Cálculo de la Huella de Carbono Corporativa de Transelec · Cálculo de la Huella de Carbono...

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

[email protected]

Miguel Pérez de Arce

Ingeniero Civil Industrial, especialidad Eléctrica UC

[email protected]

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

[email protected]

Mayo Rodríguez, Ingeniero Civil Industrial UC

Especialidad Ambiental

[email protected]

Marianne Heyl, Ingeniero Civil Industrial UC

Magister en Ciencias de la Ingeniería UC

[email protected]

mailto:[email protected]




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


ALCANCE 3- OTRAS EMISIONES INDIRECTAS .............................................................................................. 39 6.3


7. PLAN DE GESTIÓN DE EMISIONES DE GEI ........................................................................................... 43



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



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



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 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



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 11-18. 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 11-21.Costos marginales nodo Valdivia 220 kV. .................................................................................... 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



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



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.



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



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.



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.



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)



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



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



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



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



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.



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).



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.



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.



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 eléctrico

para SS/EE.

Consumo eléctrico

para RR/EE.

Consumo papel

Zona Central

(OCC)


electrógenos.



Consumo eléctrico

para SS/EE.

Consumo eléctrico

para RR/EE.

Consumo papel,

detalle para las

oficinas centrales.

Consumo de

toners Centro Sur

(OCS)



Consumo eléctrico

para SS/EE.

Consumo eléctrico

para RR/EE.

Consumo papel

Zona Biobío

(OBB)


electrógenos.



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.



Oficina

Regional

Alcance 1 Alcance 2 Alcance 3

(OSS) electrógenos.



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.



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



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.



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.

http://www.conaset.cl/conaset_web/noticia.php?id=44



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


% 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%



Alcance

Actividad


% 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.



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



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.



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.



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]


% 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



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.


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).




Los resultados asociados a las emisiones de las distintas actividades a nivel gerencial (alcance 2),



desempeño ambiental entre las distintas oficinas regionales. Para esto se requiere desarrollar


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]


%

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



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%



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.


Los resultados asociados a las emisiones de las distintas actividades a nivel gerencial (Alcance 3),



desempeño ambiental entre las distintas zonas gerenciales. Para esto se requiere desarrollar


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]


%

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.



Tabla 6-6-9. Emisiones de GEI del Consumo de Toners por Oficina Regional

Oficina Regional Consumo Toner [Toners/año]


%

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


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.



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).


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


%

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%



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.



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:



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

http://www.conduccioneficiente.cl/



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

http://www.acee.cl/eficiencia-energetica/tips



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.



“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.



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.



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



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”



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.



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.



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.



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



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).



2

IMPACTOS

AMBIENTALES

RETRASO DE

PROYECTOS DE

TRANSMISIÓN



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



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



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.



: 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.



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




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


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



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.



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



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.



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



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



0

50

100

150

200

250

300


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



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



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


$ 1,734.61 -$ 504.73 $ 320.01 -$ 4.75 $ 1,545.14 -86.591 -0.526%


-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


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]


Embalse

Pasada

Geotermia

Eólica

Biomasa

Carbón

Petróleo Diesel

GNL



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.

0

500

1000

1500

2000

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



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


-$ 415.30 -$ 139.12 -$ 120.23 -$ 62.71 -$ 737.35 64.337 0.195%


75,264.75 8.94 91.96 67.09 $ 4.48 3.111 64.340

3

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


Co

sto

Ma

rg

ina

l B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Alto Jahuel 500 Retraso

Alto Jahuel Base

-10

-5

0

5

10

15

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

ncia

de

En

erg

ía [

GW

h]

Fecha [mes-año]


Embalse

Pasada

Geotermia

Eólica

Biomasa

Carbón

Petróleo Diesel

GNL



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


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.


-$ 99.81 -$ 29.74 -$ 14.70 -$ 11.25 -$ 155.49 26.019 0.237%


18,339.61 1.35 13.98 8.75 $ 0.81 -203.481 25.815

4

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


Co

sto

Ma

rg

ina

l B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]


Alto Jahuel 500 Base



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.

