 Abr-2018 Abr-2019 Abr-2020 Abr-2021 Abr-2022
Co
sto
Mar
gin
al B
arra
[U
$/M
Wh
]
Fecha [Mes-Año]
Cardones 220 EólicoRetraso
Cardones 220 Eólico
Cardones 220 Base
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 97
Considerando que la demanda total a abastecer se incrementó en 3609.6 GWh30, vemos como el
delta de energía generada se ve explicado en la necesidad de abastecimiento de esta mayor
demanda.
Al observar la Figura 11-24 es posible observar, como la incorporación de numerosos parques
eólicos mayormente en el SIC-Norte y las variaciones en la demanda minera, implican una
reducción relevante en los costos marginales en el nodo de Cardones 220 kV (de 200 U$/MWh a
50 U$/MWh), para gran parte del tiempo comprendido entre los años 2015 y 2017.
Finalmente, al observar la Tabla 11-25 resultan notorios los efectos perjudiciales de retrasar en un
año el ingreso de las líneas de 500 kV entre Cardones y Polpaico –considerando los nuevos
parques eólicos y las variaciones de demanda-, en cuanto los costos de operación se ven
incrementados, existen menores beneficios ambientales, mayores emisiones de todos los
contaminantes estudiados y la energía no suministrada se mantiene casi inalterada.
11.5.4.2 Sensibi l idad n° 2: “Desarrol lo del Proyecto Octopus”
Tabla 11-26. Sensibilidad Proyecto Octopus.
Tabla 11-27. Sensibilidad Proyecto Octopus + Retraso Línea
El siguiente gráfico (Figura 11-35) presenta los costos marginales en el Nodo Charrúa 500 kV.
Figura 11-35. Costo Marginal Charrúa 500 kV. Sensibilidad 2.
De concretarse el proyecto Octopus, es posible ver los beneficios ambientales que traería y
alcanzarían una magnitud de MU$38.1, debido a la disminución en la generación con centrales
30 Es relevante mencionar que para calcular las pérdidas de transmisión en este caso se debe agregar el
término que corresponde a la diferencia de demanda a abastecer. De esta forma, el delta de las pérdidas de transmisión están calculadas como: , donde PT representa pérdidas de transmisión, EG representa la energía generada, ENS corresponde a la energía no suministrada y DA corresponde a la demanda prevista a abastecer.
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
$ 17,026.20 $ 6,833.80 $ 12,759.10 $ 1,472.80 $ 38,091.90 692.345 0.753%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
-4,041,096.51 -347.50 -8,355.67 -1,948.70 -$ 399.03 -6,768.593 685.576
S2
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
$ 996.22 -$ 871.63 -$ 196.90 -$ 40.84 -$ 113.15 -123.517 -0.614%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
-227,651.32 -47.29 -205.58 -405.13 $ 50.96 27.593 -123.490
S2r
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Abr-2013 Abr-2014 Abr-2015 Abr-2016 Abr-2017 Abr-2018 Abr-2019 Abr-2020 Abr-2021 Abr-2022
Co
sto
Mar
gin
al B
arra
[U
$/M
Wh
]
Fecha [Mes-Año]
Charrua 500 OctopusRetraso
Charrua 500 Octopus
Charrua 500 Base
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menos eficientes operando con GNL (donde destacan Nueva Renca, San Isidro, Quintero, Taltal,
Nehuenco y Candelaria). Estas centrales, que disminuyen su generación esperada, resultan ser
más contaminantes y operacionalmente más caras que las centrales que componen el proyecto
Octopus, lo cual explica los valores positivos obtenidos en ambos conceptos (ambiental y
operacional). Además, contribuye a los beneficios ambientales una pequeña disminución en la
generación con carbón.
El hecho que diversas centrales a GNL disminuyan su generación, y sean desplazadas por las
nuevas centrales del proyecto Octopus, implica un mayor uso de las redes (uso más intensivo de
las redes de manera de traer más energía del SIC-Sur al SIC-Centro), y por consiguiente un
incremento en las pérdidas de transmisión.
Al observar la Figura 11-35, se observa como los costos marginales en el nodo de Charrúa 500 kV,
disminuyen con la entrada de las centrales que componen el proyecto Octopus en cerca de 30
U$/MWh en Abril de 2018 y cerca de 70 U$/MWh a inicios de los años hidrológicos posteriores.
Al observar la Tabla 11-27, se ve que el retraso del nuevo circuito de 500 kV entre Charrúa y
Ancoa, de manera análoga a lo que sucedía cuando no era considerado el proyecto Octopus,
produce disminuciones en las emisiones de todos los contaminantes, sin embargo el efecto inter-
temporal resulta ser el causante de que estas disminuciones no se reflejen como un beneficio
monetario para todos ellos. Debido al retraso de la línea, solamente el cambio en las emisiones de
CO2 resulta en beneficios ambientales, en tanto los cambios en los contaminantes locales (que
resultan ser los predominantes) derivan en una reducción de los beneficios ambientales obtenidos
gracias al proyecto Octopus. Estos menores beneficios ambientales, se ven a su vez acompañados
de un aumento en la energía no suministrada y de mayores costos operacionales del sistema.
Finalmente, cabe mencionarse que el retraso en la entrada del nuevo circuito entre Charrúa y
Ancoa, al igual que cuando no se consideraba el proyecto Octopus, trae consigo una disminución
del costo marginal en la barra de Charrúa de hasta 20 U$/MWh.
11.5.4.3 Sensibi l idad n° 3: “Incremento del costo de fal la de largo plazo
en un 100%”
Tabla 11-28. Sensibilidad Costo de Falla.
Tabla 11-29. Sensibilidad Costo de Falla + Múltiples Retrasos en Líneas
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
-$ 542.78 -$ 59.80 -$ 54.00 $ 37.01 -$ 619.57 -7.255 0.032%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
134,384.18 -4.06 41.42 -90.43 $ 23.92 -7,917.426 -15.173
S3
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
-$ 664.99 -$ 1,531.97 -$ 1,773.29 -$ 268.14 -$ 4,238.39 228.592 0.553%
Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta Costo [MU$] Delta ENS [MWh] Pérdidas Transmisión [GWh]
37,080.58 -6.11 952.16 -159.37 $ 123.38 -165.481 228.426
S3r
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Un incremento en el costo de falla de un 100%, se verá reflejado en principalmente como una
reducción en la energía no suministrada y por consiguiente, en un aumento de los costos
operacionales. Estos últimos, se incrementan en un 1.4% debido al mayor costo de abastecer más
energía (con unidades cada vez más caras). Por el lado ambiental, la readecuación del mix de
generación y la optimización del uso de los recursos embalsados, es el causante que existan
diversos efectos en las emisiones de los contaminantes, disminuyendo las emisiones de material
particulado y SO2 y aumentando las emisiones correspondientes al CO2 y al NOx, entregando un
costo ambiental total evaluado en MU$0.6 aproximadamente. El incremento en el índice de
congestión de la red, también se condice con esto en cuanto más energía debe ser evacuada a
través de las redes de manera de abastecer la demanda; sin embargo, esto ocurre a través de
líneas menos resistivas resultando en menos pérdidas de transmisión.
En lo que respecta a los costos marginales, no se observan variaciones relevantes con el aumento
del costo de falla (Comparación de la figura 11-36 con la figura 11-3 y de la figura 11-37 con la
figura 11-26), para ninguno de los 6 nodos analizados: Alto Jahuel 500, Cardones 220, Cerro Navia
220, Charrua 500, Diego de Almagro 220 y Valdivia 220.
Figura 11-36: Costos Marginales del sistema al duplicar el Costo de Falla
Figura 11-37: Costos Marginales del sistema al duplicar el Costo de Falla y haber múltiples retrasos en los proyectos de transmisión.
Al retrasar en un año todas las líneas propuestas en la sección anterior, se observa un aumento en
los costos operacionales de MU$123.4 respecto a la situación sin retraso (y con costo de falla
duplicado). En tanto, los costos ambientales totales aumentan en 4,2 MU$, a pesar de que las
emisiones no aumentan en todos los contaminantes estudiados. Finalmente, el hecho que,
además de aumentarse el costo de falla al doble, se someta el sistema a un retraso en múltiples
í e s de tr smisió , f er ú más e sistem b s r s ió e d de “exist me r
f sib e”, y, r t t , e sistem termi e er d m y r e er í , r d ie d
0
50
100
150
200
250
300
350
Abr-2013 Abr-2014 Abr-2015 Abr-2016 Abr-2017 Abr-2018 Abr-2019 Abr-2020 Abr-2021 Abr-2022
Co
sto
Mar
gin
al B
arra
[U
$/M
Wh
]
Fecha [Mes-Año]
Alto Jahuel 500
Cardones 220
Cerro Navia 220
Charrua 500
Diego de Almagro 220
Valdivia 220
0
50
100
150
200
250
300
350
Abr-2013 Abr-2014 Abr-2015 Abr-2016 Abr-2017 Abr-2018 Abr-2019 Abr-2020 Abr-2021 Abr-2022
Co
sto
Mar
gin
al B
arra
[U
$/M
Wh
]
Fecha [Mes-Año]
Alto Jahuel 500
Cardones 220
Cerro Navia 220
Charrua 500
Diego de Almagro 220
Valdivia 220
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finalmente que la energía no suministrada disminuya y gran parte del incremento de la energía
generada resulte en mayores pérdidas en la transmisión.
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Las tablas 11-30 y 11-31 presentan un resumen de las diferencias observadas en las distintas variables con respecto a su caso base (caso base
inicial para la tabla 11-30 y caso con sensibilidad correspondiente para la tabla 11-31). En ellas, se resumen todos los resultados vistos con
anterioridad para cada uno de los casos evaluados.
Tabla 11-30. Tabla Resumen de Sensibilidades
Tabla 11-31. Tabla Resumen de Sensibilidades con Retrasos
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
S1 $ 82,738.17 $ 23,325.47 $ 27,094.31 $ 8,124.45 $ 141,282.40 3,273.730 0.262%
S2 $ 17,026.20 $ 6,833.80 $ 12,759.10 $ 1,472.80 $ 38,091.90 692.345 0.753%
S3 -$ 542.78 -$ 59.80 -$ 54.00 $ 37.01 -$ 619.57 -7.255 0.032%
CASO Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta ENS [MWh] Delta Costo [MU$] Pérdidas Transmisión [GWh]
S1 -21,870,495.02 -1,966.49 -25,804.04 -12,337.69 -3,751.981 -$ 1,397.13 -339.670
S2 -4,041,096.51 -347.50 -8,355.67 -1,948.70 -6,768.593 -$ 399.03 685.576
S3 134,384.18 -4.06 41.42 -90.43 -7,917.426 $ 23.92 -15.173
CASO VAN CO2 [kU$] VAN MP [kU$] VAN NOx [kU$] VAN SO2 [kU$] VAN Total [kU$] Delta Energía [GWh] Delta NCI [%]
S1r -$ 1,002.94 -$ 604.41 -$ 397.66 -$ 235.45 -$ 2,240.45 240.445 0.493%
S2r $ 996.22 -$ 871.63 -$ 196.90 -$ 40.84 -$ 113.15 -123.517 -0.614%
S3r -$ 664.99 -$ 1,531.97 -$ 1,773.29 -$ 268.14 -$ 4,238.39 228.592 0.553%
CASO Delta CO2 [Ton] Delta MP [Ton] Delta NOx [Ton] Delta SO2 [Ton] Delta ENS [MWh] Delta Costo [MU$] Pérdidas Transmisión [GWh]
S1r 259,632.04 35.43 411.81 270.60 -2.500 $ 16.53 240.442
S2r -227,651.32 -47.29 -205.58 -405.13 27.593 $ 50.96 -123.490
S3r 37,080.58 -6.11 952.16 -159.37 -165.481 $ 123.38 228.426
Caso S1: Sensibilidad Eólica Caso S2: Sensibilidad Octopus
Caso S3: Sensibilidad Costo de Falla
Caso S1r: Sensibilidad Eólica + retraso en POL - CAR 500 kV Caso S2r: Sensibilidad Octopus + retraso en CHAR - ANC 500 kV cto 1 Caso S3r: Sensibilidad Costo de Falla + Múltiples Retrasos en Líneas
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Informe Final 102
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Informe Final 103
13. Salazar (2010). Plan de gestión de los gases efecto invernadero – GEI para reducir la huella de carbono generada por interconexión eléctrica S.A E.S.P. en Colombia. Proyecto de grado para optar al título de Administradora Ambiental. Universidad Tecnológica de Pereira, Facultad de Ciencias Ambientales
14. Transelec (2012). Reporte de Sostenibilidad
15. United Nations Environmetal Programs UNEP (2013). Climate Change: introduction, Recuperado el 24 de julio del 2013, de http://www.unep.org/climatechange/Introduction.aspx
