Informe Tecnico Definitivo Precios de Nudo SIC_Octubre 2007

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FIJACION DE PRECIOS DE NUDO OCTUBRE DE 2007

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC)

INFORME TECNICO DEFINITIVO

OCTUBRE DE 2007

SANTIAGO – CHILE

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ÍNDICE

1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………………………………………………………. 4 2 ANTECEDENTES GENERALES………………………………………………………………………………………………………………. 4 2.1 Previsión de Demanda …………………………………………………………………………………………………………………………. 4 2.2 Precios de Dólar Observado …………………………………………………………………………………………………………………. 5 2.3 Precios de Combustibles………………………………………………………………………………………………………………………. 6

2.3.1 Referencia de Precios del Diesel ……………………………………………………………………………………………………… 7 2.3.2 Previsión de Precios de Gas Natural Licuado (GNL)…………………………………………………………………………… 8

2.4 Restricciones de Gas Natural desde Argentina………………………………………………………………………………………… 8 2.5 Evolución Precios Libres ………………………………………………………………………………………………………………………. 9 3 PROYECTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS……………………………… 10 4 MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ÓPTIMA DEL SIC ………………………………………………………….. 10 5 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Octubre 2007………………………………………………………………………….. 12 5.1 Previsión de Demanda ……………………………………………………………………………………………………………………….. 12

5.1.1 Previsión de Ventas Anuales y por Barra SIC ………………………………………………………………………………….. 12 5.1.2 Modelacion Temporal de la Demanda …………………………………………………………………………………………….. 13

5.2 Programa de Obras del SIC ………………………………………………………………………………………………………………… 14 5.2.1 Obras recomendadas de Transmisión Troncal …………………………………………………………………………………. 15

5.3 Nivel de Precios…………………………………………………………………………………………………………………………………. 16 5.4 Costos de Combustibles de Centrales Térmicas ……………………………………………………………………………………. 16 5.5 Estadística Hidrológica……………………………………………………………………………………………………………………….. 21 5.6 Stocks de los Embalses ……………………………………………………………………………………………………………………… 22 5.7 Sistema de Transmisión ……………………………………………………………………………………………………………………… 22 5.8 Costo de Racionamiento …………………………………………………………………………………………………………………….. 23 5.9 Tasa de Actualización ………………………………………………………………………………………………………………………… 23 5.10 Horizonte de Estudio ………………………………………………………………………………………………………………………….. 23 5.11 Modelación del SIC en el OSE2000……………………………………………………………………………………………………… 23

5.11.1 Centrales Hidroeléctricas……………………………………………………………………………………………………………. 24 5.11.2 Centrales Termoeléctricas ………………………………………………………………………………………………………….. 24 5.11.3 Sistema de Transmisión …………………………………………………………………………………………………………….. 24 5.11.4 Dimensiones del Sistema modelado en OSE2000…………………………………………………………………………. 25 5.11.5 Otras consideraciones en la modelación del SIC …………………………………………………………………………… 25

6 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO ………………………………………………………………………………………………………. 27 6.1 Precio Básico de la Energía ………………………………………………………………………………………………………………… 27 6.2 Precios Básicos de la Potencia de Punta………………………………………………………………………………………………. 28 6.3 Precios de Energía y Potencia Resto del SIC ………………………………………………………………………………………… 28

6.3.1 Precios de Energía en el Resto del SIC…………………………………………………………………………………………… 28 6.3.2 Precios de Potencia en el Resto del SIC …………………………………………………………………………………………. 28

7 FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO………………………………………………………………………. 30 7.1 Indexación del Precio de la Potencia de Punta………………………………………………………………………………………. 30 7.2 Indexación del Precio de la Energía……………………………………………………………………………………………………… 31 8 CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA …………………………………………………………………………………………………….. 32 8.1 Indexación Cargos por Energía Reactiva………………………………………………………………………………………………. 32 8.2 Condiciones de Aplicación ………………………………………………………………………………………………………………….. 32 9 HORAS DE PUNTA DEL SISTEMA………………………………………………………………………………………………………… 33 10 DETERMINACIÓN DE LA BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y COMPARACIÓN DEL PRECIO MEDIO TEÓRICO CON PRECIOS DE MERCADO. ……………………………………………………………………………………………………… 34 10.1 DETERMINACIÓN PRECIO MEDIO BÁSICO ……………………………………………………………………………………….. 34 10.2 DETERMINACIÓN DE BANDA DE PRECIOS DE MERCADO ………………………………………………………………… 34 10.3 COMPARACIÓN DEL PRECIO MEDIO TEÓRICO CON PRECIO MEDIO DE MERCADO………………………….. 35 10.4 DETERMINACIÓN DE VALOR MÁXIMO DE LAS OFERTAS DE LICITACIÓN PARA ABASTECER CONSUMOS REGULADOS……………………………………………………………………………………………………………………………. 37 10.5 ABONO O CARGO POR DIFERENCIA DE PRECIO DE NUDO CON COSTOS MARGINALES, DE LOS SUMINISTROS SOMETIDOS A REGULACIÓN DE PRECIOS NO CUBIERTOS POR CONTRATOS……………………… 37 11 ANEXO Nº 1: Precios de Combustibles, restricciones de Gas Natural Argentino y Disponibilidad de GNL. ………. 38 12 ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA ………………………………………………………………… 48 12.1 Calculo del Precio de Energía en Nudo Básico Quillota 220 kV ……………………………………………………………….. 48 12.2 CÁLCULO DE LOS PRECIOS BÁSICOS DE LA POTENCIA …………………………………………………………………. 49

12.2.1 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC CENTRO-NORTE ……………………………………………………………………………………………………………………………………. 50

12.2.2 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC SUR…………. 50 13 ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE OCTUBRE DE 2007…………………………… 51 13.1 Simplificaciones Adoptadas ………………………………………………………………………………………………………………… 51 13.2 Calidad de Suministro y Reglamento Eléctrico ………………………………………………………………………………………. 51

13.2.1 Indisponibilidad de Generación……………………………………………………………………………………………………. 51 13.2.2 Indisponibilidad de Transmisión…………………………………………………………………………………………………… 52

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13.3 Factores de Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión …………………………………………………………….. 53 13.3.1 Regulación de Frecuencia ………………………………………………………………………………………………………….. 53 13.3.2 Regulación de Tensión ………………………………………………………………………………………………………………. 54

14 ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA……………………………………………………………………… 56 14.1 Introducción ………………………………………………………………………………………………………………………………………. 56 14.2 Variación en el Costo de Falla de Sectores Residencial y de Servicios …………………………………………………….. 56

14.2.1 Fórmula de Indexación ………………………………………………………………………………………………………………. 56 14.2.2 Comunas Consideradas …………………………………………………………………………………………………………….. 56

14.3 Variación en el Costo de Falla del Sector Productivo ……………………………………………………………………………… 57 14.3.1 Componentes del Costo de Falla Productivo…………………………………………………………………………………. 57 14.3.2 Componentes del Costo de Falla Productivo…………………………………………………………………………………. 57

14.4 Cálculo del Valor de Costo de Falla Medio Sic ………………………………………………………………………………………. 59 14.4.1 Indexadores ……………………………………………………………………………………………………………………………… 59 14.4.2 Indexación………………………………………………………………………………………………………………………………… 60

