APRUEBA PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA DE LARGO PLAZO, QUE DEFINE ESCENARIOS ENERGÉTICOS Y SUS RESPECTIVOS POLOS DE DESARROLLO
Núm. 203 exento.- Santiago, 31 de julio de 2025.
Vistos:
Lo dispuesto en el artículo 35 del decreto supremo N° 100, de 2005, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Constitución Política de la República de Chile; en el decreto ley N° 2.224, de 1978, del Ministerio de Minería, que crea el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía; en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado del decreto con fuerza de ley N° 1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos en materia de energía eléctrica, en adelante "Ley General de Servicios Eléctricos" o "LGSE"; en la Ley N° 19.880, que establece bases de los procedimientos administrativos que rigen los actos de los órganos de la Administración del Estado, en adelante "Ley N° 19.880"; en los artículos 7° bis, 7° ter y 7° quáter de la ley N° 19.300, que aprueba Ley sobre Bases Generales del Medio Ambiente, en adelante "Ley N° 19.300"; en la ley N° 21.305, sobre Eficiencia Energética; en la ley N° 21.455, Ley Marco de Cambio Climático; en el decreto supremo N° 134, de 2016, del Ministerio de Energía, que aprueba Reglamento de Planificación Energética de Largo Plazo y sus modificaciones posteriores, en adelante "Reglamento PELP" o "DS N° 134/2017"; en el decreto supremo N° 32, de 2015, del Ministerio del Medio Ambiente, que aprueba Reglamento para la Evaluación Ambiental Estratégica, en adelante "Reglamento EAE"; en el decreto supremo N° 37, de 2019, del Ministerio de Energía, que aprueba Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión, en adelante "DS N° 37/2019"; en el decreto exento N° 92, de 2018, del Ministerio de Energía, que aprueba Planificación Energética de Largo Plazo, período 2018-2022; en la resolución exenta N° 8, de 2022, del Ministerio de Energía, que aprueba Estrategia Nacional de Electromovilidad; en la resolución exenta N° 11, de 2022, del Ministerio de Energía, que aprueba Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde; en la resolución exenta N° 31, de 2020, del Ministerio de Energía, que declara abierto el proceso de inscripción en el Registro de Participación Ciudadana del Proceso de Planificación Energética de Largo Plazo señalado en la Ley General de Servicios Eléctricos, y establece sus plazos y condiciones, en adelante "resolución exenta N° 31/2020"; en la resolución exenta N° 8, de 2021, del Ministerio de Energía, que amplía plazo de inscripción en el Registro de Participación Ciudadana del Proceso de Planificación Energética de Largo Plazo señalado en la resolución exenta ministerial N° 31/2020, de 2020, del Ministerio de Energía; en la resolución exenta N° 14, de 2021, del Ministerio de Energía, que aprueba registro de participación ciudadana del proceso de planificación energética de largo plazo señalado en la Ley General de Servicios Eléctricos; en la resolución exenta subsecretarial N° 101, de 2021, de la Subsecretaría de Energía, que da inicio a la etapa de diseño del o los potenciales Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica ubicados en la provincia de Antofagasta, Región de Antofagasta, y a la etapa de diseño del o los Potenciales Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica ubicados en la provincia de Tocopilla, Región de Antofagasta, ambos identificados en el Informe Preliminar de la Planificación Energética de Largo Plazo período 2023-2027, que se someterán a Evaluación Ambiental Estratégica, en adelante "resolución exenta N° 101/2021"; en la resolución exenta subsecretarial N° 9, de 2024, de la Subsecretaría de Energía, que pone término al proceso de Evaluación Ambiental Estratégica aplicada al o los potenciales Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica ubicados en la provincia de Antofagasta, Región de Antofagasta, y al proceso de Evaluación Ambiental Estratégica aplicada al o los potenciales Polos de Desarrollo de Generación de Energía Eléctrica en la provincia de Tocopilla, Región de Antofagasta, ambos identificados en el Informe Preliminar de la Planificación Energética de Largo Plazo período 2023-2027, en adelante "resolución exenta N° 9/2024"; en el Oficio Ordinario N° 2330, de 2022, de la Subsecretaría de Servicios Sociales; en la resolución N° 36 , de 2024, de la Contraloría General de la República, que fija normas sobre exención del trámite de Toma de Razón; y
Considerando:
1. Que, el artículo 83° de la Ley General de Servicios Eléctricos establece que el Ministerio de Energía deberá desarrollar, cada cinco años, un proceso de planificación energética de largo plazo, en adelante "PELP", destinado a proyectar distintos escenarios energéticos de expansión de la generación y del consumo, en un horizonte de al menos treinta años. Agrega dicha disposición que este proceso deberá incluir escenarios de proyección de oferta y demanda energética y en particular eléctrica, considerando la identificación de polos de desarrollo de generación, generación distribuida, intercambios internacionales de energía, políticas medioambientales que tengan incidencia y objetivos de eficiencia energética, entre otros, elaborando sus posibles escenarios de desarrollo energético para el país.