16. Wolrd Resources Institute (2004). The Greenhouse Gas Protocol. A Corporate Accounting and Reporting Standard.
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13. ANEXOS
Anexo I : L istado de Subestaci ones (SS/EE) 13.1
N° Nombre Propiedad Zona Modalidad de Operación Respaldo Información Razón de la Exclusión- Consumo energía
1 Abanico Transelec OBB Inatendida No hay información Inatendida no existen consumos asociados
2 Algarrobo Transelec ONC Inatendida No hay información No hay medidor, no hay registro
3 Alto Jahuel Transelec OCC Atendida Planilla histórica SSAA
4 Ancoa Transelec OCS Atendida Planilla histórica SSAA + Factura
5 Antuco Transelec OBB Inatendida No hay información Inatendida no existen consumos asociados
6 Atacama Transelec Norte
ONG Inatendida Planilla histórica SSAA
7 Bocamina Transelec OBB Inatendida No hay información Inatendida no existen consumos asociados
8 Cardones Transelec ONC Semiatendida Planilla histórica SSAA
9 Carrera Pinto Transelec ONC Inatendida Planilla histórica SSAA
10 Castilla Transelec ONC Inatendida Planilla histórica SSAA No se tiene información de SS/AA
11 Cautín Transelec OSS Inatendida Factura
12 Cerro Navia Transelec OCC Semiatendida Planilla histórica SSAA
13 Charrúa Transelec OBB Atendida Planilla histórica SSAA
14 Chena Transelec OCC Inatendida No hay información Inatendida no existen consumos asociados
15 Cholgúan Transelec OBB Inatendida No hay información Inatendida no existen consumos asociados
16 Cipreses Transelec OCS Inatendida No hay información Inatendida no existen consumos asociados
17 Ciruelos Transelec Norte
OSS Inatendida Factura
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N° Nombre Propiedad Zona Modalidad de Operación Respaldo Información Razón de la Exclusión- Consumo energía
18 Concepción Transelec OBB Semiatendida Planilla histórica SSAA
19 Curillinque Transelec OCS Inatendida No hay información Inatendida no existen consumos asociados
20 Diego de Almagro
Transelec ONC Atendida Planilla histórica SSAA
21 Dos Amigos Transelec ONC Inatendida No hay información No hay medidor
22 El Toro Transelec OBB Inatendida No hay información No existen consumos asociados
23 Encuentro Transelec Norte
ONG Local, con personal permanente
Planilla histórica SSAA
24 Hualpén Transelec OBB Inatendida Planilla histórica SSAA
25 Huasco Transelec ONC Inatendida No hay información No hay consumo propio.
26 Isla Transelec OCS Inatendida No hay información No existen consumos asociados
27 Itahue Transelec OCS Semiatendida Planilla histórica SSAA
28 La Esperanza Transelec OBB No hay información Abandonada
29 Lagunas Transelec Norte
ONG Local, con personal permanente
Planilla histórica SSAA
30 Lagunillas Transelec OBB Inatendida Factura
31 Laja Transelec OBB Inatendida Planilla histórica SSAA
32 Las Palmas Transelec ONC Inatendida Planilla histórica SSAA
33 Loma Alta Transelec OCS Inatendida No hay información No existen consumos asociados
34 Los Molles Transelec ONC Inatendida No hay información No hay consumo propio
35 Los Vilos Transelec ONC Semiatendida No hay información No se tiene información de SS/AA
36 Maitencillo Transelec ONC Semiatendida Planilla histórica SSAA
37 Nogales Transelec OCC Semiatendida Factura
38 Nueva El Salado Transelec ONC No hay información No hay medidor
39 Pan de Azúcar Transelec ONC Atendida Planilla histórica SSAA
40 Pangue Transelec OBB Inatendida No hay información No existen consumos asociados
41 Paposo Transelec ONC Inatendida No hay información No hay consumo propio
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N° Nombre Propiedad Zona Modalidad de Operación Respaldo Información Razón de la Exclusión- Consumo energía
42 Pehuenche Transelec OCS Inatendida No hay información No existen consumos asociados
43 Polpaico Transelec OCC Semiatendida Planilla histórica SSAA
44 Puerto Montt Transelec OSS Semiatendida No hay información No se tiene información de SS/AA
45 Punta colorada Transelec ONC Inatendida Planilla histórica SSAA
46 Punta cortes Transelec OCS Inatendida Factura
47 Quillota Transelec OCC Semiatendida Planilla histórica SSAA
48 Rancagua Transelec OCS Semiatendida Planilla histórica SSAA
49 Rapel Transelec OCC Inatendida No hay información No existen consumos asociados
50 Romeral Transelec ONC Inatendida No hay información No hay consumo propio
51 San Vicente Transelec OBB Inatendida Planilla histórica SSAA
52 Sauzal Transelec OCS Inatendida Planilla histórica SSAA
53 Tarapacá Transelec Norte
ONG Inatendida No hay información No se tiene información de SS/AA
54 Temuco Transelec OSS Semiatendida Planilla histórica SSAA
55 Tilcoco Transelec OCS Inatendida No hay información No existen consumos asociados
56 Tinguiririca Transelec OCS Inatendida Factura
57 Tuniche Transelec OCS Inatendida No hay información No existen consumos asociados
58 Valdivia Transelec OSS Semiatendida No hay información No se tiene información de SS/AA
59 Vallenar Transelec ONC Inatendida No hay información No hay medidor
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Anexo I I : L istado de Radioestaciones (RR /EE) 13.2
ID Nombre Propiedad Zona Región Modalidad de operación
¿Asociada a una SS/EE?
Si está asociada ¿A cuál SS/EE? (nombre SS/EE)
Tipo de RREE
1 Atacama Transelec Norte ONG II REGION Activo SI ATACAMA
2 El Mocho Transelec Norte ONG II REGION Pasivo NO
3 Torre 71 Transelec Norte ONG II REGION Activo NO N/A Microondas
4 Encuentro Transelec Norte ONG II REGION Activo SI ENCUENTRO
5 Crucero Transelec Norte ONG II REGION Activo SI CRUCERO
6 Los Morros Transelec Norte ONG II REGION Activo NO N/A Microondas
7 Torre 178 Transelec Norte ONG II REGION Pasivo NO
8 Esmeralda Transelec Norte ONG II REGION Activo SI ESMERALDA
9 Antofagasta Transelec Norte ONG II REGION Activo NO Microondas
10 Diego de Almagro
Transelec ONC III REGION Activo SI DIEGO DE ALAMGRO
11 El Salado Transelec ONC III REGION Pasivo NO
12 EL Salado Transelec ONC III REGION Activo SI EL SALADO
13 Nogales Transelec OCC V REGION Activo SI NOGALES
14 Quillota Transelec OCC V REGION Activo SI QUILLOTA
15 El Roble Transelec OCC V REGION Activo NO N/A Microondas
16 Polpaico Transelec OCC METROPOLITANA Activo SI POLPAICO
17 Cerro Navia Transelec OCC METROPOLITANA Activo SI CERRO NAVIA
18 Rapel Transelec OCC METROPOLITANA Activo SI RAPEL
19 Santa Rosa Transelec OCC METROPOLITANA Activo NO N/A Microondas
20 Poca Pena Transelec OCC METROPOLITANA Activo NO N/A Microondas
21 El Parron Transelec OCC METROPOLITANA Pasivo NO
22 Alto Jahuel Transelec OCC METROPOLITANA Activo SI ALTO JAHUEL
23 Santa Rita Transelec OCC METROPOLITANA Pasivo NO
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ID Nombre Propiedad Zona Región Modalidad de operación
¿Asociada a una SS/EE?
Si está asociada ¿A cuál SS/EE? (nombre SS/EE)
Tipo de RREE
24 Chena Transelec OCC METROPOLITANA Activo SI CHENA
25 Chada Transelec OCC METROPOLITANA Activo NO N/A Microondas
26 Rancagua Transelec OCS VI REGION Activo SI RANCAGUA
27 Las Vertientes
Transelec OCS VI REGION Pasivo NO
28 Sauzal Transelec OCS VI REGION Activo SI SAUZAL
29 Pelequen Transelec OCS VI REGION Activo NO N/A Microondas
30 Punta de Cortes
Transelec OCS VI REGION Activo SI PUNTA DE CORTES
31 Membrillo Transelec OCS VI REGION Activo NO N/A Microondas
32 San Fernando
Transelec OCS VI REGION Activo SI SAN FERNANDO
33 Tinguiririca Transelec OCS VI REGION Activo SI TINGUIRIRICA
34 Itahue Transelec OCS VII REGION Activo SI ITAHUE
35 San Luis Transelec OCS VII REGION Activo NO N/A Microondas
36 Ancoa Transelec OCS VII REGION Activo SI ANCOA
37 Chimenea Transelec OCS VII REGION Pasivo NO
38 El Lirio Transelec OCS VII REGION Pasivo NO
39 Presa Colbun Transelec OCS VII REGION Activo NO N/A Microondas
40 Casa Piedra Transelec OCS VII REGION Activo NO N/A Microondas
41 San Javier Transelec OCS VII REGION Activo SI SAN JAVIER
42 Linares Transelec OCS VII REGION Activo SI LINARES
43 Parral Transelec OBB VII REGION Activo NO N/A Microondas
44 Pomuyeto Transelec OBB VIII REGION Activo NO N/A Microondas
45 Chillan Transelec OBB VIII REGION Activo NO N/A Microondas
46 Florida Transelec OBB VIII REGION Activo NO N/A Microondas
47 Charrua Transelec OBB VIII REGION Activo SI CHARRUA
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ID Nombre Propiedad Zona Región Modalidad de operación
¿Asociada a una SS/EE?
Si está asociada ¿A cuál SS/EE? (nombre SS/EE)
Tipo de RREE
48 Concepcion Transelec OBB VIII REGION Activo SI CONCEPCION
49 El Manzano Transelec OBB VIII REGION Pasivo NO
50 Hualpen Transelec OBB VIII REGION Activo SI HUALPEN
51 Lagunillas Transelec OBB VIII REGION Activo SI LAGUNILLAS
52 Puntilla Transelec OBB VIII REGION Activo NO N/A Microondas
53 Mulchen Transelec OBB VIII REGION Activo NO N/A Microondas
54 Pailahueque Transelec OSS IX REGION Activo NO N/A Microondas
55 Los Guindos Transelec OSS IX REGION Activo NO N/A Microondas
56 Cautin Transelec OSS IX REGION Activo NO N/A Microondas
57 Cautin Transelec OSS IX REGION Activo SI CAUTIN
58 Temuco Transelec OSS IX REGION Activo SI TEMUCO
59 Pitrufquen Transelec OSS IX REGION Activo NO N/A Microondas
60 Lastarria Transelec OSS IX REGION Activo NO N/A Microondas
61 Canelo Transelec OSS XIV REGION Activo NO N/A Microondas
62 Huifco Transelec OSS XIV REGION Pasivo NO
63 Ciruelos Transelec Norte OSS XIV REGION Activo SI CIRUELOS
64 Valdivia Transelec OSS XIV REGION Activo SI VALDIVIA
65 Soto Transelec OSS XIV REGION Pasivo NO
66 Los Lagos Transelec OSS XIV REGION Activo NO N/A Microondas
67 Carmen 1 Transelec OSS XIV REGION Pasivo NO
68 Colhue Transelec OSS XIV REGION Activo NO N/A Microondas
69 Carmen 2 Transelec OSS XIV REGION Pasivo NO
70 Pilmaiquen Transelec OSS XIV REGION Activo NO N/A Microondas
71 Maiten Transelec OSS X REGION Activo NO N/A Microondas
72 Volcan Transelec OSS X REGION Activo NO N/A Microondas
73 Puerto Transelec OSS X REGION Activo SI PUERTO MONTT
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ID Nombre Propiedad Zona Región Modalidad de operación
¿Asociada a una SS/EE?