14.5 Tramos de Costo de Falla Medio …………………………………………………………………………………………………………. 61 15 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC………………………………………………………………………………………………………………………….. 62 15.1 Introducción ………………………………………………………………………………………………………………………………………. 62 15.2 Proyectos de Generación ……………………………………………………………………………………………………………………. 62

15.2.1 Alternativas de expansión del parque generador …………………………………………………………………………… 62 15.3 Obras de Transmisión ………………………………………………………………………………………………………………………… 66 15.4 Otras Consideraciones y Alternativas de Desarrollo ……………………………………………………………………………….. 66

15.4.1 Modelamiento centrales genéricas ciclo combinado gas natural ……………………………………………………… 66 15.4.2 Otras alternativas de desarrollo …………………………………………………………………………………………………… 67

15.5 Bases del Estudio………………………………………………………………………………………………………………………………. 67 15.5.1 Criterios Generales ……………………………………………………………………………………………………………………. 67 15.5.2 Proyección del consumo…………………………………………………………………………………………………………….. 68 15.5.3 Alternativas de generación y de transporte …………………………………………………………………………………… 71 15.5.4 Precio de los combustibles …………………………………………………………………………………………………………. 72 15.5.5 Líneas de interconexión SIC-SADI ………………………………………………………………………………………………. 72 15.5.6 Otros antecedentes……………………………………………………………………………………………………………………. 72

15.6 Metodología………………………………………………………………………………………………………………………………………. 72 15.7 Resultado del Programa de Obras de Generación y Transmisión …………………………………………………………….. 74

15.7.1 Obras de Transmisión Troncal…………………………………………………………………………………………………….. 74 16 ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN DEL SIC, OCTUBRE de 2007………………… 76 16.1 Introducción ………………………………………………………………………………………………………………………………………. 76 16.2 Bases Generales del Cálculo de Factores de Penalización……………………………………………………………………… 76 17 ANEXO Nº 7: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA. …………………………………………………………….. 82 18 ANEXO Nº 8: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL LAJA………………………………… 84 19 ANEXO Nº 9: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL MAULE…………………………….. 85

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INFORME TÉCNICO DEFINITIVO CALCULO DE PRECIOS DE NUDO

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) PARA LA FIJACIÓN DE PRECIOS DE OCTUBRE DE 2007.

1 INTRODUCCIÓN En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultados obtenidos en la determinación de los precios de nudo del Sistema Interconectado Central (SIC), para la fijación de precios correspondiente al mes de Octubre de 2007, en conformidad a lo estipulado en el DFL Nº4 de 2006 del Ministerio de Minería, en adelante DFL Nº4/2006, y el Decreto Supremo Nº 327, en adelante Reglamento Eléctrico1. 2 ANTECEDENTES GENERALES En relación a la determinación de insumos tales como Previsión de Demanda, Costos de Combustibles y Programa de Obras, la Comisión tuvo a la vista los siguientes antecedentes para su cálculo e incorporación a la presente Fijación de Precios.

2.1 Previsión de Demanda De acuerdo a la información entregada a esta Comisión por la Dirección de Operación y Peajes del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central, en adelante CDEC-SIC, en sus Informes Mensuales, las ventas de electricidad de este sistema han tenido la evolución que se muestra a continuación:

1 Modificado según Decreto Supremo Nº 158 publicado en el Diario Oficial el 9 de Octubre de 2003

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GRÁFICO Nº 1: VENTAS MENSUALES DE ENERGÍA DEL SIC, ÚLTIMOS 24 MESES.

Fuente: CDEC-SIC

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h

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7.0%

Ventas SICTasa Acumulada 12 meses

2.2 Precios de Dólar Observado La Comisión utilizó como tipo de cambio, el promedio mensual del dólar observado publicado por el Banco Central. La variación del dólar observado promedio de agosto de 2007, utilizado en el presente informe preliminar, respecto del dólar observado promedio de marzo de 2007, utilizado en la última fijación de precios de nudo, es de un -4%. En el siguiente gráfico se muestra la evolución del promedio mensual para el dólar observado en los últimos 24 meses.

GRÁFICO Nº 2: EVOLUCIÓN DÓLAR OBSERVADO ÚLTIMOS 24 MESES, $/US$

Dólar

520.79

540.62 538.65

516.91532.30

538.49

542.27

540.51

527.58

527.44

530.95538.53542.46

524.48

514.33

529.88

535.50

522.02

526.72

522.92

519.80

517.33

528.77

525.70

536.70

400

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Tipo

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Dólar

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2.3 Precios de Combustibles Para la elaboración del presente informe esta Comisión utilizó los precios de combustibles para las distintas centrales térmicas del SIC, contenidos en la programación semanal del CDEC-SIC vigente al día 30 de septiembre de 2007. La información señalada fue enviada a esta Comisión por la Dirección de Operación del CDEC-SIC, en respuesta a la carta CNE Nº1456/2007 del 27 de septiembre de 2007. Los costos de combustibles y parámetros utilizados para las centrales térmicas del SIC se entregan en el punto 5.4 de este informe resumidos en el CUADRO N° 7, en los formatos de modelación utilizados por esta Comisión.

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2.3.1 Referencia de Precios del Diesel Este insumo ha aumentado su impacto en el precio de nudo básico de la energía, dado que se utiliza como combustible alternativo ante situaciones de falta de suministro de gas desde Argentina. El precio del petróleo Brent a nivel internacional se ha mantenido por sobre los 30 US$/bbl, por lo menos desde Enero de 2004. En los últimos meses, dicho valor ha alcanzado niveles superiores a los 50 US$/bbl. El siguiente gráfico entrega la evolución del precio Brent desde enero de 1996 a septiembre de 2007. La variación experimentada entre marzo de 2007 y septiembre de 2007 es un aumento de 23,7%.

GRÁFICO Nº 3: EVOLUCIÓN PETRÓLEO BRENT.

Fuente: Platt´s, OLADE

Perfil Petroleo BrentEnero 1996-Septiembre 2007

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10152025303540455055606570758085

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Pre

cio

Petr

óleo

Bre

nt [U

S$/b

bl]

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2.3.2 Previsión de Precios de Gas Natural Licuado (GNL). En la presente fijación esta Comisión utilizó la siguiente proyección de precios de GNL:

CUADRO N° 1: PREVISIÓN DE PRECIOS DE GNL2.

Año Precio [US$/MBtu]

2008 8,13 2009 8,33 2010 8,10 2011 7,78 2012 7,52

2013 en adelante 6,00

2.4 Restricciones de Gas Natural desde Argentina Se modelaron restricciones de gas3 durante la mayor parte del año, con los niveles de restricción expresados en semanas de disponibilidad de gas por central mensualmente y aplicable a todo el horizonte de análisis. Dicha modelación se presenta en el ANEXO Nº 1: Precios de Combustibles, restricciones de Gas Natural Argentino y Disponibilidad de GNL. La potencia máxima de algunas centrales ha sido modificada de acuerdo al combustible que utilicen tal como se consigna en el CUADRO N° 7.

2 Precio GNL corresponde a precio promedio futuros NYMEX para Henry Hub, hasta 2012 (cierre del 05.10.07). Desde 2013 en adelante proyección largo plazo ENAP basada en Word Mackenzie. No incluye costo fijo de regasificación. 3 La estimación de disponibilidad de gas para generación se basó en última actualización del Informe del consultor Daniel Gerold.