2. Que, de conformidad al artículo 84° de la Ley General de Servicios Eléctricos, el Ministerio de Energía deberá iniciar el proceso PELP al menos veinticuatro meses antes del término de la planificación vigente. En cumplimiento de dicho mandato legal, esta Cartera de Estado desarrolló el primer proceso quinquenal de planificación energética de largo plazo correspondiente al período 2018-2022, cuya planificación fue aprobada por el decreto exento N° 92, de 2018, del Ministerio de Energía, publicado en el Diario Oficial el 10 de abril del mismo año.
3. Que, habiendo transcurrido el período de vigencia de la PELP anterior, y en cumplimiento del artículo 83° de la Ley General de Servicios Eléctricos, correspondía dar inicio a un segundo proceso de la PELP para el período 2023-2027, con el objeto de actualizar los escenarios energéticos y cumplir los objetivos establecidos en dicha disposición legal.
4. Que, mediante la resolución exenta N° 31/2020 se dio comienzo formal, y dentro del plazo legal, a la PELP correspondiente al período 2023-2027, declarando dicho acto administrativo abierto el Registro de Participación Ciudadana conforme con el artículo 84° de la Ley General de Servicios Eléctricos, aprobando el llamado a inscripción en dicho registro y estableciendo requisitos y plazos para concretizar dicha inscripción por parte de las personas naturales y jurídicas interesadas en participar. En particular, la resolución en comento estableció un plazo de 30 días, a contar de la fecha de inicio del proceso de planificación energética, para proceder a la inscripción. Sin perjuicio de lo anterior, esta Cartera de Estado, a través de la resolución exenta N° 8, de 2021, amplió en 15 días el plazo de inscripción en el Registro de Participación Ciudadana, cumpliéndose dicho plazo el 3 de marzo de 2021.
5. Que, este Ministerio mediante la resolución exenta N° 14, de 2021, aprobó el Registro de Participación Ciudadana del proceso de la PELP, individualizando a las personas naturales y jurídicas que lo integran. Asimismo, la referida resolución convocó a las personas inscritas a una audiencia pública, realizada el 30 de marzo de 2021, instancia en la que se expuso el plan de trabajo para el proceso de elaboración de la PELP.
6. Que, con posterioridad a la realización de la audiencia referida en el considerando precedente, el Ministerio de Energía remitió el documento del Plan de Trabajo de la PELP para el período 2023-2027 a todos los inscritos en el Registro de Participación Ciudadana, otorgándoles plazo hasta el día 28 de abril de 2021 para formular las observaciones y aportar los antecedentes que estimaren pertinentes, con la finalidad de enriquecer el plan de trabajo con una participación ciudadana temprana.
7. Que, concluida la etapa de formulación de observaciones indicada en el considerando anterior, este Ministerio publicó en su sitio web el Plan de Trabajo de la PELP para el período 2023-2027, el cual incorporó las observaciones recibidas y sirvió de base para el desarrollo de las siguientes fases del proceso de la PELP.
8. Que, conforme a lo dispuesto en los artículos 8°, 13 y 15 del Reglamento PELP, este Ministerio elaboró y publicó el Informe Preliminar del proceso de PELP correspondiente al período 2023-2027, con fecha 30 de agosto de 2021. En dicho Informe Preliminar se definieron tres nuevos escenarios energéticos de largo plazo y, por primera vez, se incluyó la identificación de potenciales Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica, en adelante "PDGE", en las provincias de Antofagasta y Tocopilla, de la Región de Antofagasta, incorporando las proyecciones de demanda y oferta energética correspondientes para cada escenario en un horizonte de 30 años. El citado informe preliminar fue remitido a los inscritos en el Registro de Participación Ciudadana y publicado en las páginas web del Ministerio, informándose que dichos participantes podrían formular observaciones hasta el 5 de octubre de 2021.
9. Que, de conformidad al inciso 2° del artículo 85° de la Ley General de Servicios Eléctricos, los PDGE corresponden a zonas territorialmente identificables en el país, ubicadas en las regiones en las que se emplaza el Sistema Eléctrico Nacional, donde existen recursos para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público por ser eficiente económicamente para el suministro eléctrico, debiendo cumplir con la legislación ambiental y el ordenamiento territorial vigente.