Si está asociada ¿A cuál SS/EE? (nombre SS/EE)
Tipo de RREE
Montt
74 Canutillar Transelec OSS X REGION Activo NO N/A Microondas
75 Cochamo Transelec OSS X REGION Pasivo NO
76 Paposo Transelec ONC II REGION Activo SI PAPOSO
77 El Salado Transelec ONC III REGION Pasivo NO
78 Carrera Pinto Transelec ONC III REGION Activo SI CARRERA PINTO
79 Fraga Transelec ONC III REGION Activo NO N/A VHF
80 Bramador Transelec ONC III REGION Activo NO N/A VHF
81 Cardones Transelec ONC III REGION Activo SI CARDONES
82 Tamarico Transelec ONC III REGION Activo NO N/A VHF
83 Maitencillo Transelec ONC III REGION Activo SI MAINTENCILLO
84 El Carbon Transelec ONC IV REGION Activo NO N/A VHF
85 Pan de Azucar
Transelec ONC IV REGION Activo SI PAN DE AZUCAR
86 Tamaya Transelec ONC IV REGION Activo NO N/A VHF
87 El Espino Transelec ONC IV REGION Activo NO N/A VHF
88 Amolanas Transelec ONC IV REGION Activo NO N/A VHF
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Anexo I I I : L istado de Centrales Usadas y Factores de Emis ión 13.3
A continuación se presentan datos relevantes de las centrales del parque generador.
Nombre de la Central Provincia Nodo de Inyección Potencia Máxima [MW] C.Var.Comb. [U$/MWh] CVNC [U$/MWh] C.Var. [U$/MWh] Tipo/Combustible CO2eq MP2.5 NOx SO2
Los Colorados 01 Chacabuco Punta Peuco 110 1.8 22.70 0.00 22.70 Biomasa 1143 0 0 0
Los Colorados 02 Chacabuco Punta Peuco 110 17.42104 16.95 0.00 16.95 Biomasa 1143 0 0 0
Santa Marta Talagante Alto Jahuel 220 15.7 30.00 0.00 30.00 Biomasa 1143 0 0 0
Santa Fe 01 Biobío Charrua 220 16.2 10.98 5.00 15.98 Biomasa 1143 0 0 0
Santa Fe 02 Biobío Charrua 220 15.7 31.00 5.00 36.00 Biomasa 1143 0 0 0
Santa Fe 03 Biobío Charrua 220 13.5 42.12 5.00 47.12 Biomasa 1143 0 0 0
Laja CMPC 01 Biobío Charrua 220 5 0.00 0.00 0.00 Biomasa 1143 0 0 0
Laja CMPC 02 Biobío Charrua 220 10 56.44 0.00 56.44 Biomasa 1143 0 0 0
Laja CMPC 03 Biobío Charrua 220 15 259.26 0.00 259.26 Biomasa 1143 0 0 0
Masisa Biobío Charrua 154 9.7 37.73 3.40 41.13 Biomasa 1143 0.03 0.3 0.08
Escuadron Concepción Hualpen 154 14.2 44.80 2.40 47.20 Biomasa 1143 0.03 0.3 0.08
Celco 01 Talca Itahue 154 3 10.00 0.00 10.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.4
Celco 02 Talca Itahue 154 2 121.59 0.00 121.59 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.4
Celco 03 Talca Itahue 154 3 273.16 0.00 273.16 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.4
licanten 00 Curicó Itahue 154 2 29.00 0.00 29.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.04
licanten 01 Curicó Itahue 154 2 344.80 0.00 344.80 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.04
Viñales Talca Itahue 154 32 40.00 0.00 40.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.03 0.3 0.05
Nueva Aldea 01 Ñuble Chillan 154 19 25.00 0.00 25.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.05
Arauco 01 Arauco Arauco 066 10 40.00 0.00 40.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.36
Arauco 02 Arauco Arauco 066 10 70.00 0.00 70.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.36
Arauco 03 Arauco Arauco 066 4 100.00 0.00 100.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.36
Lautaro 01 Cautín Temuco 066 12.5 34.36 10.00 44.36 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.17 1.65 0.08
Lautaro 02 Cautín Temuco 066 11.5 34.36 9.60 43.96 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.17 1.65 0.08
valdivia 01 Valdivia Ciruelos 220 11 0.00 0.00 0.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.05
valdivia 02 Valdivia Ciruelos 220 21 18.00 0.00 18.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.05
valdivia 03 Valdivia Ciruelos 220 6 106.02 0.00 106.02 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.05
valdivia 04 Valdivia Ciruelos 220 23 225.21 0.00 225.21 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.05
cholguan 00 Ñuble Charrua 220 9 34.24 0.00 34.24 Biomasa-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.4
cholguan 01 Ñuble Charrua 220 4 292.04 0.00 292.04 Biomasa-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.4
Guacolda 01 Huasco Guacolda 220 142.9 40.25 1.00 41.25 Carbón 905 0.16 1.42 1.25
Guacolda 02 Huasco Guacolda 220 142.9 40.25 1.00 41.25 Carbón 905 0.16 1.42 1.25
Guacolda 03 Huasco Guacolda 220 137.104 25.19 2.10 27.29 Carbón 945 0.15 1.42 1.21
Guacolda 04 Huasco Guacolda 220 139 32.98 2.00 34.98 Carbón 945 0.15 1.42 1.21
Ventanas 01 Valparaíso Ventanas 110 113.4 46.35 2.18 48.53 Carbón 1043 0.18 1.79 1.44
Ventanas 02 Valparaíso Ventanas 110 208.6 44.34 1.38 45.72 Carbón 998 0.17 1.72 1.37
Campiche Valparaíso Nogales 220 249 41.64 5.55 47.19 Carbón 945 0.1 0.97 0.65
Nueva Ventanas Valparaíso Nogales 220 249 41.64 5.55 47.19 Carbón 945 0.16 1.42 1.31
Santa Maria Concepción Charrua 220 321 38.25 3.00 41.25 Carbón 945 0.09 0.91 0.61
Bocamina 02 Concepción Hualpen 220 322.48 37.31 5.74 43.05 Carbón 920 0.09 0.91 0.61
Bocamina Concepción Coronel 154 122.2 40.51 5.27 45.78 Carbón 955 0.16 1.64 1.31
Guacolda 05 Huasco Guacolda 220 152 38.06 2.03 40.09 Carbón 945 0.15 1.42 1.21
Carbón VIII Region 01 Biobío Charrua 220 343 38.25 3.00 41.25 Carbón 945 0.09 0.91 0.61
Carbón Maitencillo 03 Huasco Maitencillo 220 342 32.28 6.30 38.58 Carbón 945 0.09 0.91 0.61
Carbón Maitencillo 02 Huasco Maitencillo 220 342 32.28 6.30 38.58 Carbón 945 0.09 0.91 0.61
Factores de Emisión
[Ton/GWh]
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Energía Pacífico Cachapoal Rancagua 154 14.3052 38.50 2.10 40.60 Desechos Forestales 1143 0 0 0
Laja Biobío Charrua 154 7 0.00 0.00 0.00 Desechos Forestales 1143 0 0 0
Central Des.For. VII Region 03 Curicó Itahue 154 10 25.00 0.00 25.00 Desechos Forestales 1143 0 0 0
Central Des.For. VIII Region 01 Arauco Arauco 066 9 25.00 0.00 25.00 Desechos Forestales 1143 0 0 0
Central Des.For. VII Region 01 Curicó Itahue 154 15 25.00 0.00 25.00 Desechos Forestales 1143 0 0 0
Central Des.For. VII Region 02 Curicó Itahue 154 10 25.00 0.00 25.00 Desechos Forestales 1143 0 0 0
Eolica Punta Colorada Elqui Punta Colorada 220 20 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Canela 01 Choapa Las Palmas 220 18.15 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Canela 02 Choapa Las Palmas 220 60 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Monte Redondo Limarí Las Palmas 220 48 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Totoral Choapa Las Palmas 220 46 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Talinay Oriente Limarí Talinay 220 90 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Negrete Cuel Biobío Charrua 154 33 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
El Arrayán Limarí El Arrayan 220 115 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica IV Region 03 Choapa Los Vilos 220 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Concepcion 02 Concepción Concepcion 220 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica IV Region 04 Choapa Los Vilos 220 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Concepcion 04 Concepción Concepcion 220 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica IV Region 01 Elqui Pan de Azucar 110 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Concepcion 01 Concepción Concepcion 220 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica IV Region 02 Elqui Pan de Azucar 110 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica IV Region 05 Elqui Pan de Azucar 110 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Concepcion 03 Concepción Concepcion 220 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Geotermica Calabozo 01 Curicó Calabozo 220 40 0.00 2.00 2.00 Geotermia 0 0 0 0
Geotermica Potrerillos 01 Linares Colbun 220 40 0.00 2.00 2.00 Geotermia 0 0 0 0
Geotermica Calabozo 02 Curicó Calabozo 220 40 0.00 2.00 2.00 Geotermia 0 0 0 0
Geotermica Calabozo 03 Curicó Calabozo 220 40 0.00 2.00 2.00 Geotermia 0 0 0 0
Geotermica Potrerillos 02 Linares Colbun 220 40 0.00 2.00 2.00 Geotermia 0 0 0 0
Taltal 01 GNL Antofagasta Paposo 220 121.5 201.87 4.00 205.87 GNL 701 0.04 1.73 0.01
Taltal 02 GNL Antofagasta Paposo 220 123.4 201.87 4.00 205.87 GNL 701 0.04 1.73 0.01