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2.5 Evolución Precios Libres En la presente fijación, los precios de nudo quedaron determinados por la banda de mercado, calculada en base a la información enviada a la Comisión por las empresas generadoras, de los contratos con sus clientes libres. El precio de mercado, o centro de la banda señalada, experimentó una variación nominal de un 44,9 % respecto de su valor de abril de 2007. A continuación se entrega una descripción del promedio mensual de precios libres, el precio de mercado para las últimas tres fijaciones y el costo marginal del SIC, variable que ha incidido en el aumento de la banda de precios libres, debido al traspaso a los clientes libres de los mayores costos de producción en el sistema, que gran parte de las generadoras han efectuado en los últimos meses.

GRÁFICO Nº 4: EVOLUCIÓN DE PRECIOS LIBRES, PERÍODO OCTUBRE 2005-AGOSTO 2007

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45

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55

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g Pr

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Wh)Precio M edio Libre

Precio M edio M ercado

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3 PROYECTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS

Las alternativas tecnológicas que a juicio de esta Comisión pueden ser desarrolladas en el período 2007-2018, con las que se elaboró el programa de obras que sirve de base para determinar los Precios de Nudo de la presente fijación, se detallan en el ANEXO Nº 5. En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2007 – 2008” de junio de 2007, elaborado por esta Comisión, y la resolución del Panel de Expertos sobre las discrepancias a este plan. 4 MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ÓPTIMA DEL SIC Para simular la operación óptima del SIC, se utilizó el modelo de multinodal-multiembalse de operación de sistemas hidrotérmicos OSE2000, que utiliza el método de optimización – simulación conocido como programación dinámica dual. La estrategia para resolver el problema de optimización es la siguiente: – Inicialmente se realiza un análisis secuencial, del futuro al presente (recursión), para definir la estrategia óptima de operación de centrales térmicas e hidráulicas, basado en una estimación de los niveles de los embalses. Para cada etapa, se resuelve un programa lineal que define la estrategia óptima para minimizar el costo de operación del sistema. De este modo se calculan valores del agua iniciales para los embalses, para cada etapa. – A continuación se realiza una simulación, utilizando los valores del agua calculados, con el objeto de determinar los nuevos niveles de los embalses para cada etapa. – La iteración de estos procesos (recursión y simulación) converge en la determinación de una estrategia óptima para la operación del sistema y el cálculo de los costos marginales de corto plazo para cada condición hidrológica. El modelo realiza las siguientes funciones, en relación con la operación de un sistema eléctrico:

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– Determina la operación óptima de los embalses del sistema. – Simula la operación del sistema en su conjunto, determinando el despacho de todas las centrales, para un conjunto determinado de bloques de demanda mensual y un número de situaciones hidrológicas definidas por el usuario, tomando en consideración las restricciones de transmisión y las pérdidas en las líneas. El modelo permite la utilización telescópica de bloques y etapas, esto es, que en virtud del detalle que se requiera, las primeras etapas pueden tener más bloques y ser de menor duración que las etapas hacia el final del horizonte, las cuales pueden tener menos bloques y ser de mayor duración. – Calcula los costos marginales de energía esperados en todas las barras del sistema. La operación se realiza para un horizonte definido, lo cual implica definir una proyección de demandas y un programa de obras de generación-transmisión. El modelo incluye la representación de los convenios de riego tanto de la cuenca del Maule, VII Región, como del Laja, en la VIII Región. En relación al sistema de transmisión, el modelo incluye la representación lineal por tramo de las pérdidas en las líneas, considerando hasta un máximo de 5 tramos. Las centrales térmicas se representan por su potencia y costo variable, el cual puede variar mensualmente a lo largo del horizonte. Se toma en cuenta la tasa de indisponibilidad forzada reduciendo la potencia disponible, y se detalla el programa de mantenimiento. Para las centrales hidroeléctricas en general, el modelo utiliza una estadística hidrológica ingresada por el usuario.

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5 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Octubre 2007

5.1 Previsión de Demanda 5.1.1 Previsión de Ventas Anuales y por Barra SIC En el CUADRO N° 2 se indica la Previsión de Ventas Anual de Energía para el SIC utilizada para la elaboración del Informe Técnico Definitivo de Octubre de 2007.

CUADRO N° 2: PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC Previsión de Demanda SIC [GWh]

Años Libres Regulados Total 2006 16,758 21,473 38,231 2007 17,939 22,590 40,528 2008 19,299 23,900 43,199 2009 20,884 25,342 46,225 2010 22,480 26,890 49,371 2011 24,215 28,516 52,730 2012 26,032 30,233 56,265 2013 27,901 32,078 59,979 2014 29,839 34,040 63,879 2015 31,896 36,138 68,033 2016 34,075 38,381 72,456 2017 36,384 40,783 77,167

Las bases y antecedentes que fundamentan la anterior previsión de demanda, se encuentran contenidos en el informe “ESTUDIO DE PROYECCIÓN DE DEMANDAS DE ENERGÍA Y POTENCIA 2007-2017”4 del Sistema Interconectado Central, fijación de precios de Nudo Abril 2007, de la Comisión Nacional de Energía, conforme al artículo 272 del Reglamento Eléctrico5.

CUADRO N° 3: TASAS DE CRECIMIENTO SEGÚN PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC

[%] Años Libres Regulados Total 2006 – – – 2007 7,05% 5,20% 6,01% 2008 7,58% 5,80% 6,59% 2009 8,21% 6,03% 7,01%

4 Modificado de acuerdo a nuevos antecedentes y evolución observada de ventas de energía en el SIC. 5 Modificado según Decreto Supremo N° 158, publicado en el Diario Oficial el día 5 de Septiembre de 2003.

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Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC [%]

Años Libres Regulados Total 2010 7,65% 6,11% 6,80% 2011 7,71% 6,05% 6,81% 2012 7,51% 6,02% 6,70% 2013 7,18% 6,10% 6,60% 2014 6,95% 6,12% 6,50% 2015 6,89% 6,16% 6,50% 2016 6,83% 6,21% 6,50% 2017 6,78% 6,26% 6,50%

5.1.2 Modelacion Temporal de la Demanda La desagregación geográfica de la demanda se efectuó a partir de la información contenida en las respuestas a las cartas CNE Nº 0046 y Nº 0047, ambas de fecha 08 de enero de 2007, por parte de las empresas generadoras y distribuidoras del SIC. Las curvas de duración utilizadas fueron las obtenidas con motivo de la fijación de Precio de Nudo de Octubre de 2004 obtenidas a partir de las curvas de duración contenidas en el informe “Cálculo de los Peajes Básicos y Adicionales, Proyección de los Ingresos Tarifarios, Capacidad y Uso Adicional en el SIC (Período 2004-2008), DIRECCIÓN DE PEAJES DEL CDEC-SIC Santiago, 31 de Diciembre de 2003”. Las bases de tiempo de las curvas de duración se entregan en CUADRO N° 4:

CUADRO N° 4: CURVAS DE DURACIÓN MENSUAL DE DEMANDA6 Duración bloque (horas)

Mes Bloque 1 Bloque 2 Total Abril 288 432 720 Mayo 298 446 744 Junio 312 408 720 Julio 340 404 744

Agosto 296 448 744 Septiembre 258 462 720

Octubre 42 702 744 Noviembre 44 676 720 Diciembre 46 698 744

Enero 240 504 744 Febrero 86 610 696 Marzo 69 675 744

6 A partir del año 2008 en adelante, la curva de duración del mes de Abril, fue asimilada a la curva de duración del mes de Mayo, esto como una estimación del efecto de la incorporación de este mese al periodo de control de las horas de punta en el Sistema Interconectado Central.