10. Que, la identificación de los PDGE por parte de esta Cartera de Estado consideró los criterios establecidos en el artículo 17 del Reglamento PELP, a saber: la disponibilidad de recursos para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables, la tecnología de centrales de generación existentes o proyectos de generación futuros en dicha zona, la ubicación de los mismos respecto a instalaciones de transmisión eléctrica existentes o futuras y el estado de desarrollo de proyectos de transmisión o generación relevantes para dicha zona.
11. Que, conforme a lo dispuesto en el inciso 3° del artículo 85° de la Ley General de Servicios Eléctricos, y en el artículo 16 del Reglamento PELP, al haberse identificado potenciales PDGE, se dio inicio al Procedimiento de Evaluación Ambiental Estratégica en las provincias de Antofagasta y Tocopilla por medio de la RE N° 101/2021, de acuerdo con lo establecido en la ley N° 19.300 y en el Reglamento EAE.
12. Que, concluidas las etapas del procedimiento reglado por la ley N° 19.300 y el Reglamento EAE, la Subsecretaría de Energía dictó la RE N° 9/2024, acto administrativo que puso término al Procedimiento de Evaluación Ambiental Estratégica de los PDGE para las provincias de Antofagasta y Tocopilla, Región de Antofagasta.
13. Que, de acuerdo con lo establecido en el artículo 17 del Reglamento PELP, y considerando los resultados de la Evaluación Ambiental Estratégica y las observaciones ciudadanas al Informe Preliminar, este Ministerio elaboró el Informe Final del proceso PELP 2023-2027. Dicho informe fue publicado con fecha 11 de diciembre de 2024 en el sitio web de este Ministerio, comunicándose también a las personas naturales y jurídicas inscritas en el Registro de Participación Ciudadana, con fecha 16 de diciembre de 2024, quienes pudieron realizar observaciones al contenido del mismo hasta el 9 de marzo de 2025.
14. Que, conforme al artículo 18 del Reglamento PELP, con fecha 12 de diciembre de 2024, se realizó la Audiencia Pública de presentación del Informe Final ya mencionado, instancia en la que se expusieron sus principales resultados, en concordancia con los mecanismos de transparencia y participación ciudadana del proceso. En esta audiencia se informó que los inscritos en el Registro de Participación Ciudadana podrían formular observaciones finales, conforme a lo prevenido en el artículo 19 del Reglamento PELP.
15. Que, en cumplimiento a lo establecido en el artículo 20 del Reglamento PELP, y finalizado el Proceso de Evaluación Ambiental Estratégica, este Ministerio, con fecha 23 de abril de 2025, publicó el Informe Definitivo del proceso PELP 2023-2027.
16. Que, el Informe Definitivo del proceso PELP 2023-2027 constituye el resultado del proceso de planificación energética de largo plazo, incluyendo proyecciones energéticas, la definición de los escenarios energéticos aprobados (recuperación lenta, carbono neutralidad y transición acelerada), y la determinación de los PDGE, en tanto zonas de interés público para la generación de energía eléctrica renovable y eficiente, de conformidad con los criterios técnicos, ambientales y territoriales establecidos en la normativa vigente, que constituyen una señal orientadora para proyectos de generación, sin efectos vinculantes sobre el uso del suelo.
17. Que, en virtud de lo anterior, y habiéndose cumplido las etapas y procedimientos establecidos en la Ley General de Servicios Eléctricos, en el Reglamento, en la Ley N° 19.300 y el Reglamento EAE, este Ministerio, a través del presente acto administrativo,
Decreto:
1°.- Apruébase la Planificación Energética de Largo Plazo para el periodo 2023 - 2027, de conformidad a lo establecido en el artículo 86° de la Ley General de Servicios Eléctricos y el artículo 21 del Reglamento PELP.
2°.- Defínanse los Escenarios Energéticos que se señalan a continuación, en función de los factores de la Tabla 1 siguiente:
Tabla 1: Resumen de factores por escenario energético PELP 2023 - 2027.
a) Escenario Recuperación Lenta
a.i) Narrativa del escenario
El impacto económico y social debido a la pandemia del Covid-19, en todos los niveles, se traduce en una ralentización de la economía y, en particular, de la transición energética. En Chile, ante una menor disponibilidad de recursos, el foco es la reactivación económica y en materia energética se priorizan acciones que apuntan a mejorar la calidad del servicio.