Taltal CC GNL Antofagasta Paposo 220 360 201.87 3.19 205.06 GNL 701 0.04 1.73 0.01
Nehuenco 01 GNL Quillota San Luis 220 340.051 52.98 0.00 52.98 GNL 487 0.02 0.1 0.01
Nehuenco 01 FA GNL Quillota San Luis 220 21.393 66.46 0.00 66.46 GNL 598 0.02 0.1 0.01
Nehuenco 01 GNL TP Quillota San Luis 220 295 0.00 0.00 0.00 GNL 438 0.02 0.1 0.01
Nehuenco 02 GNL Quillota San Luis 220 384.2 48.65 0.00 48.65 GNL 438 0.02 0.11 0.01
Nehuenco 02 GNL TP Quillota San Luis 220 384.2 0.00 0.00 0.00 GNL 438 0.02 0.11 0.01
San Isidro GNL Quillota San Luis 220 350 87.06 3.87 90.93 GNL 463 0.02 0.22 0.01
San Isidro FA GNL Quillota San Luis 220 20 144.32 2.82 147.14 GNL 814 0.02 0.22 0.01
San Isidro 02 GNL Quillota San Luis 220 392 78.74 3.71 82.45 GNL 757 0.02 0.22 0.01
Quintero 01 CA GNL Valparaíso San Luis 220 128 85.24 3.80 89.04 GNL 868 0.03 0.57 0
Quintero 02 CA GNL Valparaíso San Luis 220 129 85.24 3.80 89.04 GNL 868 0.03 0.57 0
Quintero CC FA GNL Valparaíso San Luis 220 35 71.56 2.50 74.06 GNL 546 0.01 0.25 0.01
Quintero CC GNL Valparaíso San Luis 220 350 53.10 2.50 55.60 GNL 405 0.01 0.25 0.01
Nueva Renca GNL Santiago Renca 110 312 54.29 3.85 58.14 GNL 470 0.01 0.25 0.01
Nueva Renca Int GNL Santiago Renca 110 30 67.80 0.00 67.80 GNL 607 0.01 0.25 0.01
Candelaria CA 01 GNL Cachapoal Candelaria 220 125.3 86.38 0.00 86.38 GNL 713 0.03 0.57 0
Candelaria CA 02 GNL Cachapoal Candelaria 220 128.56 86.38 0.00 86.38 GNL 713 0.03 0.37 0
Candelaria CC GNL Cachapoal Candelaria 220 360 50.27 3.19 53.46 GNL 713 0.03 0.37 0
Nueva Aldea 03 Ñuble Chillan 154 37 0.00 0.00 0.00 Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0 0 0
Diego de Almagro TG Chañaral Diego de Almagro 110 23 353.90 6.63 360.53 Petróleo Diesel 1064 0.11 2 0.91
San Lorenzo 01 Chañaral Diego de Almagro 110 28.5 390.73 25.00 415.73 Petróleo Diesel 713 0.06 1.99 0.56
San Lorenzo 02 Chañaral Diego de Almagro 110 26 434.60 25.00 459.60 Petróleo Diesel 713 0.06 2.29 0.56
Emelda 01 Chañaral Diego de Almagro 110 33.25 336.34 14.50 350.84 Petróleo Diesel 713 0.06 1.7 0.56
Emelda 02 Chañaral Diego de Almagro 110 36 361.68 14.50 376.18 Petróleo Diesel 713 0.06 2.13 0.56
El Salvador TG Chañaral Diego de Almagro 110 23.8 383.05 41.45 424.50 Petróleo Diesel 2356 0.11 2 0.91
Cardones Copiapó Cardones 220 153.04 281.57 22.41 303.98 Petróleo Diesel 757 0.06 1.41 0.56
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Cenizas Copiapó Cardones 110 13.9 175.92 13.81 189.73 Petróleo Diesel 645 0.06 1.36 0.56
Termopacífico Copiapó Cardones 220 81.2 249.91 22.43 272.34 Petróleo Diesel 757 0.06 1.33 0.56
El Peñón Elqui Pan de Azucar 110 81 240.88 28.50 269.38 Petróleo Diesel 713 0.06 1.29 0.56
Espinos Choapa Los Vilos 220 124 233.95 45.30 279.25 Petróleo Diesel 713 0.06 1.31 0.56
Olivos Choapa Choapa 110 115.2 238.19 43.10 281.29 Petróleo Diesel 3158 0.06 1.33 0.56
Los Vientos San Felipe de Aconcagua Las Vegas 110 132 279.74 2.95 282.69 Petróleo Diesel 805 0.06 1.58 0.56
Las Vegas San Felipe de Aconcagua Las Vegas 110 2.127 241.70 39.18 280.88 Petróleo Diesel 855 0.06 1.68 0.56
Nehuenco 01 Diesel Quillota San Luis 220 310 160.66 5.21 165.87 Petróleo Diesel 599 0.04 0.76 0.01
Nehuenco 02 Diesel Quillota San Luis 220 391.5 160.44 5.21 165.65 Petróleo Diesel 598 0.04 0.67 0.01
Nehuenco 9B 01 Diesel Quillota San Luis 220 92 277.34 4.30 281.64 Petróleo Diesel 1033 0.06 1.94 0.56
Nehuenco 9B 02 Diesel Quillota San Luis 220 16 287.40 21.50 308.90 Petróleo Diesel 1071 0.06 2.01 0.56
San Isidro Diesel Quillota San Luis 220 305 189.64 6.52 196.16 Petróleo Diesel 584 0.05 0.56 0.36
San Isidro 02 CC Diesel Quillota San Luis 220 350 174.94 5.29 180.23 Petróleo Diesel 584 0.05 0.56 0.36
Con Con Valparaíso Ventanas 110 2.269 240.80 41.99 282.79 Petróleo Diesel 845 0.06 1.68 0.56
Colmito Valparaíso Miraflores 110 58 265.37 14.30 279.67 Petróleo Diesel 823 0.06 1.76 0.56
Laguna Verde Valparaíso Agua Santa 110 52.7 432.23 7.86 440.09 Petróleo Diesel 2137 0.28 2.78 2.23
Laguna Verde TG Valparaíso Agua Santa 110 18 276.96 11.42 288.38 Petróleo Diesel 834 0.16 1.56 0.35
Placilla Valparaíso Agua Santa 110 3 236.32 35.01 271.33 Petróleo Diesel 2137 0.11 1.65 0.91
Quintay Valparaíso Agua Santa 110 3 236.42 35.76 272.18 Petróleo Diesel 2137 0.16 0.77 0.05
Totoral San Antonio Agua Santa 110 3 237.86 41.26 279.12 Petróleo Diesel 2137 0.11 1.65 0.91
Nueva Renca FA GLP Santiago Renca 110 30 208.81 0.09 208.90 Petróleo Diesel 580 0.01 0.25 0.01
Nueva Renca Diesel Santiago Renca 110 312 179.23 7.47 186.70 Petróleo Diesel 540 0.08 1.01 0.39
Renca Santiago Renca 110 92 382.56 3.64 386.20 Petróleo Diesel 1153 0.18 2.16 0.07
San Francisco TG Cachapoal Rancagua 154 25.7 335.70 1.00 336.70 Petróleo Diesel 976 0.06 1.83 0.56
Esperanza 01 Cachapoal Sauzal 110 18.8 421.71 8.83 430.54 Petróleo Diesel 1283 0.06 2.41 0.56
Esperanza 02 Cachapoal Sauzal 110 1.8 291.69 28.00 319.69 Petróleo Diesel 821 0.06 1.54 0.56
Esperanza 03 Cachapoal Sauzal 110 1.6 279.83 25.55 305.38 Petróleo Diesel 851 0.06 1.6 0.56
Colihues Cachapoal Sauzal 110 22 162.83 22.33 185.16 Petróleo Diesel 757 0.11 1.27 0.91
Candelaria CA 01 Diesel Cachapoal Candelaria 220 125.3 280.91 2.80 283.71 Petróleo Diesel 1016 0.09 0.6 0
Candelaria CA 02 Diesel Cachapoal Candelaria 220 128.56 280.91 2.80 283.71 Petróleo Diesel 1016 0.1 0.49 0.03
Teno Curicó Teno 154 59 239.83 28.50 268.33 Petróleo Diesel 713 0.06 1.31 0.56
Maule Talca Itahue 154 6 314.52 39.27 353.79 Petróleo Diesel 940 0.06 1.67 0.56
Constitución Elektragen Talca Itahue 154 9 314.52 39.27 353.79 Petróleo Diesel 940 0.06 1.67 0.56
Linares Linares Itahue 154 0.4 231.74 41.26 273.00 Petróleo Diesel 691 0.11 1.56 0.91
San Gregorio Ñuble Itahue 154 0.4 231.74 41.26 273.00 Petróleo Diesel 691 0.11 1.56 0.91
Yungay 01 Diesel Biobío Charrua 220 52.399 284.35 14.00 298.35 Petróleo Diesel 713 0.06 1.46 0.56
Yungay 02 Diesel Biobío Charrua 220 52.092 284.35 14.00 298.35 Petróleo Diesel 713 0.06 1.46 0.56
Yungay 03 Diesel Biobío Charrua 220 53.477 284.35 14.00 298.35 Petróleo Diesel 713 0.06 1.46 0.56
Yungay 04 Diesel Biobío Charrua 220 41.72 301.27 6.50 307.77 Petróleo Diesel 713 0.06 1.46 0.56
Los Pinos Biobío Charrua 220 104.194 197.22 4.50 201.72 Petróleo Diesel 823 0.06 1.34 0.56
Santa Lidia Biobío Charrua 220 139 279.77 3.53 283.30 Petróleo Diesel 713 0.06 1.53 0.56
Petropower Concepción Hualpen 154 54.2 0.00 3.90 3.90 Petróleo Diesel 3158 0.59 0.97 0.61
Newen Concepción San Vicente 154 13.07 356.25 5.00 361.25 Petróleo Diesel 715 0.11 5.92 0.91
Coronel TG Diesel Concepción Coronel 154 46.7 231.58 10.15 241.73 Petróleo Diesel 715 0.07 0.28 1.02
Horcones TG Diesel Arauco Arauco 066 24.3 370.29 3.00 373.29 Petróleo Diesel 1209 0.07 2.47 1.86
Antilhue TG 01 Valdivia Valdivia 220 51.6 240.50 2.93 243.43 Petróleo Diesel 726 0.03 1.62 0.17
Antilhue TG 02 Valdivia Valdivia 220 50.9 240.50 2.93 243.43 Petróleo Diesel 726 0.03 1.62 0.17
Calle-Calle Valdivia Valdivia 066 13 239.00 21.69 260.69 Petróleo Diesel 691 0.11 5.92 0.91
Chuyaca Osorno Barro Blanco 066 15 244.90 16.31 261.21 Petróleo Diesel 691 0.11 1.31 0.91
Degañ Chiloé Puerto Montt 220 36 302.30 33.30 335.60 Petróleo Diesel 691 0.06 1.3 0.56
Quellon 02 Chiloé Puerto Montt 220 8 257.49 23.30 280.78 Petróleo Diesel 691 0.06 1.31 0.56
Trapen Llanquihue Puerto Montt 220 81 239.92 28.50 268.42 Petróleo Diesel 2137 0.06 1.29 0.56
Chiloé Chiloé Puerto Montt 220 9 310.70 39.27 349.97 Petróleo Diesel 691 0.11 1.59 0.91
Huasco TG Huasco Huasco 110 58 361.82 7.86 369.68 Petróleo IFO-180 1143 0.2 2.01 1.61
Punta Colorada 01 Fuel Elqui Pan de Azucar 110 17 168.36 18.10 186.46 Petróleo IFO-180 1143 0.11 5.56 0.91
Cementos Bio Bio Curicó Teno 154 13.6 149.99 37.39 187.38 Petróleo IFO-180 757 0.11 5.56 0.91
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Nombre de la Central Provincia Nodo de Inyección Potencia Máxima [MW] Tipo/Combustible CO2eq MP2.5 NOx SO2
Los Molles Limarí Ovalle 110 19 Pasada 0 0 0 0
Sauce Andes Los Andes Las Vegas 110 0.5 Pasada 0 0 0 0
Hornitos Los Andes Las Vegas 110 55 Pasada 0 0 0 0
Juncal Los Andes Aconcagua 110 32 Pasada 0 0 0 0
Blanco Los Andes Aconcagua 110 57 Pasada 0 0 0 0