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10a

br-

13

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]


Embalse

Pasada

Geotermia

Eólica

Biomasa

Carbón

Petróleo Diesel

GNL


-$ 84.45 -$ 13.62 -$ 6.36 -$ 9.57 -$ 114.00 18.042 0.056%


18,711.13 1.72 13.36 13.36 $ 1.36 84.185 18.126

5



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

0

50

100

150

200

250

300

350


Co

sto

Ma

rg

ina

l B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Diego de Almagro 220 Retraso

Diego de Almagro 220 Base

-2

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

abr-

13

ago

-13

dic

-13

abr-

14

ago

-14

dic

-14

abr-

15

ago

-15

dic

-15

abr-

16

ago

-16

dic

-16

abr-

17

ago

-17

dic

-17

abr-

18

ago

-18

dic

-18

abr-

19

ago

-19

dic

-19

abr-

20

ago

-20

dic

-20

abr-

21

ago

-21

dic

-21

abr-

22

ago

-22

dic

-22

Dif

ere

nci

a d

e E

ne

rgía

[G

Wh

]

Fecha [mes-año]


Embalse

Pasada

Geotermia

Eólica

Biomasa

Carbón

Petróleo Diesel

GNL


$ 7.02 $ 4.11 $ 3.83 $ 2.80 $ 17.76 0.943 0.002%


-1,460.92 -0.38 -2.66 -3.85 -$ 0.08 -5.889 0.937

6




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.


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

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


Co

sto

Ma

rg

ina

l B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]



-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

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]


Embalse

Pasada

Geotermia

Eólica

Biomasa

Carbón

Petróleo Diesel

GNL



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.

-2

-1

0

1

2

3

4

abr-

13

ago

-13

dic

-13

abr-

14

ago

-14

dic

-14

abr-

15

ago

-15

dic

-15

abr-

16

ago

-16

dic

-16

abr-

17

ago

-17

dic

-17

abr-

18

ago

-18

dic

-18

abr-

19

ago

-19

dic

-19

abr-

20

ago

-20

dic

-20

abr-

21

ago

-21

dic

-21

abr-

22

ago

-22

dic

-22

Dif

ere

nci

a d

e E

ne

rgía

[G

Wh

]

Fecha [mes-año]

Deltas de Energía Embalses

Delta Embalses

Delta AcumuladoEmbalses


$ 270.62 $ 189.90 $ 225.13 $ 51.95 $ 737.60 -126.062 0.045%


-54,584.29 -4.90 -84.91 -60.21 -$ 0.05 139.704 -125.922

7



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.


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.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


Co

sto

Ma

rg

ina

l B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Cerro Navia 220 Retraso

Cerro Navia 220 Base

-40

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

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

ncia

de

En

erg

ía [

GW

h]

Fecha [mes-año]


Embalse

Pasada

Geotermia

Eólica

Biomasa

Carbón

Petróleo Diesel

GNL



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.


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


$ 21.82 $ 53.15 -$ 51.20 $ 23.12 $ 46.88 -3.781 0.053%


-4,859.99 -4.85 66.90 -33.71 $ 10.37 345.833 -3.435

8

0

50

100

150

200

250


Co

sto

Ma

rg

ina

l B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Valdivia 220 Retraso

Valdivia 220 Base

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

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]


Embalse

Pasada

Geotermia

Eólica

Biomasa

Carbón

Petróleo Diesel

GNL



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.



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.


-$ 249.33 -$ 1,497.54 -$ 1,719.57 -$ 244.60 -$ 3,711.03 228.263 0.547%


33,771.25 -9.53 900.13 -194.02 $ 120.98 583.278 228.846

9

-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

ncia

de

En

erg

ía [

GW

h]

Fecha [mes-año]


Embalse

Pasada

Geotermia

Eólica

Biomasa

Carbón

Petróleo Diesel

GNL



Figura 11-24. Intervalo abril 2013 a diciembre 2017

Figura 11-25. Intervalo enero 2019 a marzo 2023.