Para este escenario, las medidas se centran en avanzar en los compromisos de Chile y el sector energético para avanzar en electromovilidad y eficiencia energética, pero una transformación tecnológica baja, derivada de una disminución de costos lenta de las soluciones renovables, se traduce en una incerteza para el cumplimiento de los compromisos climáticos.
a.ii) Factores de modelamiento
Dentro de los factores de modelamiento detrás de este escenario se encuentran, entre otros, detallados en el Informe Definitivo, los siguientes:
. Demanda energética: se considera un crecimiento económico bajo para efectos de la estimación de demanda base en todos los sectores productivos o residenciales. En cuanto a consumos eléctricos emergentes, para la electromovilidad, se consideran las medidas de la Estrategia Nacional de Electromovilidad. Por su parte, para la climatización se consideran medidas de gestión de esta. Mientras que para el hidrógeno verde se considera un nivel de producción acorde con la tendencia natural de la industria, previo al desarrollo de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, con una baja producción conectada a la red (on-grid) y baja exportación. Finalmente, se considera también la ley N° 21.305, sobre Eficiencia Energética, para efectos del modelamiento en sectores comercial, público y residencial, así como en usos de transporte, industria y minería.
. Costo de inversión en tecnologías de generación renovables: se considera una disminución lenta de los costos de tecnologías de generación renovables y un desarrollo de la generación distribuida basado en proyecciones base.
. Costo de inversión en tecnologías de almacenamiento: se considera una disminución media de los costos de tecnologías de almacenamiento.
. Compromisos climáticos y externalidades ambientales: se considera que el cumplimiento de la NDC de 2020 y la Carbono neutralidad al 2050 son inciertos. Se considera una trayectoria baja de impuesto a las emisiones de dióxido de carbono equivalente (CO2e).
. Contaminación local y calefacción: se considera un uso alto de leña en zonas urbanas, así como trayectorias base en aislación térmica, recambio de calefactores y calefacción distrital.
. Precios de combustibles: se considera una trayectoria baja de precios a los combustibles.
. Centrales térmicas: en cuanto a las centrales basadas en carbón, se considera una trayectoria basada en el retiro esperado, según lo anunciado por las propias empresas. En cuanto al resto de tipo de centrales térmicas, se considera una trayectoria de costo alto para la tecnología de gas con captura y almacenamiento de carbono.
. Importación/Exportación de energía: no se modelan exportaciones energéticas.
a.iii) Resultados de demanda y oferta energética
La trayectoria de demanda energética, a nivel nacional, se presenta en la Tabla 2 para los diferentes energéticos considerados.
Tabla 2: Trayectoria de demanda energética, según uso final, a nivel nacional (en Tcal) - Escenario Recuperación Lenta.
Cabe mencionar que, en la Tabla 2, "Otras renovables" considera biogás, etanol y solar. A su vez, "Otros combustibles fósiles" considera coque mineral, metanol, carbón, gas corriente (en los términos referidos en el Informe Balance Nacional de Energía 2020), gas de coque y gas de alto horno.
A su vez, la trayectoria de demanda eléctrica, a nivel regional, se presenta en la Tabla 3 para la demanda base, así como consumos eléctricos emergentes, a lo largo de una selección de años simulados.
Tabla 3: Trayectoria de demanda eléctrica anual, a nivel regional (en GWh) - Escenario Recuperación Lenta.
La trayectoria de oferta eléctrica, obtenida para la demanda eléctrica de la Tabla 3, se resume en la Tabla 4 para la infraestructura de generación y de almacenamiento, a nivel regional, a lo largo de una selección de años simulados.
Tabla 4: Trayectoria de capacidad de expansión de generación y almacenamiento (en MW) - Escenario Recuperación Lenta.
b) Escenario Carbono Neutralidad
b.i) Narrativa del escenario
Chile, a través de la ley N° 21.455, Ley Marco de Cambio Climático, ha fijado el compromiso de transitar hacia un desarrollo bajo en emisiones de gases de efecto invernadero ("GEI") y otros forzantes climáticos, hasta alcanzar y mantener la neutralidad de emisiones de gases de efecto invernadero al año 2050, adaptarse al cambio climático, reduciendo la vulnerabilidad y aumentando la resiliencia a los efectos adversos del cambio climático. Así, este escenario energético pone en su centro el cumplimiento de esta meta de la mano de mejores condiciones económicas a nivel mundial y local, así como de una rápida caída de los costos de las tecnologías limpias.
Además, se ha avanzado en la regulación de biocombustibles sólidos para cumplir con especificaciones técnicas mínimas de calidad, como lo dispuesto a través de la Ley N° 21.499, que regula los Biocombustibles Sólidos, así como en nuevas tecnologías (recambio de calefactores o calefacción distrital) y el avance de las medidas de eficiencia energética.