Chacabuquito Los Andes Totoral 110 25 Pasada 0 0 0 0
Los Quilos Los Andes Los Maquis 110 40 Pasada 0 0 0 0
Alfalfal Cordillera Alfalfal 220 196 Pasada 0 0 0 0
Florida Santiago Florida 110 28 Pasada 0 0 0 0
Maitenes Cordillera Florida 110 30.8 Pasada 0 0 0 0
Volcan Cordillera Florida 110 63 Pasada 0 0 0 0
Puntilla Cordillera Florida 110 22.13 Pasada 0 0 0 0
Eyzaguirre Cordillera Florida 110 2 Pasada 0 0 0 0
Los Morros Maipo San Bernardo 110 1.63 Pasada 0 0 0 0
Sauzal Cachapoal Sauzal 110 90 Pasada 0 0 0 0
Coya-Pangal Cachapoal Sauzal 110 10.8 Pasada 0 0 0 0
Pullinque Valdivia Pullinque 066 48.6 Pasada 0 0 0 0
Pilmaiquen Ranco Osorno 066 35 Pasada 0 0 0 0
Capullo Osorno Osorno 066 10 Pasada 0 0 0 0
Peuchen Biobío Mampil 220 77 Pasada 0 0 0 0
Mampil Biobío Mampil 220 49 Pasada 0 0 0 0
Puclaro Elqui Pan de Azucar 110 5.6 Pasada 0 0 0 0
Lircay Talca Maule 154 19 Pasada 0 0 0 0
El Manzano Cautín Padre Las Casas 066 4.85 Pasada 0 0 0 0
Lican Ranco Osorno 066 17 Pasada 0 0 0 0
Guayacan Cordillera Florida 110 12 Pasada 0 0 0 0
Rio Trueno Cautín Temuco 066 5.8 Pasada 0 0 0 0
Mariposas Talca Maule 154 6 Pasada 0 0 0 0
San Clemente Talca Colbun 220 5.4 Pasada 0 0 0 0
La Paloma Limarí Ovalle 110 4.5 Pasada 0 0 0 0
La Higuera Colchagua Tinguiririca 154 153 Pasada 0 0 0 0
Confluencia Colchagua Tinguiririca 154 159 Pasada 0 0 0 0
Chacayes Cachapoal Sauzal 110 106 Pasada 0 0 0 0
Rucatayo Osorno Barro Blanco 220 60 Pasada 0 0 0 0
Providencia Talca Maule 154 13 Pasada 0 0 0 0
CH Nalcas Osorno Barro Blanco 220 8 Pasada 0 0 0 0
Mallarauco Melipilla Melipilla 066 3.4 Pasada 0 0 0 0
Dongo Chiloé Puerto Montt 220 6 Pasada 0 0 0 0
La Arena Llanquihue Puerto Montt 220 3 Pasada 0 0 0 0
Carena Melipilla San Bernardo 110 8.5 Pasada 0 0 0 0
CH Callao Osorno Barro Blanco 220 3 Pasada 0 0 0 0
Laja I Biobío Temuco 220 36.8 Pasada 0 0 0 0
San Andres Colchagua Tinguiririca 154 40 Pasada 0 0 0 0
Pulelfu Osorno Osorno 066 9.4 Pasada 0 0 0 0
CH Bonito Osorno Barro Blanco 220 12 Pasada 0 0 0 0
Factores de Emisión
[Ton/GWh]
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Figura 13-1. Listado de Centrales Utilizadas en la modelación
Los Hierros Linares Loma Alta 220 25.1 Pasada 0 0 0 0
El Paso Colchagua Tinguiririca 154 60 Pasada 0 0 0 0
San Pedro Valdivia Ciruelos 220 144 Pasada 0 0 0 0
Picoiquen Malleco Charrua 154 19 Pasada 0 0 0 0
CH Rio Huasco Huasco Maitencillo 110 4.3 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica VIII Región 01 Linares Ancoa 220 136 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica VII Región 01 Linares Ancoa 220 30 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica VIII Región 03 Biobío Charrua 220 20 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica VII Región 03 Linares Ancoa 220 20 Pasada 0 0 0 0
Neltume Valdivia Ciruelos 220 473 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica VIII Región 02 Biobío Charrua 220 20 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica VII Región 02 Linares Ancoa 220 20 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica RM 01 Santiago Los Almendros 220 256 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica RM 02 Santiago Los Almendros 220 275 Pasada 0 0 0 0
Modulo 01 Capitán Prat Lo Aguirre 500 660 Pasada 0 0 0 0
Modulo 02 Capitán Prat Lo Aguirre 500 500 Pasada 0 0 0 0
Modulo 03 Capitán Prat Lo Aguirre 500 460 Pasada 0 0 0 0
Modulo 04 Capitán Prat Lo Aguirre 500 770 Pasada 0 0 0 0
Modulo 05 Capitán Prat Lo Aguirre 500 360 Pasada 0 0 0 0
El Toro Biobío Toro 220 367.61 Embalse 0 0 0 0
Rapel Cardenal Caro Rapel 220 350 Embalse 0 0 0 0
Canutillar Llanquihue Canutillar 220 169 Embalse 0 0 0 0
Cipreses Talca Cipreses 154 105 Embalse 0 0 0 0
Colbun Linares Colbun 220 375.77 Embalse 0 0 0 0
Ralco Biobío Charrua 220 539.15 Embalse 0 0 0 0
Pehuenche Linares Pehuenche 220 457.46 Embalse 0 0 0 0
Machicura Linares Colbun 220 97 Embalse 0 0 0 0
Pangue Biobío Pangue 220 472 Embalse 0 0 0 0
Antuco Biobío Antuco 220 320 Embalse 0 0 0 0
Abanico Biobío Abanico 154 136 Serie 0 0 0 0
Rucue Biobío Rucue 220 169 Serie 0 0 0 0
Isla Talca Cipreses 154 68 Serie 0 0 0 0
Curillinque Talca Curillinque 154 89 Serie 0 0 0 0
Loma Alta Talca Loma Alta 220 38 Serie 0 0 0 0
San Ignacio Linares Itahue 154 37 Serie 0 0 0 0
Quilleco Biobío Rucue 220 70 Serie 0 0 0 0
Palmucho Biobío Charrua 220 32 Serie 0 0 0 0
Chiburgo Linares Colbun 220 19.4 Serie 0 0 0 0
Ojos de Agua Talca Cipreses 154 9 Serie 0 0 0 0
Angostura Biobío Charrua 220 316 Serie 0 0 0 0
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Anexo IV: Transporte Trabajadores Contratados - Anál is is de Conductas 13.4
Para realizar este análisis se tomó en consideración los trabajadores que entraron el año 2013, dando un total de 244 respuestas.
13.4.1 Uso del auto
De las 244 respuestas de los trabajadores, 99 de ellos utilizan el auto como medio de transporte ya sea en un 100% del trayecto o un
porcentaje menor. De estos 99 trabajadores, el 62% corresponden a trabajadores de la oficinas centrales, mientras que el 25% a trabajadores
de sucursales y el resto a trabajadores en subestaciones.
En la tabla 11-1 se observan las respuestas de los trabajadores que utilizan el auto como medio de transporte, respecto a los motivos de su
uso.
Tabla 13-1. Respuesta Encuesta- Motivos del uso del auto en su día a día
Tipo de Establecimiento Nº
Oficinas Centrales 65
Comodidad 36
Tiempo 21
Compartimos vehículo con mi Marido 1
Llevo niños al colegio 1
Mi papá trabaja en escuela militar. Me vengo con él en su auto. Luego camino hasta acá.
1
No tengo otro medio 1
Colegio hija 1
no tengo otro medio de transporte de fácil acceso 1
Paso a dejar a los niños al colegio 1
Traslado de mis hijos al colegio me queda en una estación del metro 1
Subestación 9
Seguridad 4
Comodidad 2
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Tipo de Establecimiento Nº
Tiempo 1
No tengo combinación de buses por los horarios del turno 1
Único medio de transporte 1
Sucursal Gerencial 25
Comodidad 14
Tiempo 4
Seguridad 3
No tengo beneficio de transporte de acercamiento. 1
para estar a disposición de la Empresa en caso de emergencia 1
Camioneta arrendada por empresa 1
Por economía 1
Total general 99
De los 99 trabajadores 65 utilizan el auto como único medio de transporte (41 trabajadores de las oficinas centrales, 18 trabajadores de las
sucursales gerenciales y 6 de las subestaciones). Considerando sólo los trabajadores que utilizan sólo el auto, el 72% no comparte el auto con
nadie más, como se ve en la tabla 11-2.
Tabla 13-2. Respuesta Encuesta- Motivos del uso del auto en su día a día para los trabajadores que sólo utilizan auto como único medio de transporte
Carpooling
Tipo de Establecimiento No Si Total
Oficinas Centrales 30 11 41
Comodidad 19 3 22
Tiempo 8 6 14
Compartimos vehículo con mi Marido 1 1
Llevo niños al colegio 1 1
No tengo otro medio 1 1
no tengo otro medio de transporte de fácil acceso 1 1
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 118
Paso a dejar a los niños al colegio 1 1
Subestación 5 1 6
Seguridad 2 1 3
Comodidad 1 1
No tengo combinación de buses por los horarios del turno 1 1
Único medio de transporte 1 1
Sucursal Gerencial 12 6 18
Comodidad 6 3 9
Tiempo 3 3
No tengo beneficio de transporte de acercamiento 1 1
Para estar a disposición de la Empresa en caso de emergencia 1 1
Por economía 1 1
Seguridad 1 1 2
Camioneta arrendada por empresa 1 1
Total 47 18 65
Ahora respecto a que motivaría a los trabajadores en general (aunque no utilicen el auto) a realizar carpooling, la respuesta más frecuente fue
Incentivos de la empresa (ej: estacionamiento gratis) (147 respuestas), luego Servicios online para coordinarse (75 respuestas), Seguridad de
la plataforma online (70 respuestas), y finalmente Nada (44 respuestas).
Cuando se preguntaba ¿Si existiera una plataforma online, la utilizarían?, 185 trabajadores contestaron que Sí.
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 119
Anexo V: L istado de Centrales Usadas y Factores de Emisión 13.5
A continuación se presentan datos relevantes de las centrales del parque generador.