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5.2 Programa de Obras del SIC El Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 162 del DFL Nº 4/2006(M) y el artículo Nº 272 del Decreto 327/97 (M), consideró las centrales existentes, en construcción así como también otras alternativas de desarrollo en el horizonte establecido en la ley. Las bases del estudio y las características de las alternativas utilizadas se entregan en el “ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC”. En la elaboración del Programa de Obras, se consideró en construcción las instalaciones contenidas en el CUADRO N° 5, cuyas fechas de puesta en operación para las centrales eléctricas se establecen según información entregada por sus propietarios, y no necesariamente corresponden a una recomendación por parte de la CNE:

CUADRO N° 5: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (CONSTRUCCIÓN)

Fecha de entrada

Mes AñoOctubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Palmucho 32

Noviembre 2007 Central Eolica Canela 18,15Enero 2008 Central Diesel Olivos 96

Febrero 2008 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Diesel, capacidad final) 350Marzo 2008 Turbina Diesel Colmito 55Abril 2008 Turbina Diesel Campanario II 55Abril 2008 Central Hidroeléctrica Puclaro 5.6Mayo 2008 Central Diesel Cenizas 17,1Mayo 2008 Central Hidroeléctrica Ojos de Agua 9Mayo 2008 Turbina Diesel Los Pinos 97

Octubre 2008 Turbina Diesel Cardones 01 141Diciembre 2008 Central Hidroeléctrica La Higuera 155Diciembre 2008 Central Hidroeléctrica Lircay 19,04

Abril 2009 Ciclo Combinado GNL San Isidro II ( Ope. GNL, Fuego Adicional Incluido) 377Septiembre 2009 Central Carbón Guacolda III 135

Enero 2010 Central Carbón Nueva Ventanas 242Junio 2010 Central Carbón Coronel I 343Julio 2010 Central Carbón Bocamina II 342

Fecha de entrada

Mes AñoOctubre 2007 Ampliación Itahue-San Fernando 154 kV 198

Abril 2008 Ampliación Subestación Charrúa -Junio 2008 Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kV a 500 kV 390Junio 2008 Línea Ancoa-Rodeo-Polpaico 500 kV Final: 1400Julio 2008 Nueva Línea Charrúa-Cautín 220 kV 2×500

Diciembre 2008 Nueva Línea El Rodeo – Chena 220 kV 260

Obras en Construcción de Generación Potencia MW

Obras en Construcción de Transmisión Potencia MVA

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En el CUADRO N° 6 se indica el Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 162 del DFL Nº 4/2006 (M).

CUADRO N° 6: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (RECOMENDACIÓN)

Fecha de entradaMes Año

Octubre 2008 Central Eólica Concepción Módulo I 20Noviembre 2008 Central Eólica Región de Coquimbo Módulo I 20

Enero 2009 Turbina Diesel Región del Biobio 120Abril 2009 Ciclo Abierto GNL Quinteros I (Ope. Diesel) 240Mayo 2009 Central Desechos Forestales Región del Biobio 17Mayo 2009 Central Eólica Región de Coquimbo Módulo II 20Julio 2009 Cierre Ciclo Combinado Taltal GNL (Ope.Diesel hasta Junio 2012, 307 MW) 360

Agosto 2009 Central Desechos Forestales Región del Maule 25Octubre 2009 Central Eólica Concepción Módulo II 20Octubre 2009 Turbina Diesel Región del Libertador General Bernardo O’Higgins 120

Diciembre 2009 Central Eólica Región de Coquimbo Módulo III 20Abril 2010 Cierre Ciclo Combinado GNL Quinteros I ( Ope. GNL, Fuego Adicional Incluido) 385

Agosto 2010 Central Hidroeléctrica La Confluencia 145Octubre 2010 Central Carbón Maitencillo I 150Enero 2011 Central Carbón Coronel II 250Abril 2011 Central Carbón I, Región de Valparaíso 250

Octubre 2011 Central Geotérmica Calabozo Etapa 1 40Octubre 2011 Central Geotérmica Chillán Etapa 1 25Enero 2012 Ciclo Combinado GNL Quinteros II (Fuego Adicional Incluido) 385Enero 2012 Central Carbón Pan de Azúcar I 250

Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403Abril 2013 Central Carbón Pan de Azúcar II 250

Octubre 2013 Central Geotérmica Calabozo Etapa 2 40Octubre 2013 Central Geotérmica Chillán Etapa 2 25

Abril 2014 Central Carbón Pan de Azúcar III 250Octubre 2015 Central Geotérmica Calabozo Etapa 3 40Octubre 2015 Central Geotérmica Chillán Etapa 3 25Enero 2016 Ciclo Combinado GNL Quinteros III (Fuego Adicional Incluido) 385

Enero 2017 Ciclo Combinado GNL I Región del Libertador General Bernardo O’Higgins (Fuego Adicional Incluido) 385

Abril 2017 Central Geotérmica Calabozo Etapa 4 40Abril 2017 Central Geotérmica Chillán Etapa 4 25

Febrero 2018 Ciclo Combinado GNL II Región del Libertador General Bernardo O’Higgins (Fuego Adicional Incluido) 385

Julio 2018 Central Carbón Puerto Montt I 400

Obras Recomendadas de Generación Potencia MW

5.2.1 Obras recomendadas de Transmisión Troncal En el estudio de plan de obras de generación transmisión se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2007 – 2008” de junio de 2007, elaborado por esta Comisión, y la resolución del Panel de Expertos sobre las discrepancias a este plan.

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5.3 Nivel de Precios Todos los costos utilizados en los cálculos en el presente informe, han sido expresados a los precios existentes en septiembre de 2007, de acuerdo al artículo 162, número siete, del DFL 4/2006. Valor promedio del dólar observado del mes de septiembre de 2007, publicado por el Banco Central. TASA DE CAMBIO : 516,91 $/US$

5.4 Costos de Combustibles de Centrales Térmicas De acuerdo a los valores informados por el CDEC-SIC según carta mencionada en 2.3, se elaboró el CUADRO N° 7:

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CUADRO N° 7: COSTOS DE COMBUSTIBLES CENTRALES TÉRMICAS

Potencia Entrada Salida Tasa de salida Unidades Consumo Unidades Costo C. Var. C. Var.Central Neta en de forzada Tipo de de consumo Específico de costo de de no comb.