Otro aspecto relevante de este escenario es la adopción de nuevas tecnologías que permiten alcanzar mayores niveles de electromovilidad, medidas de eficiencia en los sectores productivos y el desarrollo de la industria del hidrógeno verde.
b.ii) Supuestos de modelamiento
Dentro de los supuestos de modelamiento detrás de este escenario se encuentran, entre otros, los siguientes:
. Demanda energética: se considera un crecimiento económico medio para efectos de la estimación de demanda base en todos los sectores productivos o residenciales. En cuanto a consumos eléctricos emergentes, para la electromovilidad, se consideran los niveles asociados a la Carbono Neutralidad (según lo dispuesto en la NDC de 2020) junto a una gestión horaria. Por su parte, para la climatización también se consideran medidas de gestión de esta. Mientras que para el hidrógeno verde se consideran niveles de producción acordes con Carbono Neutralidad (NDC de 2020), junto con una producción conectada a la red (on-grid) media y exportación media. Finalmente, se considera también un estándar de eficiencia energética superior al de la Ley sobre Eficiencia Energética para efectos del modelamiento en sectores comercial, público y residencial, así como en usos de transporte, industria y minería.
. Costo de inversión en tecnologías de generación renovables: se considera una disminución media de los costos de tecnologías de generación renovables y un desarrollo alto de la generación distribuida.
. Costo de inversión en tecnologías de almacenamiento: se considera una disminución alta de los costos de tecnologías de almacenamiento.
. Compromisos climáticos y externalidades ambientales: se considera el cumplimiento de las metas de la NDC de 2020 y la Carbono neutralidad al 2050. Se considera una trayectoria media de impuesto a las emisiones de dióxido de carbono equivalente (CO2e).
. Contaminación local y calefacción: se considera un uso alto de leña en zonas urbanas, con una disminución en el largo plazo, así como trayectorias medias en aislación térmica, recambio de calefactores y calefacción distrital.
. Precios de combustibles: se considera una trayectoria media de precios a los combustibles.
. Centrales térmicas: en cuanto a las centrales basadas en carbón, se considera una trayectoria basada un retiro acelerado. En cuanto al resto de tipo de centrales térmicas, se considera una trayectoria de costo medio para la tecnología de gas con captura y almacenamiento de carbono.
. Importación/Exportación de energía: se considera la exportación de hidrógeno verde.
b.iii) Resultados de demanda y oferta energética
La trayectoria de demanda energética, a nivel nacional, se presenta en la Tabla 5 para los diferentes energéticos considerados.
Tabla 5: Trayectoria de demanda energética, según uso final, a nivel nacional (en Tcal) - Escenario Carbono Neutralidad.
Cabe mencionar que, en la Tabla 5, el concepto de "Otras renovables" considera biogás, etanol y solar. A su vez, "Otros combustibles fósiles" considera coque mineral, metanol, carbón, gas corriente (en los términos referidos en el Informe Balance Nacional de Energía 2020), gas de coque y gas de alto horno.
A su vez, la trayectoria de demanda eléctrica, a nivel regional, se presenta en la Tabla 6 para la demanda base, así como consumos eléctricos emergentes, a lo largo de una selección de años simulados.
Tabla 6: Trayectoria de demanda eléctrica anual, a nivel regional (en GWh) - Escenario Carbono Neutralidad.
La trayectoria de oferta eléctrica, obtenida para la demanda eléctrica de la Tabla 6, se resume en la Tabla 7 para la infraestructura de generación y de almacenamiento, a nivel regional, a lo largo de una selección de años simulados.
Tabla 7: Trayectoria de capacidad de expansión de generación y almacenamiento (en MW) - Carbono Neutralidad.
c) Escenario Transición Acelerada
c.i) Narrativa del escenario
La rápida recuperación económica y social tras la pandemia del COVID-19, así como un amplio desarrollo de alternativas tecnológicas limpias, permiten que se acelere la transición energética. Con un sistema eléctrico 100% libre de emisiones al 2050, basado en energías renovables y sistemas de almacenamiento, se habilita una electrificación de consumos de forma acelerada.
Chile profundiza la integración de la electromovilidad, la descarbonización de los sectores productivos y un amplio despegue del hidrógeno verde y combustibles sintéticos, tanto para consumo doméstico como para exportación.
A nivel residencial, el recambio de calefactores, energía distrital y aislación térmica de viviendas, permiten el tránsito hacia nuevas alternativas libres de emisiones de contaminantes globales y locales.