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50a

br-

13

jun

-13

ag

o-1

3

oct-

13

dic

-13

feb

-14

ab

r-1

4

jun

-14

ag

o-1

4

oct-

14

dic

-14

feb

-15

ab

r-1

5

jun

-15

ag

o-1

5

oct-

15

dic

-15

feb

-16

ab

r-1

6

jun

-16

ag

o-1

6

oct-

16

dic

-16

feb

-17

ab

r-1

7

jun

-17

ag

o-1

7

oct-

17

dic

-17

Dif

ere

ncia

de

En

erg

ía [

GW

h]

Fecha [mes-año]


Embalse

Pasada

Geotermia

Eólica

Biomasa

Carbón

Petróleo Diesel

GNL

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

Dif

ere

ncia

de

En

erg

ía [

GW

h]

Fecha [mes-año]


Embalse

Pasada

Geotermia

Eólica

Biomasa

Carbón

Petróleo Diesel

GNL


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.

0

50

100

150

200

250

300

350


Co

sto

Ma

rgin

al

Ba

rra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Alto Jahuel 500

Cardones 220

Cerro Navia 220

Charrua 500


Valdivia 220


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.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


Co

sto

Ma

rg

ina

l B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]




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.

0

50

100

150

200

250

300


Co

sto

Ma

rg

ina

l B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Cardones 220 Retraso

Cardones 220 Base


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.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


Co

sto

Ma

rg

ina

l B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Cerro Navia 220 Retraso

Cerro Navia 220 Base

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


Co

sto

Ma

rg

ina

l B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Charrua 500 Retraso

Charrua 500 Base


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.

0

50

100

150

200

250

300

350


Co

sto

Ma

rg

ina

l B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Diego de Almagro 220 Retraso

Diego de Almagro 220 Base


Informe Final 89

Figura 11-32. Costos marginales Valdivia 220 kV

0

50

100

150

200

250


Co

sto

Ma

rg

ina

l B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Valdivia 220 Retraso

Valdivia 220 Base


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


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



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:


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:


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.



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.



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



Proyecto Año Mes Potencia Media [MW] Barra Conexión









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



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



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.


$ 82,738.17 $ 23,325.47 $ 27,094.31 $ 8,124.45 $ 141,282.40 3,273.730 0.262%


-21,870,495.02 -1,966.49 -25,804.04 -12,337.69 -$ 1,397.13 -3,751.981 -339.670

S1


-$ 1,002.94 -$ 604.41 -$ 397.66 -$ 235.45 -$ 2,240.45 240.445 0.493%


259,632.04 35.43 411.81 270.60 $ 16.53 -2.500 240.442

S1r

0

50

100

150

200

250

300


Co

sto

Mar

gin

al B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Cardones 220 EólicoRetraso

Cardones 220 Eólico

Cardones 220 Base



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.


$ 17,026.20 $ 6,833.80 $ 12,759.10 $ 1,472.80 $ 38,091.90 692.345 0.753%


-4,041,096.51 -347.50 -8,355.67 -1,948.70 -$ 399.03 -6,768.593 685.576

S2


$ 996.22 -$ 871.63 -$ 196.90 -$ 40.84 -$ 113.15 -123.517 -0.614%


-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


Co

sto

Mar

gin

al B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Charrua 500 OctopusRetraso

Charrua 500 Octopus

Charrua 500 Base



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


-$ 542.78 -$ 59.80 -$ 54.00 $ 37.01 -$ 619.57 -7.255 0.032%


134,384.18 -4.06 41.42 -90.43 $ 23.92 -7,917.426 -15.173

S3


-$ 664.99 -$ 1,531.97 -$ 1,773.29 -$ 268.14 -$ 4,238.39 228.592 0.553%


37,080.58 -6.11 952.16 -159.37 $ 123.38 -165.481 228.426

S3r



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


Co

sto

Mar

gin

al B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Alto Jahuel 500

Cardones 220

Cerro Navia 220

Charrua 500


Valdivia 220

0

50

100

150

200

250

300

350


Co

sto

Mar

gin

al B

arra

[U

$/M

Wh

]

Fecha [Mes-Año]

Alto Jahuel 500

Cardones 220

Cerro Navia 220

Charrua 500


Valdivia 220



finalmente que la energía no suministrada disminuya y gran parte del incremento de la energía

generada resulte en mayores pérdidas en la transmisión.



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


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%


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


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%


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


Informe Final 102

12. REFERENCIAS

1. Agloni, Ariztía y Melero (2012).Consumo ético en Chile: una revisión de la investigación

existente. Fundación Ciudadano Responsable y Universidad Diego Portales.