[MW] Operación Operación (%) Combustible específico combustible Combustible * [US$/MWh] [US$/MWh]Fopaco 12.0 * * 3.3% Biomasa [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 0.00 0.00Arauco 1 7.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 82.60 0.00 82.60Arauco 2 3.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 89.00 0.00 89.00Arauco 3 5.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 170.00 0.00 170.00Celco 1 3.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 10.00 0.00 10.00Celco 2 2.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 60.00 0.00 60.00Celco 3 3.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 210.00 0.00 210.00cholguan0 9.0 * * 3.3% Biomasa-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 9.90 0.00 9.90cholguan1 4.0 * * 3.3% Biomasa-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 57.20 0.00 57.20licanten0 1.5 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 28.00 0.00 28.00licanten1 4.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 185.00 0.00 185.00Nueva Aldea 1 14.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 14.00 0.00 14.00valdivia1 6.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 0.00 0.00valdivia2 8.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 6.00 0.00 6.00valdivia3 9.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 47.00 0.00 47.00valdivia4 38.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 88.00 0.00 88.00Constitucion 7.0 * * 3.3% Desechos Forestales [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 0.00 0.00Laja 7.0 * * 3.3% Desechos Forestales [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 0.00 0.00Central Des.For. VIII Region 01 9.0 MesMay-2009 * 3.3% Desechos Forestales [US$/MWh] 1.000 [-] 14.00 0.00 14.00Central Des.For. VIII Region 02 8.0 MesMay-2009 * 3.3% Desechos Forestales [US$/MWh] 1.000 [-] 50.00 0.00 50.00Central Des.For. VII Region 01 15.0 MesAgo-2009 * 5.0% Desechos Forestales [US$/MWh] 1.000 [-] 14.00 2.00 16.00Central Des.For. VII Region 02 10.0 MesAgo-2009 * 5.0% Desechos Forestales [US$/MWh] 1.000 [-] 50.00 2.00 52.00Eolica Canela I 18.2 MesNov-2007 * 63.3% Eolica [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 7.70 7.70Eolica Concepcion 01 20.0 MesOct-2008 * 0.0% Eolica [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 7.70 7.70Eolica IV Region 1 20.0 MesNov-2008 * 0.0% Eolica [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 7.70 7.70Eolica Concepcion 02 20.0 MesOct-2009 * 0.0% Eolica [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 7.70 7.70Eolica IV Region 2 20.0 MesMay-2009 * 0.0% Eolica [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 7.70 7.70Eolica IV Region 3 20.0 MesDic-2009 * 0.0% Eolica [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 7.70 7.70Guacolda I 142.9 * * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.360 [Ton/MWh] 81.33 1.00 30.28Guacolda II 142.9 * * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.360 [Ton/MWh] 81.33 1.00 30.28Ventanas I 112.8 * * 6.9% Carbón [US$/Ton] 0.415 [Ton/MWh] 86.33 2.18 38.01Ventanas II 207.9 * * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.397 [Ton/MWh] 86.33 1.38 35.65Laguna Verde 52.7 * * 50.0% Carbón [US$/Ton] 0.850 [Ton/MWh] 92.69 7.86 86.65Bocamina 121.0 * * 12.5% Carbón [US$/Ton] 0.380 [Ton/MWh] 86.64 1.00 33.92Guacolda III 135.0 MesSep-2009 * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 81.33 2.10 32.68Ventanas III 242.0 MesEne-2010 * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 86.33 3.00 35.46Carbón Coronel I 343.0 MesJun-2010 * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 109.33 3.00 44.11Bocamina II 342.0 MesJul-2010 * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.366 [Ton/MWh] 100.11 3.82 40.45

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Potencia Entrada Salida Tasa de salida Unidades Consumo Unidades Costo C. Var. C. Var.Central Neta en de forzada Tipo de de consumo Específico de costo de de no comb.

[MW] Operación Operación (%) Combustible específico combustible Combustible * [US$/MWh] [US$/MWh]Carbón Maitencillo I 150.0 MesOct-2010 * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 93.15 3.00 38.02Carbón Coronel II 250.0 MesEne-2011 * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 93.15 3.00 38.02Carbón I V-Region 250.0 MesAbr-2011 * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 93.15 3.00 38.02Carbón Pan de Azucar I 250.0 MesEne-2012 * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 93.15 3.00 38.02Carbón Pan de Azucar II 250.0 MesAbr-2013 * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 93.15 3.00 38.02Carbón Pan de Azucar III 250.0 MesAbr-2014 * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 93.15 3.00 38.02Carbón Pan de Azucar IV 250.0 MesAbr-2015 * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 93.15 3.00 38.02Carbón Puerto Montt I 400.0 MesJul-2018 * 2.1% Carbón [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 93.15 3.00 38.02Taltal1 121.5 * MesFeb-2009 5.0% Gas Natural [US$/dam3] 0.303 [dam3/MWh] 143.47 2.27 45.74Taltal2 123.4 * MesFeb-2009 5.0% Gas Natural [US$/dam3] 0.303 [dam3/MWh] 143.47 2.27 45.74Nehuenco II 384.2 * MesSep-2008 2.1% Gas Natural [US$/dam3] 0.181 [dam3/MWh] 165.22 2.43 32.37San Isidro 350.0 * MesAbr-2008 2.1% Gas Natural [US$/dam3] 0.203 [dam3/MWh] 157.03 3.07 34.95San Isidro FA 20.0 * MesAbr-2008 2.1% Gas Natural [US$/dam3] 0.337 [dam3/MWh] 157.03 2.82 55.66Nueva Renca 320.1 * * 2.1% Gas Natural [US$/dam3] 0.194 [dam3/MWh] 168.60 3.10 35.84Nueva Renca FA 49.8 * * 2.1% Gas Natural [US$/dam3] 0.251 [dam3/MWh] 168.60 0.00 42.30Nueva Aldea 2 Gas 12.0 * MesAbr-2008 5.0% Gas Natural [US$/MWh] 1.000 [-] 74.00 0.00 74.00Campanario CA 125.0 * MesAbr-2008 2.1% Gas Natural [US$/MBtu] 10.888 [MBtu/MWh] 5.00 2.50 56.94Coronel TG Gas 46.7 * MesAbr-2008 5.0% Gas Natural [US$/dam3] 0.256 [dam3/MWh] 134.56 3.10 37.56Horcones TG Gas 24.3 * MesAbr-2008 5.0% Gas Natural [US$/MBtu] 15.550 [MBtu/MWh] 5.00 2.00 79.75Geotermica Calabozo 01 40.0 MesOct-2011 * 4.3% Geotermia [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 2.00 2.00Geotermica Chillan 01 25.0 MesOct-2011 * 4.3% Geotermia [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 2.00 2.00Geotermica Calabozo 02 40.0 MesOct-2013 * 4.3% Geotermia [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 2.00 2.00Geotermica Chillan 02 25.0 MesOct-2013 * 4.3% Geotermia [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 2.00 2.00Geotermica Calabozo 03 40.0 MesOct-2015 * 4.3% Geotermia [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 2.00 2.00Geotermica Chillan 03 25.0 MesOct-2015 * 4.3% Geotermia [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 2.00 2.00Geotermica Calabozo 04 40.0 MesAbr-2017 * 4.3% Geotermia [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 2.00 2.00Geotermica Chillan 04 25.0 MesAbr-2017 * 4.3% Geotermia [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 2.00 2.00Nehuenco I GNL 340.1 MesAbr-2009 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 7.438 [MBtu/MWh] 8.33 2.87 64.84Nehuenco I FA GNL 21.4 MesAbr-2009 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 9.134 [MBtu/MWh] 8.33 0.00 76.10Nehuenco II GNL 384.2 MesAbr-2009 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 6.687 [MBtu/MWh] 8.33 2.43 58.15San Isidro GNL 350.0 MesAbr-2009 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 7.064 [MBtu/MWh] 8.33 3.07 61.92San Isidro FA GNL 20.0 MesAbr-2009 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 12.419 [MBtu/MWh] 8.33 2.82 106.29Candelaria CA GNL I 125.3 MesAbr-2009 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 10.887 [MBtu/MWh] 8.33 2.80 93.51Candelaria CA GNL II 128.6 MesAbr-2009 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 10.887 [MBtu/MWh] 8.33 2.80 93.51San Isidro 2 GNL 358.7 MesAbr-2009 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 6.180 [MBtu/MWh] 8.33 2.90 54.39San Isidro 2 FA GNL 19.0 MesAbr-2009 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 8.328 [MBtu/MWh] 8.33 2.90 72.29

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Potencia Entrada Salida Tasa de salida Unidades Consumo Unidades Costo C. Var. C. Var.Central Neta en de forzada Tipo de de consumo Específico de costo de de no comb.