Todo lo anterior permite, en este escenario energético, adelantar la meta de carbono neutralidad al 2050, cumpliéndose antes del compromiso legal.
c.ii) Supuestos de modelamiento
Dentro de los supuestos de modelamiento detrás de este escenario se encuentran, entre otros, los siguientes:
. Demanda energética: se considera un crecimiento económico alto para efectos de la estimación de demanda base en todos los sectores productivos o residenciales. En cuanto a consumos eléctricos emergentes, para la electromovilidad, se considera un nivel superior a lo establecido en la Carbono Neutralidad (según lo dispuesto en la NDC de 2020) junto a una gestión horaria inteligente. Por su parte, para la climatización también se consideran medidas de gestión de ésta. Mientras que para el hidrógeno verde se consideran niveles de producción acorde con la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, junto con una producción conectada a la red (on-grid) alta y exportación alta. Finalmente, se considera también un estándar de eficiencia energética superior al de la Ley de Eficiencia Energética para efectos del modelamiento en sectores comercial, público y residencial, así como en usos de transporte, industria y minería, con un foco en edificación sustentable.
. Costo de inversión en tecnologías de generación renovables: se considera una disminución alta de los costos de tecnologías de generación renovables y un desarrollo acelerado de la generación distribuida.
. Costo de inversión en tecnologías de almacenamiento: se considera una disminución muy alta de los costos de tecnologías de almacenamiento.
. Compromisos climáticos y externalidades ambientales: se considera el cumplimiento de las metas de la NDC de 2020 y un adelanto de la carbono neutralidad respecto al 2050. Se considera una trayectoria alta de impuesto a las emisiones de dióxido de carbono equivalente (CO2eq).
. Contaminación local y calefacción: se considera una disminución sustancial en el uso de leña, de forma que el remanente es leña seca, así como una trayectoria alta en aislación térmica y calefacción distrital, mientras que una trayectoria media en recambio de calefactores.
. Precios de combustibles: se considera una trayectoria alta de precios a los combustibles.
. Centrales térmicas: en cuanto a las centrales basadas en carbón, se considera una trayectoria basada un retiro más acelerado. En cuanto al resto de tipo de centrales térmicas, se considera una trayectoria de costo medio para la tecnología de gas con captura y almacenamiento de carbono.
. Importación/Exportación de energía: se considera la exportación de hidrógeno verde y de combustibles sintéticos.
c.iii) Resultados de demanda y oferta energética
La trayectoria de demanda energética, a nivel nacional, se presenta en la Tabla 8 para los diferentes energéticos considerados.
Tabla 8: Trayectoria de demanda energética, según uso final, a nivel nacional (en Tcal) - Escenario Transición Acelerada.
Cabe mencionar que, en la Tabla 8, el concepto de "Otras renovables" considera biogás, etanol y solar. A su vez, "Otros combustibles fósiles" considera coque mineral, metanol, carbón, gas corriente (en los términos referidos en el Informe Balance Nacional de Energía 2020), gas de coque y gas de alto horno.
A su vez, la trayectoria de demanda eléctrica, a nivel regional, se presenta en la Tabla 9 para la demanda base, así como consumos eléctricos emergentes, a lo largo de una selección de años simulados.
Tabla 9: Trayectoria de demanda eléctrica anual, a nivel regional (en GWh) - Escenario Transición Acelerada.
La trayectoria de oferta eléctrica, obtenida para la demanda eléctrica de la Tabla 9, se resume en la Tabla 10 para la infraestructura de generación y de almacenamiento, a nivel regional, a lo largo de una selección de años simulados.
Tabla 10: Trayectoria de capacidad de expansión de generación y almacenamiento (en MW) - Escenario Transición Acelerada.
3°.- Defínanse como Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica ("PDGE") las zonas identificadas en las provincias de Antofagasta y Tocopilla, Región de Antofagasta, las cuales han sido determinadas conforme al proceso establecido en el Reglamento PELP, y en atención a su potencial energético, viabilidad técnica y Evaluación Ambiental Estratégica, según se detalla a continuación:
a) Provincia de Antofagasta
En la provincia de Antofagasta se definen 3 polígonos o zonas, en las comunas de Sierra Gorda y Taltal.
a.i) Polígono 1
El polígono 1 de la provincia de Antofagasta, se emplaza en la comuna de Sierra Gorda con una superficie total de 18.965 hectáreas, dentro del cual se identifica un potencial de generación renovable disponible de 2.046 MW de Concentración Solar de Potencia ("CSP") equivalentes a 14.320 hectáreas o 4.171 MW solar fotovoltaico ("FV") equivalentes a 16.684 hectáreas.
Al considerar la expansión de la generación del Sistema Eléctrico Nacional reportada en el presente decreto, en todos los escenarios considerados se desarrolla al menos un 74% de la capacidad solar fotovoltaica de este PDGE. En dichos escenarios, el primer año en que se alcanza el 25% de la capacidad del PDGE, en el escenario central (Carbono Neutralidad) corresponde al año 2045.