Nombre de la Central Provincia Nodo de Inyección Potencia Máxima [MW] C.Var.Comb. [U$/MWh] CVNC [U$/MWh] C.Var. [U$/MWh] Tipo/Combustible CO2eq MP2.5 NOx SO2
Los Colorados 01 Chacabuco Punta Peuco 110 1.8 22.70 0.00 22.70 Biomasa 1143 0 0 0
Los Colorados 02 Chacabuco Punta Peuco 110 17.42104 16.95 0.00 16.95 Biomasa 1143 0 0 0
Santa Marta Talagante Alto Jahuel 220 15.7 30.00 0.00 30.00 Biomasa 1143 0 0 0
Santa Fe 01 Biobío Charrua 220 16.2 10.98 5.00 15.98 Biomasa 1143 0 0 0
Santa Fe 02 Biobío Charrua 220 15.7 31.00 5.00 36.00 Biomasa 1143 0 0 0
Santa Fe 03 Biobío Charrua 220 13.5 42.12 5.00 47.12 Biomasa 1143 0 0 0
Laja CMPC 01 Biobío Charrua 220 5 0.00 0.00 0.00 Biomasa 1143 0 0 0
Laja CMPC 02 Biobío Charrua 220 10 56.44 0.00 56.44 Biomasa 1143 0 0 0
Laja CMPC 03 Biobío Charrua 220 15 259.26 0.00 259.26 Biomasa 1143 0 0 0
Masisa Biobío Charrua 154 9.7 37.73 3.40 41.13 Biomasa 1143 0.03 0.3 0.08
Escuadron Concepción Hualpen 154 14.2 44.80 2.40 47.20 Biomasa 1143 0.03 0.3 0.08
Celco 01 Talca Itahue 154 3 10.00 0.00 10.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.4
Celco 02 Talca Itahue 154 2 121.59 0.00 121.59 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.4
Celco 03 Talca Itahue 154 3 273.16 0.00 273.16 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.4
licanten 00 Curicó Itahue 154 2 29.00 0.00 29.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.04
licanten 01 Curicó Itahue 154 2 344.80 0.00 344.80 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.04
Viñales Talca Itahue 154 32 40.00 0.00 40.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.03 0.3 0.05
Nueva Aldea 01 Ñuble Chillan 154 19 25.00 0.00 25.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.05
Arauco 01 Arauco Arauco 066 10 40.00 0.00 40.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.36
Arauco 02 Arauco Arauco 066 10 70.00 0.00 70.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.36
Arauco 03 Arauco Arauco 066 4 100.00 0.00 100.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.36
Lautaro 01 Cautín Temuco 066 12.5 34.36 10.00 44.36 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.17 1.65 0.08
Lautaro 02 Cautín Temuco 066 11.5 34.36 9.60 43.96 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.17 1.65 0.08
valdivia 01 Valdivia Ciruelos 220 11 0.00 0.00 0.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.05
valdivia 02 Valdivia Ciruelos 220 21 18.00 0.00 18.00 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.05
valdivia 03 Valdivia Ciruelos 220 6 106.02 0.00 106.02 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.05
valdivia 04 Valdivia Ciruelos 220 23 225.21 0.00 225.21 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.05
cholguan 00 Ñuble Charrua 220 9 34.24 0.00 34.24 Biomasa-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.4
cholguan 01 Ñuble Charrua 220 4 292.04 0.00 292.04 Biomasa-Petróleo N°6 1143 0.05 0.5 0.4
Guacolda 01 Huasco Guacolda 220 142.9 40.25 1.00 41.25 Carbón 905 0.16 1.42 1.25
Guacolda 02 Huasco Guacolda 220 142.9 40.25 1.00 41.25 Carbón 905 0.16 1.42 1.25
Guacolda 03 Huasco Guacolda 220 137.104 25.19 2.10 27.29 Carbón 945 0.15 1.42 1.21
Guacolda 04 Huasco Guacolda 220 139 32.98 2.00 34.98 Carbón 945 0.15 1.42 1.21
Ventanas 01 Valparaíso Ventanas 110 113.4 46.35 2.18 48.53 Carbón 1043 0.18 1.79 1.44
Ventanas 02 Valparaíso Ventanas 110 208.6 44.34 1.38 45.72 Carbón 998 0.17 1.72 1.37
Campiche Valparaíso Nogales 220 249 41.64 5.55 47.19 Carbón 945 0.1 0.97 0.65
Nueva Ventanas Valparaíso Nogales 220 249 41.64 5.55 47.19 Carbón 945 0.16 1.42 1.31
Santa Maria Concepción Charrua 220 321 38.25 3.00 41.25 Carbón 945 0.09 0.91 0.61
Bocamina 02 Concepción Hualpen 220 322.48 37.31 5.74 43.05 Carbón 920 0.09 0.91 0.61
Bocamina Concepción Coronel 154 122.2 40.51 5.27 45.78 Carbón 955 0.16 1.64 1.31
Guacolda 05 Huasco Guacolda 220 152 38.06 2.03 40.09 Carbón 945 0.15 1.42 1.21
Carbón VIII Region 01 Biobío Charrua 220 343 38.25 3.00 41.25 Carbón 945 0.09 0.91 0.61
Carbón Maitencillo 03 Huasco Maitencillo 220 342 32.28 6.30 38.58 Carbón 945 0.09 0.91 0.61
Carbón Maitencillo 02 Huasco Maitencillo 220 342 32.28 6.30 38.58 Carbón 945 0.09 0.91 0.61
Factores de Emisión
[Ton/GWh]
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Energía Pacífico Cachapoal Rancagua 154 14.3052 38.50 2.10 40.60 Desechos Forestales 1143 0 0 0
Laja Biobío Charrua 154 7 0.00 0.00 0.00 Desechos Forestales 1143 0 0 0
Central Des.For. VII Region 03 Curicó Itahue 154 10 25.00 0.00 25.00 Desechos Forestales 1143 0 0 0
Central Des.For. VIII Region 01 Arauco Arauco 066 9 25.00 0.00 25.00 Desechos Forestales 1143 0 0 0
Central Des.For. VII Region 01 Curicó Itahue 154 15 25.00 0.00 25.00 Desechos Forestales 1143 0 0 0
Central Des.For. VII Region 02 Curicó Itahue 154 10 25.00 0.00 25.00 Desechos Forestales 1143 0 0 0
Eolica Punta Colorada Elqui Punta Colorada 220 20 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Canela 01 Choapa Las Palmas 220 18.15 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Canela 02 Choapa Las Palmas 220 60 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Monte Redondo Limarí Las Palmas 220 48 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Totoral Choapa Las Palmas 220 46 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Talinay Oriente Limarí Talinay 220 90 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Negrete Cuel Biobío Charrua 154 33 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
El Arrayán Limarí El Arrayan 220 115 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica IV Region 03 Choapa Los Vilos 220 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Concepcion 02 Concepción Concepcion 220 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica IV Region 04 Choapa Los Vilos 220 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Concepcion 04 Concepción Concepcion 220 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica IV Region 01 Elqui Pan de Azucar 110 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Concepcion 01 Concepción Concepcion 220 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica IV Region 02 Elqui Pan de Azucar 110 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica IV Region 05 Elqui Pan de Azucar 110 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Eolica Concepcion 03 Concepción Concepcion 220 50 0.00 7.70 7.70 Eolica 0 0 0 0
Geotermica Calabozo 01 Curicó Calabozo 220 40 0.00 2.00 2.00 Geotermia 0 0 0 0
Geotermica Potrerillos 01 Linares Colbun 220 40 0.00 2.00 2.00 Geotermia 0 0 0 0
Geotermica Calabozo 02 Curicó Calabozo 220 40 0.00 2.00 2.00 Geotermia 0 0 0 0
Geotermica Calabozo 03 Curicó Calabozo 220 40 0.00 2.00 2.00 Geotermia 0 0 0 0
Geotermica Potrerillos 02 Linares Colbun 220 40 0.00 2.00 2.00 Geotermia 0 0 0 0
Taltal 01 GNL Antofagasta Paposo 220 121.5 201.87 4.00 205.87 GNL 701 0.04 1.73 0.01
Taltal 02 GNL Antofagasta Paposo 220 123.4 201.87 4.00 205.87 GNL 701 0.04 1.73 0.01
Taltal CC GNL Antofagasta Paposo 220 360 201.87 3.19 205.06 GNL 701 0.04 1.73 0.01
Nehuenco 01 GNL Quillota San Luis 220 340.051 52.98 0.00 52.98 GNL 487 0.02 0.1 0.01
Nehuenco 01 FA GNL Quillota San Luis 220 21.393 66.46 0.00 66.46 GNL 598 0.02 0.1 0.01
Nehuenco 01 GNL TP Quillota San Luis 220 295 0.00 0.00 0.00 GNL 438 0.02 0.1 0.01
Nehuenco 02 GNL Quillota San Luis 220 384.2 48.65 0.00 48.65 GNL 438 0.02 0.11 0.01
Nehuenco 02 GNL TP Quillota San Luis 220 384.2 0.00 0.00 0.00 GNL 438 0.02 0.11 0.01
San Isidro GNL Quillota San Luis 220 350 87.06 3.87 90.93 GNL 463 0.02 0.22 0.01
San Isidro FA GNL Quillota San Luis 220 20 144.32 2.82 147.14 GNL 814 0.02 0.22 0.01
San Isidro 02 GNL Quillota San Luis 220 392 78.74 3.71 82.45 GNL 757 0.02 0.22 0.01
Quintero 01 CA GNL Valparaíso San Luis 220 128 85.24 3.80 89.04 GNL 868 0.03 0.57 0
Quintero 02 CA GNL Valparaíso San Luis 220 129 85.24 3.80 89.04 GNL 868 0.03 0.57 0
Quintero CC FA GNL Valparaíso San Luis 220 35 71.56 2.50 74.06 GNL 546 0.01 0.25 0.01
Quintero CC GNL Valparaíso San Luis 220 350 53.10 2.50 55.60 GNL 405 0.01 0.25 0.01
Nueva Renca GNL Santiago Renca 110 312 54.29 3.85 58.14 GNL 470 0.01 0.25 0.01
Nueva Renca Int GNL Santiago Renca 110 30 67.80 0.00 67.80 GNL 607 0.01 0.25 0.01
Candelaria CA 01 GNL Cachapoal Candelaria 220 125.3 86.38 0.00 86.38 GNL 713 0.03 0.57 0
Candelaria CA 02 GNL Cachapoal Candelaria 220 128.56 86.38 0.00 86.38 GNL 713 0.03 0.37 0
Candelaria CC GNL Cachapoal Candelaria 220 360 50.27 3.19 53.46 GNL 713 0.03 0.37 0
Nueva Aldea 03 Ñuble Chillan 154 37 0.00 0.00 0.00 Licor Negro-Petróleo N°6 1143 0 0 0
Diego de Almagro TG Chañaral Diego de Almagro 110 23 353.90 6.63 360.53 Petróleo Diesel 1064 0.11 2 0.91
San Lorenzo 01 Chañaral Diego de Almagro 110 28.5 390.73 25.00 415.73 Petróleo Diesel 713 0.06 1.99 0.56
San Lorenzo 02 Chañaral Diego de Almagro 110 26 434.60 25.00 459.60 Petróleo Diesel 713 0.06 2.29 0.56
Emelda 01 Chañaral Diego de Almagro 110 33.25 336.34 14.50 350.84 Petróleo Diesel 713 0.06 1.7 0.56
Emelda 02 Chañaral Diego de Almagro 110 36 361.68 14.50 376.18 Petróleo Diesel 713 0.06 2.13 0.56
El Salvador TG Chañaral Diego de Almagro 110 23.8 383.05 41.45 424.50 Petróleo Diesel 2356 0.11 2 0.91
Cardones Copiapó Cardones 220 153.04 281.57 22.41 303.98 Petróleo Diesel 757 0.06 1.41 0.56
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 121
Cenizas Copiapó Cardones 110 13.9 175.92 13.81 189.73 Petróleo Diesel 645 0.06 1.36 0.56
Termopacífico Copiapó Cardones 220 81.2 249.91 22.43 272.34 Petróleo Diesel 757 0.06 1.33 0.56
El Peñón Elqui Pan de Azucar 110 81 240.88 28.50 269.38 Petróleo Diesel 713 0.06 1.29 0.56
Espinos Choapa Los Vilos 220 124 233.95 45.30 279.25 Petróleo Diesel 713 0.06 1.31 0.56
Olivos Choapa Choapa 110 115.2 238.19 43.10 281.29 Petróleo Diesel 3158 0.06 1.33 0.56
Los Vientos San Felipe de Aconcagua Las Vegas 110 132 279.74 2.95 282.69 Petróleo Diesel 805 0.06 1.58 0.56
Las Vegas San Felipe de Aconcagua Las Vegas 110 2.127 241.70 39.18 280.88 Petróleo Diesel 855 0.06 1.68 0.56
Nehuenco 01 Diesel Quillota San Luis 220 310 160.66 5.21 165.87 Petróleo Diesel 599 0.04 0.76 0.01