[MW] Operación Operación (%) Combustible específico combustible Combustible * [US$/MWh] [US$/MWh]Ciclo Combinado GNL Quintero I 350.0 MesAbr-2010 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 6.180 [MBtu/MWh] 8.10 2.50 52.54Ciclo Combinado GNL Quintero I FA 35.0 MesAbr-2010 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 8.328 [MBtu/MWh] 8.10 2.50 69.93Ciclo Combinado GNL Quintero II 350.0 MesEne-2012 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 6.180 [MBtu/MWh] 7.52 2.50 48.96Ciclo Combinado GNL Quintero II FA 35.0 MesEne-2012 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 8.328 [MBtu/MWh] 7.52 2.50 65.10Taltal Ciclo Combinado GNL 360.0 MesJul-2012 * 5.0% GNL SING [US$/MBtu] 6.909 [MBtu/MWh] 7.52 2.27 54.21Ciclo Combinado GNL Quintero III 350.0 MesEne-2016 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 6.180 [MBtu/MWh] 6.00 2.50 39.58Ciclo Combinado GNL Quintero III FA 35.0 MesEne-2016 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 8.328 [MBtu/MWh] 6.00 2.50 52.47Ciclo Combinado GNL I VI-Región 350.0 MesEne-2017 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 6.180 [MBtu/MWh] 6.00 2.50 39.58Ciclo Combinado GNL I VI-Región FA 35.0 MesEne-2017 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 8.328 [MBtu/MWh] 6.00 2.50 52.47Ciclo Combinado GNL II VI-Región 350.0 MesFeb-2018 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 6.180 [MBtu/MWh] 6.00 2.50 39.58Ciclo Combinado GNL II VI-Región FA 35.0 MesFeb-2018 * 2.1% GNL [US$/MBtu] 8.328 [MBtu/MWh] 6.00 2.50 52.47Petropower 54.2 * * 3.3% Derivado de Petroleo [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 3.90 3.90Nueva Aldea 3 A 6.0 * * 3.3% Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 0.00 0.00 0.00Nueva Aldea 3 B 14.0 * * 3.3% Licor Negro-Petróleo N°6 [US$/MWh] 1.000 [-] 14.00 0.00 14.00Huasco TG 58.0 * * 36.0% Petróleo IFO-180 [US$/Ton] 0.362 [Ton/MWh] 486.72 11.63 187.82Diego Almago TG 46.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.337 [Ton/MWh] 732.57 6.63 253.51Los Vientos 124.4 * * 2.1% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.255 [Ton/MWh] 767.53 2.95 198.67Las Vegas 2.3 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] 0.271 [m3/MWh] 613.95 11.99 178.31Con Con 2.7 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] 0.268 [m3/MWh] 611.38 13.99 177.69Laguna Verde TG 17.9 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.264 [Ton/MWh] 755.48 1.00 200.45Renca 92.0 * * 11.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.365 [Ton/MWh] 722.80 3.64 267.46EV25 25.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.309 [Ton/MWh] 763.04 1.00 236.78Esperanza 1 18.8 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] 0.406 [m3/MWh] 641.00 7.05 267.46Esperanza 2 1.8 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] 0.260 [m3/MWh] 673.00 9.00 183.98Esperanza 3 1.6 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] 0.269 [m3/MWh] 673.00 9.00 190.33Constitución Elektragen 9.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.298 [Ton/MWh] 790.89 13.92 249.29Antilhue TG-1 50.3 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.230 [Ton/MWh] 721.50 2.89 168.84Antilhue TG-2 50.9 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.230 [Ton/MWh] 721.50 2.89 168.84Degañ 36.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.219 [Ton/MWh] 819.00 15.00 194.11Ancud 3.3 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.242 [Ton/MWh] 845.57 10.00 214.29Quellón 5.4 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.242 [Ton/MWh] 853.64 8.10 214.34Maule 6.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.298 [Ton/MWh] 790.89 13.92 249.29Olivos 96.0 MesEne-2008 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/MWh] 1.000 [-] 194.11 0.00 194.11Campanario II Diesel 55.0 MesAbr-2008 * 2.1% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.261 [Ton/MWh] 738.88 14.08 206.71Colmito 55.0 MesMar-2008 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.240 [Ton/MWh] 738.88 7.89 185.06Los Pinos 97.0 MesMay-2008 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.204 [Ton/MWh] 737.75 4.50 155.09Cenizas 17.1 MesMay-2008 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.233 [Ton/MWh] 603.52 9.00 149.62Cardones 01 Diesel 141.0 MesOct-2008 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.240 [Ton/MWh] 603.52 7.89 152.61

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Potencia Entrada Salida Tasa de salida Unidades Consumo Unidades Costo C. Var. C. Var.Central Neta en de forzada Tipo de de consumo Específico de costo de de no comb.