Se recomienda que la planificación de la transmisión contemple sistemas de transmisión para polos de desarrollo en este polígono, con fecha de puesta en servicio a partir del año 2045, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 70 del DS N° 37/2019. Asimismo, en virtud de las recomendaciones contenidas en la Evaluación Ambiental Estratégica aplicada a los PDGE, entre las alternativas de conexión al Sistema Eléctrico Nacional se recomienda referencialmente la conexión con la Subestación Laberinto y se sugiere impulsar proyectos de almacenamiento energético, con el objeto de contribuir a mitigar la variabilidad en la disponibilidad de recursos renovables y aumentar la seguridad del suministro eléctrico del Sistema Eléctrico Nacional.
El polígono podrá destinarse a otras tecnologías de generación renovable cuyos atributos tecno-económicos sean asimilables a la tecnología indicada en el presente acto administrativo.
En todo caso, los polos de desarrollo deberán ajustarse a los requisitos establecidos en el artículo 100 del DS N° 37/2019.
Tabla 11: Coordenadas de vértices del polígono 1 Provincia Antofagasta.
a.ii) Polígono 2
El polígono 2 de la provincia de Antofagasta, se emplaza en la comuna de Taltal con una superficie total de 52.190 hectáreas, dentro del cual se identifica un potencial de generación renovable disponible de 2.289 MW eólico equivalentes a 45.786 hectáreas u 8.395 MW FV equivalentes a 33.578 hectáreas.
Al considerar la expansión de la generación del Sistema Eléctrico Nacional reportada en este Decreto de Planificación Energética, en todos los escenarios considerados se desarrolla al menos un 98% de la capacidad eólica de este PDGE. En todos los escenarios, el primer año en que se alcanza el 25% de la capacidad del PDGE, corresponde al año 2026.
Se recomienda que la planificación de la transmisión contemple sistemas de transmisión para polos de desarrollo en este polígono con fecha de entrada en operación a partir del año 2034, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 70 del DS N° 37/2019. Asimismo, en virtud de las recomendaciones contenidas en la Evaluación Ambiental Estratégica aplicada a los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica, entre las alternativas de conexión al Sistema Eléctrico Nacional se recomienda referencialmente la conexión con una nueva subestación emplazada al sur de la Subestación Llullaillaco y se sugiere impulsar proyectos de almacenamiento energético, con el objeto de contribuir a mitigar la variabilidad en la disponibilidad de recursos renovables y aumentar la seguridad del suministro eléctrico del Sistema Eléctrico Nacional.
El polígono podrá destinarse a otras tecnologías de generación renovable cuyos atributos tecno económicos sean asimilables a la tecnología indicada en el presente acto administrativo.
En todo caso, los polos de desarrollo deberán ajustarse a los requisitos establecidos en el artículo 100 del DS N° 37/2019.
Tabla 12: Coordenadas de vértices del polígono 2 Provincia Antofagasta.
a.iii) Polígono 3
El polígono 3 de la provincia de Antofagasta, se emplaza en la comuna de Taltal con una superficie total de 25.527 hectáreas, dentro del cual se identifica un potencial de generación renovable disponible de 2.281 MW de CSP equivalentes a 15.965 hectáreas o 4.105 MW FV equivalentes a 16.421 hectáreas.
Al considerar la expansión de la generación del Sistema Eléctrico Nacional reportada en este Decreto de Planificación Energética, en dos de los tres escenarios considerados se desarrolla al menos un 98% de la capacidad solar fotovoltaica de este PDGE. En ambos escenarios, el primer año en que se alcanza el 25% de la capacidad del PDGE corresponde al año 2026.
Se recomienda que la planificación de la transmisión contemple sistemas de transmisión para polos de desarrollo en este polígono con fecha de entrada en operación a partir del año 2034, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 70 del DS N° 37/2019. Asimismo, en virtud de las recomendaciones contenidas en la Evaluación Ambiental Estratégica aplicada a los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica, entre las alternativas de conexión al Sistema Eléctrico Nacional se recomienda referencialmente la conexión con una nueva subestación emplazada al norte de la Subestación Cumbres y se sugiere impulsar proyectos de almacenamiento energético, con el objeto de contribuir a mitigar la variabilidad en la disponibilidad de recursos renovables y aumentar la seguridad del suministro eléctrico del Sistema Eléctrico Nacional.
El polígono podrá destinarse a otras tecnologías de generación renovable cuyos atributos tecno económicos sean asimilables a la tecnología indicada en el presente acto administrativo.