Nehuenco 02 Diesel Quillota San Luis 220 391.5 160.44 5.21 165.65 Petróleo Diesel 598 0.04 0.67 0.01
Nehuenco 9B 01 Diesel Quillota San Luis 220 92 277.34 4.30 281.64 Petróleo Diesel 1033 0.06 1.94 0.56
Nehuenco 9B 02 Diesel Quillota San Luis 220 16 287.40 21.50 308.90 Petróleo Diesel 1071 0.06 2.01 0.56
San Isidro Diesel Quillota San Luis 220 305 189.64 6.52 196.16 Petróleo Diesel 584 0.05 0.56 0.36
San Isidro 02 CC Diesel Quillota San Luis 220 350 174.94 5.29 180.23 Petróleo Diesel 584 0.05 0.56 0.36
Con Con Valparaíso Ventanas 110 2.269 240.80 41.99 282.79 Petróleo Diesel 845 0.06 1.68 0.56
Colmito Valparaíso Miraflores 110 58 265.37 14.30 279.67 Petróleo Diesel 823 0.06 1.76 0.56
Laguna Verde Valparaíso Agua Santa 110 52.7 432.23 7.86 440.09 Petróleo Diesel 2137 0.28 2.78 2.23
Laguna Verde TG Valparaíso Agua Santa 110 18 276.96 11.42 288.38 Petróleo Diesel 834 0.16 1.56 0.35
Placilla Valparaíso Agua Santa 110 3 236.32 35.01 271.33 Petróleo Diesel 2137 0.11 1.65 0.91
Quintay Valparaíso Agua Santa 110 3 236.42 35.76 272.18 Petróleo Diesel 2137 0.16 0.77 0.05
Totoral San Antonio Agua Santa 110 3 237.86 41.26 279.12 Petróleo Diesel 2137 0.11 1.65 0.91
Nueva Renca FA GLP Santiago Renca 110 30 208.81 0.09 208.90 Petróleo Diesel 580 0.01 0.25 0.01
Nueva Renca Diesel Santiago Renca 110 312 179.23 7.47 186.70 Petróleo Diesel 540 0.08 1.01 0.39
Renca Santiago Renca 110 92 382.56 3.64 386.20 Petróleo Diesel 1153 0.18 2.16 0.07
San Francisco TG Cachapoal Rancagua 154 25.7 335.70 1.00 336.70 Petróleo Diesel 976 0.06 1.83 0.56
Esperanza 01 Cachapoal Sauzal 110 18.8 421.71 8.83 430.54 Petróleo Diesel 1283 0.06 2.41 0.56
Esperanza 02 Cachapoal Sauzal 110 1.8 291.69 28.00 319.69 Petróleo Diesel 821 0.06 1.54 0.56
Esperanza 03 Cachapoal Sauzal 110 1.6 279.83 25.55 305.38 Petróleo Diesel 851 0.06 1.6 0.56
Colihues Cachapoal Sauzal 110 22 162.83 22.33 185.16 Petróleo Diesel 757 0.11 1.27 0.91
Candelaria CA 01 Diesel Cachapoal Candelaria 220 125.3 280.91 2.80 283.71 Petróleo Diesel 1016 0.09 0.6 0
Candelaria CA 02 Diesel Cachapoal Candelaria 220 128.56 280.91 2.80 283.71 Petróleo Diesel 1016 0.1 0.49 0.03
Teno Curicó Teno 154 59 239.83 28.50 268.33 Petróleo Diesel 713 0.06 1.31 0.56
Maule Talca Itahue 154 6 314.52 39.27 353.79 Petróleo Diesel 940 0.06 1.67 0.56
Constitución Elektragen Talca Itahue 154 9 314.52 39.27 353.79 Petróleo Diesel 940 0.06 1.67 0.56
Linares Linares Itahue 154 0.4 231.74 41.26 273.00 Petróleo Diesel 691 0.11 1.56 0.91
San Gregorio Ñuble Itahue 154 0.4 231.74 41.26 273.00 Petróleo Diesel 691 0.11 1.56 0.91
Yungay 01 Diesel Biobío Charrua 220 52.399 284.35 14.00 298.35 Petróleo Diesel 713 0.06 1.46 0.56
Yungay 02 Diesel Biobío Charrua 220 52.092 284.35 14.00 298.35 Petróleo Diesel 713 0.06 1.46 0.56
Yungay 03 Diesel Biobío Charrua 220 53.477 284.35 14.00 298.35 Petróleo Diesel 713 0.06 1.46 0.56
Yungay 04 Diesel Biobío Charrua 220 41.72 301.27 6.50 307.77 Petróleo Diesel 713 0.06 1.46 0.56
Los Pinos Biobío Charrua 220 104.194 197.22 4.50 201.72 Petróleo Diesel 823 0.06 1.34 0.56
Santa Lidia Biobío Charrua 220 139 279.77 3.53 283.30 Petróleo Diesel 713 0.06 1.53 0.56
Petropower Concepción Hualpen 154 54.2 0.00 3.90 3.90 Petróleo Diesel 3158 0.59 0.97 0.61
Newen Concepción San Vicente 154 13.07 356.25 5.00 361.25 Petróleo Diesel 715 0.11 5.92 0.91
Coronel TG Diesel Concepción Coronel 154 46.7 231.58 10.15 241.73 Petróleo Diesel 715 0.07 0.28 1.02
Horcones TG Diesel Arauco Arauco 066 24.3 370.29 3.00 373.29 Petróleo Diesel 1209 0.07 2.47 1.86
Antilhue TG 01 Valdivia Valdivia 220 51.6 240.50 2.93 243.43 Petróleo Diesel 726 0.03 1.62 0.17
Antilhue TG 02 Valdivia Valdivia 220 50.9 240.50 2.93 243.43 Petróleo Diesel 726 0.03 1.62 0.17
Calle-Calle Valdivia Valdivia 066 13 239.00 21.69 260.69 Petróleo Diesel 691 0.11 5.92 0.91
Chuyaca Osorno Barro Blanco 066 15 244.90 16.31 261.21 Petróleo Diesel 691 0.11 1.31 0.91
Degañ Chiloé Puerto Montt 220 36 302.30 33.30 335.60 Petróleo Diesel 691 0.06 1.3 0.56
Quellon 02 Chiloé Puerto Montt 220 8 257.49 23.30 280.78 Petróleo Diesel 691 0.06 1.31 0.56
Trapen Llanquihue Puerto Montt 220 81 239.92 28.50 268.42 Petróleo Diesel 2137 0.06 1.29 0.56
Chiloé Chiloé Puerto Montt 220 9 310.70 39.27 349.97 Petróleo Diesel 691 0.11 1.59 0.91
Huasco TG Huasco Huasco 110 58 361.82 7.86 369.68 Petróleo IFO-180 1143 0.2 2.01 1.61
Punta Colorada 01 Fuel Elqui Pan de Azucar 110 17 168.36 18.10 186.46 Petróleo IFO-180 1143 0.11 5.56 0.91
Cementos Bio Bio Curicó Teno 154 13.6 149.99 37.39 187.38 Petróleo IFO-180 757 0.11 5.56 0.91
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 122
Nombre de la Central Provincia Nodo de Inyección Potencia Máxima [MW] Tipo/Combustible CO2eq MP2.5 NOx SO2
Los Molles Limarí Ovalle 110 19 Pasada 0 0 0 0
Sauce Andes Los Andes Las Vegas 110 0.5 Pasada 0 0 0 0
Hornitos Los Andes Las Vegas 110 55 Pasada 0 0 0 0
Juncal Los Andes Aconcagua 110 32 Pasada 0 0 0 0
Blanco Los Andes Aconcagua 110 57 Pasada 0 0 0 0
Chacabuquito Los Andes Totoral 110 25 Pasada 0 0 0 0
Los Quilos Los Andes Los Maquis 110 40 Pasada 0 0 0 0
Alfalfal Cordillera Alfalfal 220 196 Pasada 0 0 0 0
Florida Santiago Florida 110 28 Pasada 0 0 0 0
Maitenes Cordillera Florida 110 30.8 Pasada 0 0 0 0
Volcan Cordillera Florida 110 63 Pasada 0 0 0 0
Puntilla Cordillera Florida 110 22.13 Pasada 0 0 0 0
Eyzaguirre Cordillera Florida 110 2 Pasada 0 0 0 0
Los Morros Maipo San Bernardo 110 1.63 Pasada 0 0 0 0
Sauzal Cachapoal Sauzal 110 90 Pasada 0 0 0 0
Coya-Pangal Cachapoal Sauzal 110 10.8 Pasada 0 0 0 0
Pullinque Valdivia Pullinque 066 48.6 Pasada 0 0 0 0
Pilmaiquen Ranco Osorno 066 35 Pasada 0 0 0 0
Capullo Osorno Osorno 066 10 Pasada 0 0 0 0
Peuchen Biobío Mampil 220 77 Pasada 0 0 0 0
Mampil Biobío Mampil 220 49 Pasada 0 0 0 0
Puclaro Elqui Pan de Azucar 110 5.6 Pasada 0 0 0 0
Lircay Talca Maule 154 19 Pasada 0 0 0 0
El Manzano Cautín Padre Las Casas 066 4.85 Pasada 0 0 0 0
Lican Ranco Osorno 066 17 Pasada 0 0 0 0
Guayacan Cordillera Florida 110 12 Pasada 0 0 0 0
Rio Trueno Cautín Temuco 066 5.8 Pasada 0 0 0 0
Mariposas Talca Maule 154 6 Pasada 0 0 0 0
San Clemente Talca Colbun 220 5.4 Pasada 0 0 0 0
La Paloma Limarí Ovalle 110 4.5 Pasada 0 0 0 0
La Higuera Colchagua Tinguiririca 154 153 Pasada 0 0 0 0
Confluencia Colchagua Tinguiririca 154 159 Pasada 0 0 0 0
Chacayes Cachapoal Sauzal 110 106 Pasada 0 0 0 0
Rucatayo Osorno Barro Blanco 220 60 Pasada 0 0 0 0
Providencia Talca Maule 154 13 Pasada 0 0 0 0
CH Nalcas Osorno Barro Blanco 220 8 Pasada 0 0 0 0
Mallarauco Melipilla Melipilla 066 3.4 Pasada 0 0 0 0
Dongo Chiloé Puerto Montt 220 6 Pasada 0 0 0 0
La Arena Llanquihue Puerto Montt 220 3 Pasada 0 0 0 0
Carena Melipilla San Bernardo 110 8.5 Pasada 0 0 0 0
CH Callao Osorno Barro Blanco 220 3 Pasada 0 0 0 0
Laja I Biobío Temuco 220 36.8 Pasada 0 0 0 0
San Andres Colchagua Tinguiririca 154 40 Pasada 0 0 0 0
Pulelfu Osorno Osorno 066 9.4 Pasada 0 0 0 0
CH Bonito Osorno Barro Blanco 220 12 Pasada 0 0 0 0
Factores de Emisión
[Ton/GWh]
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 123
Figura 13-2. Listado de Centrales Utilizadas en la modelación.
Los Hierros Linares Loma Alta 220 25.1 Pasada 0 0 0 0
El Paso Colchagua Tinguiririca 154 60 Pasada 0 0 0 0
San Pedro Valdivia Ciruelos 220 144 Pasada 0 0 0 0
Picoiquen Malleco Charrua 154 19 Pasada 0 0 0 0
CH Rio Huasco Huasco Maitencillo 110 4.3 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica VIII Región 01 Linares Ancoa 220 136 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica VII Región 01 Linares Ancoa 220 30 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica VIII Región 03 Biobío Charrua 220 20 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica VII Región 03 Linares Ancoa 220 20 Pasada 0 0 0 0
Neltume Valdivia Ciruelos 220 473 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica VIII Región 02 Biobío Charrua 220 20 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica VII Región 02 Linares Ancoa 220 20 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica RM 01 Santiago Los Almendros 220 256 Pasada 0 0 0 0
Hidroeléctrica RM 02 Santiago Los Almendros 220 275 Pasada 0 0 0 0
Modulo 01 Capitán Prat Lo Aguirre 500 660 Pasada 0 0 0 0
Modulo 02 Capitán Prat Lo Aguirre 500 500 Pasada 0 0 0 0
Modulo 03 Capitán Prat Lo Aguirre 500 460 Pasada 0 0 0 0
Modulo 04 Capitán Prat Lo Aguirre 500 770 Pasada 0 0 0 0
Modulo 05 Capitán Prat Lo Aguirre 500 360 Pasada 0 0 0 0
El Toro Biobío Toro 220 367.61 Embalse 0 0 0 0
Rapel Cardenal Caro Rapel 220 350 Embalse 0 0 0 0
Canutillar Llanquihue Canutillar 220 169 Embalse 0 0 0 0
Cipreses Talca Cipreses 154 105 Embalse 0 0 0 0
Colbun Linares Colbun 220 375.77 Embalse 0 0 0 0
Ralco Biobío Charrua 220 539.15 Embalse 0 0 0 0
Pehuenche Linares Pehuenche 220 457.46 Embalse 0 0 0 0
Machicura Linares Colbun 220 97 Embalse 0 0 0 0
Pangue Biobío Pangue 220 472 Embalse 0 0 0 0
Antuco Biobío Antuco 220 320 Embalse 0 0 0 0
Abanico Biobío Abanico 154 136 Serie 0 0 0 0
Rucue Biobío Rucue 220 169 Serie 0 0 0 0
Isla Talca Cipreses 154 68 Serie 0 0 0 0
Curillinque Talca Curillinque 154 89 Serie 0 0 0 0
Loma Alta Talca Loma Alta 220 38 Serie 0 0 0 0
San Ignacio Linares Itahue 154 37 Serie 0 0 0 0
Quilleco Biobío Rucue 220 70 Serie 0 0 0 0
Palmucho Biobío Charrua 220 32 Serie 0 0 0 0
Chiburgo Linares Colbun 220 19.4 Serie 0 0 0 0
Ojos de Agua Talca Cipreses 154 9 Serie 0 0 0 0
Angostura Biobío Charrua 220 316 Serie 0 0 0 0
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 124
Anexo VI: Determinación de los precios de los contaminantes 13.6
ut i l i zados
13.6.1 Determinación de los Precios de CO 2 uti l izados
El proceso de determinación de los valores utilizados para la evaluación de las emisiones de CO2 se
basó en la interpolación mensual de los precios de cierre de los futuros de bonos de carbono,
transados en el mercado internacional, a través de la plataforma IntercontinentalExchange Inc31 ,
dueña de ECX (European Climate Exchange) la cual gestiona los instrumentos financieros
relacionados con los mercados de carbono en el mercado europeo.