[MW] Operación Operación (%) Combustible específico combustible Combustible * [US$/MWh] [US$/MWh]Turbina I 120.0 MesEne-2009 * 2.1% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.261 [Ton/MWh] 719.34 14.08 201.61Turbina II 120.0 MesOct-2009 * 2.1% Petróleo Diesel [US$/Ton] 0.261 [Ton/MWh] 719.34 14.08 201.61Campanario CA Diesel 125.0 * * 2.1% Petróleo Diesel Dual [US$/Ton] 0.261 [Ton/MWh] 738.88 14.08 206.71Candelaria CA Diesel I 125.3 * * 2.1% Petróleo Diesel Dual [US$/m3] 0.322 [m3/MWh] 630.16 2.80 205.52Candelaria CA Diesel II 128.6 * * 2.1% Petróleo Diesel Dual [US$/m3] 0.322 [m3/MWh] 630.16 2.80 205.52Coronel TG Diesel 46.7 * * 5.0% Petróleo Diesel Dual [US$/Ton] 0.226 [Ton/MWh] 772.25 19.50 194.26Horcones TG Diesel 24.3 * * 5.0% Petróleo Diesel Dual [US$/m3] 0.383 [m3/MWh] 633.34 3.00 245.57Nehuenco 9B Diesel I 92.0 * * 10.0% Petróleo Diesel Dual [US$/m3] 0.327 [m3/MWh] 615.02 4.30 205.60Nehuenco 9B Diesel II 16.0 * * 10.0% Petróleo Diesel Dual [US$/m3] 0.339 [m3/MWh] 615.02 21.50 230.11Nehuenco I Diesel 310.0 * * 5.0% Petróleo Diesel Dual [US$/m3] 0.190 [m3/MWh] 615.02 5.21 121.82Nehuenco II Diesel 391.5 * * 2.1% Petróleo Diesel Dual [US$/m3] 0.189 [m3/MWh] 615.02 5.21 121.63Nueva Aldea 2 Diesel 12.0 * * 5.0% Petróleo Diesel Dual [US$/m3] 0.310 [m3/MWh] 724.17 2.00 226.49Nueva Renca Diesel 312.0 * * 2.4% Petróleo Diesel Dual [US$/Ton] 0.171 [Ton/MWh] 753.00 6.30 135.06San Isidro 2 CA Diesel 240.0 * MesOct-2007 2.1% Petróleo Diesel Dual [US$/Ton] 0.229 [Ton/MWh] 737.75 8.43 177.52San Isidro Diesel 305.0 * * 2.1% Petróleo Diesel Dual [US$/Ton] 0.185 [Ton/MWh] 736.46 6.46 142.56Taltal2 Diesel 123.4 * MesFeb-2009 5.0% Petróleo Diesel Dual [US$/Ton] 0.279 [Ton/MWh] 732.88 4.84 209.31San Isidro 2 CC Diesel 350.0 MesFeb-2008 MesMar-2009 2.1% Petróleo Diesel Dual [US$/Ton] 0.185 [Ton/MWh] 737.75 6.46 142.80Taltal1 Diesel 121.5 MesMar-2008 MesFeb-2009 5.0% Petróleo Diesel Dual [US$/Ton] 0.279 [Ton/MWh] 732.88 4.84 209.31Ciclo Abierto GNL Quintero I ope Diesel 240.0 MesAbr-2009 MesNov-2009 2.1% Petróleo Diesel Dual [US$/Ton] 0.275 [Ton/MWh] 737.75 3.00 205.88Taltal Ciclo Combinado Diesel 307.8 MesJul-2009 MesJun-2012 2.1% Petróleo Diesel Dual [US$/Ton] 0.185 [Ton/MWh] 732.88 6.46 141.90

Obras Recomendadas*: El precio de combustible utilizado en la modelación, considera la modulación descrita en el Anexo Nº1 del presente ITD, implementada en el archivo CenTerEta.csv de la base de datos de archivos OSE2000.**: Con modulación temporal de potencia máxima disponible

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En relación al cuadro anterior, se señala lo siguiente: • La columna “C. VAR [US$/MWh]” corresponde al costo marginal de cada

Central Térmica, utilizado en la modelación del sistema para efectos de determinar la prioridad de despacho de las centrales, en cada etapa y condición hidrólogica. Para cada una de las centrales, su valor se obtiene a partir de la siguiente expresión:

ecombustiblnoVariableCostoeCombustiblCostoEspecíficoConsumoCV +⋅=

5.5 Estadística Hidrológica Para las centrales hidroeléctricas de embalse se utilizó una muestra estadística de 46 años de los afluentes en régimen natural en las diferentes cuencas del país, desde Abril de 1960 hasta marzo de 2006. El año inicial de la muestra se fijó en base a un estudio contratado por la Comisión al DICTUC y su Departamento de Hidráulica, a cargo del cual estuvo el profesor Bonifacio Fernández. Este estudio concluyó que a partir del año 1960 la estadística disponible era confiable, y previo a esta fecha la estadística contiene gran cantidad de información de relleno generada a falta de la información real. Asimismo, este estudio concluyó la necesidad de ir agregando años reales a partir del año 1960, en vez de utilizar una ventana móvil de 40 años. De esta forma, en la siguiente fijación la Comisión incorporará el último año hidrológico para el cual se tenga registro. A efectos de generar una muestra que contenga situaciones más extremas y en base a la energía afluente al sistema para cada año hidrológico7, se agregaron tres hidrologías a la estadística real bajo los siguientes criterios:

a) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la situación más seca como sistema (año 1968-1969), por el guarismo 0,8.

b) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la siguiente situación más seca como sistema (año 1998-1999), por el guarismo 0,9.

c) una hidrología húmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la dispersión de la misma sea mínima.

De esta forma, el total de años hidrológicos utilizados por la Comisión para la presente fijación es de 49. Para las centrales de pasada se aplicó un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estuvieran dentro de los máximos y mínimos de cada central.

7 Ver ANEXO Nº 7: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA.

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En resumen, en la presente fijación se utilizó una muestra de 46 años de los caudales afluentes en régimen natural a las centrales, más tres hidrologías adicionales, dos de ellas secas y una húmeda.

5.6 Stocks de los Embalses Las cotas iniciales para los embalses modelados en el OSE2000 fueron las siguientes:

CUADRO N° 8: COTAS INICIALES PARA LOS EMBALSES8 Cotas iniciales al 1º de Octubre de 2007

Embalse Cota (m.s.n.m.) Lago Laja 1.333,63

Laguna del Maule 2.174,96 Embalse Rapel 100,58

Laguna Invernada 1.283,50 Lago Chapo 223,88

Embalse Colbún 420,46 Embalse Melado 643,73 Embalse Ralco 693,50

Embalse Pangue 508,97 Poza Polcura 734,71

Embalse Machicura 256,17

5.7 Sistema de Transmisión Se representó en forma simplificada el sistema de transmisión del SIC, incorporando instalaciones desde el nivel de 66 kV hasta el nivel de 500 kV. Los parámetros y capacidades máximas de los diferentes tramos utilizados serán remitidos al CDEC-SIC en una base de datos para que de esta forma estén disponibles para los participantes de este proceso de fijación tarifaria, la misma base de datos estará a disposición de cualquier interesado en la página web de la CNE, una vez publicado en el diario oficial el decreto de precios de nudo correspondiente a la presente fijación. Los valores para los distintos tramos del sistema de transmisión se han determinado en base al Informe de Peajes de la Dirección de Peajes del CDEC-SIC y antecedentes entregados por los propios propietarios de dichas instalaciones.

8 Fuente:https://www.cdec-sic.cl/estadisticas/cotas_iniciales.xls.

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5.8 Costo de Racionamiento Los diferentes valores utilizados según los niveles de déficit de suministro y el valor único representativo del costo de racionamiento estipulado en el artículo Nº 276 del Reglamento Eléctrico 327/99, son los siguientes:

CUADRO N° 9: COSTO DE FALLA SEGÚN PROFUNDIDAD DE LA MISMA Profundidad de Falla US$/MWh

0-5% 379,85 5-10% 416,13 10-20% 527,90

Sobre 20% 552,44

Estos valores se determinan conforme a lo señalado en el ANEXO Nº 4. Valor único representativo, denominado Costo de Racionamiento: 397,40 [US$/MWh] Este valor único representativo, se obtiene de calcular un precio de nudo de falla, definido como la valoración a costo marginal de falla, de la energía de falla esperada para todas las barras del sistema, dentro del horizonte de cálculo de precio de nudo. Este valor único representa el costo por kilowatthora en que incurrirían, en promedio, los usuarios al no disponer de energía.