En todo caso, los polos de desarrollo deberán ajustarse a los requisitos establecidos en el artículo 100 del DS N° 37/2019.
Tabla 13: Coordenadas de vértices del polígono 3 Provincia Antofagasta.
b) Provincia de Tocopilla
En la provincia de Tocopilla se definen 2 polígonos o zonas, en las comunas de Tocopilla y María Elena.
b.i) Polígono 1
El polígono 1 de la provincia de Tocopilla, se emplaza en la comuna de Tocopilla con una superficie total de 5.576 hectáreas, dentro del cual se identifica un potencial de generación renovable disponible de 815 MW FV equivalentes a 3.261 hectáreas.
Al considerar la expansión de la generación del Sistema Eléctrico Nacional reportada en este Decreto de Planificación Energética, en dos de los tres escenarios considerados se desarrolla al menos un 98% de la capacidad solar fotovoltaica de este PDGE. En ambos escenarios, el primer año en que se alcanza el 25% de la capacidad del PDGE corresponde al año 2034.
Se recomienda que la planificación de la transmisión contemple sistemas de transmisión para polos de desarrollo en este polígono con fecha de entrada en operación a partir del año 2034, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 70 del DS N° 37/2019. Asimismo, en virtud de las recomendaciones contenidas en la Evaluación Ambiental Estratégica aplicada a los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica, entre las alternativas de conexión al Sistema Eléctrico Nacional se recomienda referencialmente la conexión con la Subestación Kimal, priorizando el uso de la faja de la transmisión existente; y se sugiere impulsar proyectos de almacenamiento energético, con el objeto de contribuir a mitigar la variabilidad en la disponibilidad de recursos renovables y aumentar la seguridad del suministro eléctrico del Sistema Eléctrico Nacional.
El polígono podrá destinarse a otras tecnologías de generación renovable cuyos atributos tecno económicos sean asimilables a la tecnología indicada en el presente acto administrativo.
En todo caso, los polos de desarrollo deberán ajustarse a los requisitos establecidos en el artículo 100 del DS N° 37/2019.
Tabla 14: Coordenadas de vértices del polígono 1 Provincia Tocopilla.
b.ii) Polígono 2
El polígono 2 de la provincia de Tocopilla, se emplaza en la comuna de María Elena con una superficie total de 10.182 hectáreas, dentro del cual se identifica un potencial de generación renovable disponible de 1.412 MW de CSP equivalentes a 9.883 hectáreas o 2.459 MW FV equivalentes a 9.835 hectáreas.
Al considerar la expansión de la generación del Sistema Eléctrico Nacional reportada en este Decreto de Planificación Energética, en todos los escenarios considerados se desarrolla al menos un 98% de la capacidad solar fotovoltaica de este PDGE. En dichos escenarios, el primer año en que se alcanza el 25% de la capacidad del PDGE, en el escenario central (Carbono Neutralidad), corresponde al año 2034.
Se recomienda que la planificación de la transmisión contemple sistemas de transmisión para polos de desarrollo en este polígono con fecha de entrada en operación a partir del año 2034, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 70 del DS N° 37/2019. Asimismo, en virtud de las recomendaciones contenidas en la Evaluación Ambiental Estratégica aplicada a los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica, entre las alternativas de conexión al Sistema Eléctrico Nacional se recomienda referencialmente la conexión con la Subestación Kimal, priorizando el uso de la faja de la transmisión existente; y se sugiere impulsar proyectos de almacenamiento energético, con el objeto de contribuir a mitigar la variabilidad en la disponibilidad de recursos renovables y aumentar la seguridad del suministro eléctrico del Sistema Eléctrico Nacional.
El polígono podrá destinarse a otras tecnologías de generación renovable cuyos atributos tecno económicos sean asimilables a la tecnología indicada en el presente acto administrativo.
En todo caso, los polos de desarrollo deberán ajustarse a los requisitos establecidos en el artículo 100 del DS N° 37/2019.
Tabla 15: Coordenadas de vértices del polígono 2 Provincia Tocopilla.
4° Téngase presente que los antecedentes técnicos que sustentan los Escenarios Energéticos y los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica definidos en el presente acto administrativo se encuentran disponibles en la página web institucional del Ministerio de Energía, , formando parte integral del proceso de Planificación Energética de Largo Plazo 2023-2027. www.energia.gob.cl
Anótese, publíquese y archívese.- Por orden del Presidente de la República, Diego Pardow Lorenzo, Ministro de Energía.
Lo que transcribo a Ud., para su conocimiento.- Saluda Atte. a Ud., María Fernanda Riveros Inostroza, Jefa División Jurídica, Subsecretaría de Energía.