En esta plataforma se transan varios instrumentos financieros, entre los que destacan los futuros
de los certificados EUA (European Union Allowances) y los del tipo CER (Certified Emissions
Reductions), que presentan la mayor liquidez del mercado. Ambos reflejan el valor de la reducción
de las emisiones de 1 tonelada de dióxido de carbono equivalente, pero difieren en que los
primeros son permisos de emisión otorgados a determinadas instalaciones de la Unión Europea,
los cuales en caso de ser insuficientes para una determinada instalación debe adquirir más EUA de
instalaciones que los posean en excedente, o adquirir CER de países en desarrollo, regulados bajo
el protocolo de Kyoto.
De manera de ser consistentes en la evaluación de las emisiones, los valores que en el mercado
son transados en euros (€) fueron transformados a dólares USD (US$) de Abril de 2013, utilizando
un factor de conversión equivalente32 a:
1 Euro (€) = 1.302513 (US$)
Conforme a esto, consultando el sitio web de la plataforma IntercontinentalExchange (ICE), y
utilizando los valores de cierre de los futuros EUA a la fecha 20 de Abril de 201333, se generó la
tabla 13-3:
31 IntercontinentalExchange Inc. : http://www.theice.com
32 Fuente: http://www.x-rates.com/average/?from=EUR&to=USD&amount=1&year=2013
33 Fuente: https://www.theice.com/marketdata/reports/ReportCenter.shtml?reportId=10&contractKey=20#
report/ 10/reportId=10&contractKey=20
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 125
Tabla 13-3. Valores de Cierre Futuros EUA
Mes N° Fecha F t r EUA (€) Futuro EUA
(US$)
0 Apr13 4.68 6.10
1 May13 4.68 6.10
2 Jun13 4.7 6.12
5 Sep13 4.73 6.16
8 Dec13 4.76 6.20
11 Mar14 4.81 6.27
14 Jun14 4.86 6.33
17 Sep14 4.92 6.41
20 Dec14 4.98 6.49
23 Mar15 5.02 6.54
26 Jun15 5.06 6.59
29 Sep15 5.11 6.66
32 Dec15 5.16 6.72
35 Mar16 5.21 6.79
38 Jun16 5.26 6.85
41 Sep16 5.31 6.92
44 Dec16 5.37 6.99
56 Dec17 5.6 7.29
68 Dec18 5.9 7.68
80 Dec19 6.25 8.14
92 Dec20 6.6 8.60
En base a esto se desarrolló una interpolación cuadrática del tipo:
D de “MesN” re rese t e úmer de mes rtir de i i i de ev ió (Abri -2013 = 0), y
“PFuturo EUA” re rese t e re i de f t r e US$ L i ter ió dráti e tre ó v r de
R2 igual a 0.999, y los siguientes valores para los parámetros, como puede observarse en la figura
13-3:
A = 0.0001
B = 0.015
C = 6.0961
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 126
De esta manera, utilizando la fórmula derivada de la interpolación cuadrática, fue posible derivar
precios mensuales para los futuros EUA, los cuáles se utilizaron para la valorización de las
emisiones en el horizonte de evaluación. Los valores mensuales para los futuros EUA son
presentados en la tabla 13-4
Tabla 13-4. Valores Interpolados de los Futuros EUA (US$)
Mes N° Año Mes Futuro EUA (US$)
0 2013 Abr 6.096
1
May 6.111
2
Jun 6.127
3
Jul 6.142
4
Ago 6.158
5
Sep 6.174
6
Oct 6.190
7
Nov 6.206
8
Dic 6.223
9 2014 Ene 6.239
10
Feb 6.256
11
Mar 6.273
12
Abr 6.291
13
May 6.308
14
Jun 6.326
15
Jul 6.344
16
Ago 6.362
17
Sep 6.380
18
Oct 6.399
19
Nov 6.417
20
Dic 6.436
21 2015 Ene 6.455
22
Feb 6.475
23
Mar 6.494
y = 0.0001x2 + 0.015x + 6.0961
R² = 0.999
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0 20 40 60 80 100
Pre
cio
fu
turo
de
EU
A [
US$
]
Fecha [Mes N°]
Valores Futuros EUA (US$)
Figura 13-3. Interpolación Valores de Futuros EUA (US$)
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 127
Mes N° Año Mes Futuro EUA (US$)
24
Abr 6.514
25
May 6.534
26
Jun 6.554
27
Jul 6.574
28
Ago 6.595
29
Sep 6.615
30
Oct 6.636
31
Nov 6.657
32
Dic 6.679
33 2016 Ene 6.700
34
Feb 6.722
35
Mar 6.744
36
Abr 6.766
37
May 6.788
38
Jun 6.811
39
Jul 6.833
40
Ago 6.856
41
Sep 6.879
42
Oct 6.903
43
Nov 6.926
44
Dic 6.950
45 2017 Ene 6.974
46
Feb 6.998
47
Mar 7.022
48
Abr 7.047
49
May 7.071
50
Jun 7.096
51
Jul 7.121
52
Ago 7.147
53
Sep 7.172
54
Oct 7.198
55
Nov 7.224
56
Dic 7.250
57 2018 Ene 7.276
58
Feb 7.303
59
Mar 7.329
60
Abr 7.356
61
May 7.383
62
Jun 7.411
63
Jul 7.438
64
Ago 7.466
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Mes N° Año Mes Futuro EUA (US$)
65
Sep 7.494
66
Oct 7.522
67
Nov 7.550
68
Dic 7.579
69 2019 Ene 7.607
70
Feb 7.636
71
Mar 7.665
72
Abr 7.695
73
May 7.724
74
Jun 7.754
75
Jul 7.784
76
Ago 7.814
77
Sep 7.844
78
Oct 7.875
79
Nov 7.905
80
Dic 7.936
81 2020 Ene 7.967
82
Feb 7.999
83
Mar 8.030
84
Abr 8.062
85
May 8.094
86
Jun 8.126
87
Jul 8.158
88
Ago 8.191
89
Sep 8.223
90
Oct 8.256
91
Nov 8.289
92
Dic 8.323
93 2021 Ene 8.356
94
Feb 8.390
95
Mar 8.424
96
Abr 8.458
97
May 8.492
98
Jun 8.527
99
Jul 8.561
100
Ago 8.596
101
Sep 8.631
102
Oct 8.667
103
Nov 8.702
104
Dic 8.738
105 2022 Ene 8.774
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Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 129
Mes N° Año Mes Futuro EUA (US$)
106
Feb 8.810
107
Mar 8.846
108
Abr 8.883
109
May 8.919
110
Jun 8.956
111
Jul 8.993
112
Ago 9.031
113
Sep 9.068
114
Oct 9.106
115
Nov 9.144
116
Dic 9.182
117 2023 Ene 9.220
118
Feb 9.259
119 Mar 9.297
13.6.2 Determinación de los precios de los contaminantes locales
util izados
Para valorar las emisiones de los contaminantes locales emitidos por las distintas centrales del SIC,
ubicadas según su provincia, se ha utilizado el valor del daño marginal evitado de cada provincia
(MMA, 2011)34,35 actualizado al mes y año correspondiente. A modo de resumen del
procedimiento seguido por GreenLabUC en el citado estudio para la obtención del valor del daño
marginal evitado (precio de los contaminantes locales en el modelo) véase la Figura 13-4. En ella
se observa que un cambio en las emisiones, genera cambios en la salud de las personas, alterando
la mortalidad prematura, admisiones hospitalarias, ausentismo y días de restricción laboral. Estos
se cuantifican a través de las funciones de exposición-respuesta, las cuáles relacionan los cambios
en un determinado efecto con los cambios de concentración de un contaminante determinado
s bre determi d t de ers s Fi me te est s “efe t s evit d s” s v r d s
desde 3 perspectivas: el costo del tratamiento, productividad perdida y pérdida del bienestar. Los
dos primeros corresponden a costos de la enfermedad (Cost of illness) y el último es igual a la
disposición a pagar por no estar enfermo (Willingness to pay). Para más detalles del
procedimiento de valoración del daño marginal referirse a (MMA, 2011).
34 Ministerio del Medio Ambiente (Marzo, 2011). Evaluación económica y social de los co-beneficios
generados por la mitigación de GEI en Chile. Santiago, Chile. Disponible en el sitio web de GreenLabUC: http:// www.greenlabuc.cl/?page_ id=30 35 En el informe en cuestión se muestran dos valores por contaminante, por provincia a Diciembre de 2010.
Estos representan dos escenarios distintos de co-beneficios de mitigación de GEI. Para más detalles, referirse a (MMA, 2011). Se utiliza el menor valor de ellos, por representar un escenario más conservador.
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 130
Cambio de Emisiones
Cambio en Concentraciones
Cambio en Exposición de la
Población
Cambio en Incidencia de
Efectos en Salud
Beneficios en Salud
Modelos Atmosféricos
Concentraciones Base
Población Expuesta
Modelos de Exposición
Incidencia BaseFunción
Exposición- Respuesta
Valores SocialesIngreso
Figura 13-4. Procedimiento para la obtención del daño marginal evitado (DME)
En la tabla 13-5, se detallan los valores del Daño Marginal Evitado (DME) utilizados según
provincia, fechados en Diciembre de 2010. Estos valores se han actualizado mensualmente,
utilizando una tasa de interés compuesta anual de un 10%.
Centro de Cambio Global UC GreenlabUC, Gestión y Política Ambiental de DICTUC
Informe Final Cálculo Huella de Carbono Corporativa de Transelec 131
Tabla 13-5: Daño Marginal Evitado Según Provincia, para los contaminantes evaluados.
PROVINCIA MP2.5 (USD/Ton) SOX (USD/Ton) NOX (USD/Ton)
Arica 12942 935 863
Parinacota 877 45 36
Iquique 17630 1273 1176
Tamarugal - - -
Tocopilla 2369 7 21
El Loa 21714 1123 879
Antofagasta 22798 1646 1521
Chañaral 3439 248 229
Copiapó 9122 472 369
Huasco 15482 801 627
Elqui 10316 745 688
Limarí 18686 966 757
Choapa 11764 608 476
Petorca 1274 73 103
San Felipe de Aconcagua 7983 461 643
Los Andes 6133 354 494
Quillota 6509 498 769
Valparaíso 8194 627 968
Marga Marga - - -
San Antonio 2890 221 341
Isla de Pascua - - -
Chacabuco 8495 490 685
Santiago 85699 4554 3080
Cordillera 13043 753 1051
Maipo 9728 561 784
Talagante 8981 518 724
Melipilla 9352 540 754
Cachapoal 7809 451 629
Cardenal Caro 1842 141 218
Colchagua 4554 263 367
Curicó 8758 505 706
Talca 14548 840 1173
Cauquenes 4055 310 479
Linares 7809 451 629
Ñuble 9805 596 692
Concepción 2130 321 1024
Bio bio 10242 623 723
Arauco 5457 417 645
Malleco 9912 603 700
Cautín 5552 603* 700*
Ranco - - -
Valdivia 7233 553 854
Osorno 12448 757 879
Llanquihue 7579 580 895
Chiloé 7996 612 944
Palena 3849 294 455
Aisén 3352 256 396
Coihaique 9241 562 652
General Carrera 3358 204 237
Capitán Prat 1705 104 120
Última Esperanza - - -
Magallanes 7574 579 895
Tierra del Fuego 4042 309 477
Antártica Chilena 781 60 92
CONTAMINANTES LOCALES
Consideraciones:
1) Como valor del DME para el SO2 fue utilizado el valor del SOx de la tabla.
2) Para la provincia de Cautín, se utilizó el valor del NOx y SOx, de la provincia vecina de Malleco.
3) Para las provincias cuyo valor sale como (-), no se consideró valor, en cuanto sólo se ubicaban centrales con factores de emisión nulos en ellas.