2. Best Foot Forward and the Centre for Remanufacturing and Reuse (2008).The carbon footprint of remanufactured versus new mono-toner printer cartridges. Centre forRemanufacturing and Reuse (CRR)-

3. EPA (2013). ClimateChange: Basic Information, Recuperado el 24 de julio del 2013, de http://www.epa.gov/climatechange/basics/

4. EPA (2012). Paper Products: Introduction to warm and paper products. WARM Version

12, Recuperado el 3 de octubre de,

http://epa.gov/epawaste/conserve/tools/warm/pdfs/Paper_Products.pdf

5. Flores, Delgado y Romero (2012). Aplicaciones del SF6 en la Industria Eléctrica y su

Impacto en el Medio Ambiente. Revista Ingeniería, 16 (3). Pág 229-241

6. Fundacion Chile y Proyectae (2013). Encuest N i e Gestió de CO2: “Líderes e

C mbi C imáti ”, F d ió Chi e y Revist C it .

7. González, F. J. N. (2011). Arquitectura bioclimática en un entorno sostenible: buenas prácticas edificatorias. Cuadernos de Investigación Urbanística, (41).

8. IPCC (2007). Fourth Assessment Report-Chapter 2: Changes in Atmospheric Constituentsand in Radiative Forcing. IPCC

9. Northern Powergrid (2011). Carbon Footprint Report 2011

10. Parmar (2013). Total Losses in Power Distrubution and Transmission Lines. Recuperado el 25 de Noviembre del 2013, de http://electrical-engineering-portal.com/total-losses-in-power-distribution-and-transmission-lines-1

11. Prochile (2013). Bonos de Carbono. Recuperado el 20 de Noviembre de, http://www.prochile.gob.cl/sustentabilidad/bonos-de-carbono/

12. Rodríguez, H., & Gonzáles, F. (2000). Opciones para la Reducción de Emisiones de Gases de Efecto de Invernadero en Colombia, Academia Colombiana de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales. Colección Jorge ÁlvarezLleras, 14.

http://www.epa.gov/climatechange/basics/

http://epa.gov/epawaste/conserve/tools/warm/pdfs/Paper_Products.pdf

http://electrical-engineering-portal.com/total-losses-in-power-distribution-and-transmission-lines-1

http://electrical-engineering-portal.com/total-losses-in-power-distribution-and-transmission-lines-1

http://www.prochile.gob.cl/sustentabilidad/bonos-de-carbono/


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.

http://www.unep.org/climatechange/Introduction.aspx



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




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




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



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






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






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






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



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


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



Laja CMPC 01 Biobío Charrua 220 5 0.00 0.00 0.00 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



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


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



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


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




cholguan 00 Ñuble Charrua 220 9 34.24 0.00 34.24 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 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


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


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


Factores de Emisión

[Ton/GWh]



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



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 01 Elqui Pan de Azucar 110 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




Taltal 01 GNL Antofagasta Paposo 220 121.5 201.87 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 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 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 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



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


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



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




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


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



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


[Ton/GWh]



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


Neltume Valdivia Ciruelos 220 473 Pasada 0 0 0 0



Hidroeléctrica RM 01 Santiago Los Almendros 220 256 Pasada 0 0 0 0


Modulo 01 Capitán Prat Lo Aguirre 500 660 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



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



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



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.



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



Santa Marta Talagante Alto Jahuel 220 15.7 30.00 0.00 30.00 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






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


















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


Carbón VIII Region 01 Biobío Charrua 220 343 38.25 3.00 41.25 Carbón 945 0.09 0.91 0.61




[Ton/GWh]



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. VIII Region 01 Arauco Arauco 066 9 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

















Taltal CC GNL Antofagasta Paposo 220 360 201.87 3.19 205.06 GNL 701 0.04 1.73 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 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 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 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



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



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




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





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



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



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


[Ton/GWh]



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




Neltume Valdivia Ciruelos 220 473 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



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



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



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$)




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




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




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.



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%.



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.

Date post:	20-Nov-2019
Category:	Documents
Upload:	others
View:	1 times
Download:	0 times

Cálculo de la Huella de Carbono Corporativa de Transelec · Cálculo de la Huella de Carbono...

Documents