5.9 Tasa de Actualización Se utilizó la tasa de 10% que estipula el DFL Nº4/2006.

5.10 Horizonte de Estudio El horizonte de estudio utilizado fue de 10 años hidrológicos (Octubre 2007 a Septiembre 2017).

5.11 Modelación del SIC en el OSE2000 La modelación del Sistema Interconectado Central en la presente fijación consideró los siguientes elementos.

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5.11.1 Centrales Hidroeléctricas La modelación de centrales Hidroeléctricas contempla tres tipos de centrales:

a) Embalses y Centrales de Embalse: Considerando la capacidad de regulación de otros embalses importantes adicionales a Lago Laja.

– El Toro / Lago Laja – Rapel /Lago Rapel – Canutillar / Lago Chapo – Cipreses / Laguna La Invernada – Colbun / Embalse Colbún – Ralco / Embalse Ralco. – Laguna del Maule.

La modelación de los embalses considera una modelación de sus polinomios cota volumen y volumen-cota, además de las filtraciones y los convenios de riego de las cuencas del Laja y del Maule.

b) Centrales Serie Hidraúlica:

– Abanico, Antuco, Rucue, Quilleco. – Isla, Curillinque, Loma Alta, Pehuenche, Machicura, San Ignacio, – Palmucho, Pangue

c) Centrales de Pasada:

– Sauzal, Volcan, Florida, Sauce Andes – Los Morros, Los Molles – Pullinque, Pilmaiquen, Capullo, Puntilla, Neltume – Los Quilos, Maitenes, Alfalfal, Aconcagua – Peuchen, Mampil, Chacabuquito – Hornitos, La Higuera, Confluencia. – Lircay. – Eyzaguirre.

5.11.2 Centrales Termoeléctricas Las centrales térmicas consideradas para el SIC se entregan en el CUADRO N° 7. Estas se representan con su costos de combustible, rendimientos y costos variables no combustible, además de un disponibilidad media de energía. 5.11.3 Sistema de Transmisión La modelación de los sistemas de transmisión considera:

– Reducción de tramos en paralelo. – Representación lineal de las pérdidas por tramo (5 tramos para

sistema troncal, 3 tramos para el resto del sistema).

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– Criterio N-1 para tramos relevantes del sistema. – Niveles de tensión desde 66 kV hasta 500 kV, en forma

simplificada. 5.11.4 Dimensiones del Sistema modelado en OSE2000 A continuación se entrega un detalle del nivel de modelación del SIC en el OSE2000:

CUADRO N° 10: RESUMEN DE ELEMENTOS MODELADOS

Nº de Barras: 191Nº de Barras de Consumo: 117Nº de Barras de Consumo Vegetativo: 17Nº de Barras de Consumo Industrial: 18Nº de Barras de Consumo Vegetativo e Industrial: 82Nº de Tramos de Sistema de Transmisión: 265Nº Centrales Térmicas (*): 127Nº Centrales de Pasada: 25Nº de Embalses: 7Nº Centrales de Embalse: 6Nº de Embalses Menores: 4Nº Centrales de Embalse Menor: 4Nº Centrales en Serie Hidráulica: 9Nº Centrales Eolicas 5(*) Considera operaciones duales y tramos.

En la modelación señalada, se ha considerado la Laguna del Maule como embalse, sin ninguna central de generación especifica asociada a sus extracciones.

5.11.5 Otras consideraciones en la modelación del SIC

– La operación óptima obtenida con el modelo OSE2000 considera la central Rucúe en serie hidráulica con las otras centrales del complejo Laja y una operación con una cota mínima de 1.308,48 m.s.n.m. para el Lago Laja.

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– Para los ciclos combinados existentes que utilizan gas natural y que están adscritos a contratos interrumpibles (San Isidro, Nueva Renca y Nehuenco), en todo o parte de su consumo, la CNE ha decidido considerar la no disponibilidad de este combustible bajo las actuales condiciones de abastecimiento de gas desde Argentina. Sin embargo, a partir de Abril de 2009, fecha esta última en la cual se espera contar con disponibilidad de GNL, se modelan siendo alimentados con GNL. Se ha considerado la proporción de la planta correspondiente a generación eléctrica que resulta de descontar los consumos residenciales e industriales de gas. Durante el primer año se considera una máxima capacidad de la planta de 4,75 Mm3/día, luego, desde Abril de 2010 se considera una capacidad de 9,5 Mm3/día la cual es ampliable a medida que la demanda lo requiera.

– Para las centrales existentes y en construcción, informadas por Arauco Generación S.A., la CNE ha asignado a cada una de ellas las respectivas curvas de costo por bloque de potencia que informa el propietario.

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6 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO

6.1 Precio Básico de la Energía El Precio Básico de la Energía se calculó en el Nudo Troncal Quillota 220 kV a partir de la asociación de consumos aguas abajo de esta barra. Para esto, se consideró los costos marginales esperados y energías mensuales tanto en esta barra como en las barras de consumo asociadas a está. De esta forma, considerando los primeros 48 meses de operación del SIC, contados a partir del 1º de Octubre de 2007, el precio básico se determina como:

Precio Básico Energía Nudo Referencia=∑

=

=

+

+

48

1

,

48

1

,,

)1(

)1(

ii

iNref

ii

iNrefiNref

rE

rECMg

Donde: Nref : Nudo Troncal definido como Subestación Básica de Energía

para el Precio de Nudo Básico de la Energía, Quillota 220 kV. CMgNref,i : Costo Marginal Mensual en el mes i en la Subestación Básica

de Energía. ENref,i : Energía Mensual en el mes i asociada a la Subestación Básica

de Energía. i : mes i-ésimo. r : Tasa de descuento mensual, equivalente a 10% anual. En el ANEXO Nº 6 se entrega la información necesaria para determinar los precios de nudo en las barras troncales del sistema. El Precio Básico de la Energía es de 65,088 $/kWh para el Nudo Básico de referencia. En este cálculo se ha considerado una operación que recoge exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente, en lo relativo a regulación de frecuencia y tensión, cuyos aspectos generales se describen en ANEXO Nº 3.

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6.2 Precios Básicos de la Potencia de Punta Los Precios Básicos de la Potencia de Punta se derivaron del costo de ampliar la capacidad instalada en turbinas a gas diesel. Conforme a lo establecido en el artículo 162º, Nº 3 DFL Nº4/2006, se identifican dos precios básicos de potencia:

a) El precio básico de la potencia de punta en el nudo Básico de Potencia Polpaico 220 kV resulta igual a 4.141,22 $/kW/mes.

b) El precio básico de la potencia de punta en el nudo Básico de Potencia

Valdivia 220 kV resulta igual a 4.010,81 $/kW/mes. Los cálculos y consideraciones se detallan en ANEXO Nº 2.

6.3 Precios de Energía y Potencia Resto del SIC 6.3.1 Precios de Energía en el Resto del SIC Los precios de energía en los restantes nudos troncales del sistema de transmisión se determinan aplicando la expresión señalada en el punto 6.1, los cuales incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en ANEXO Nº 3. Los Factores de Penalización de Energía resultan de referir los precios determinados en resto de las subestaciones principales del SIC respecto del nudo de referencia Quillota 220 kV. La determinación de los precios mencionados entre otros factores considera las pérdidas marginales y saturaciones del sistema de transmisión así como también los costos de operación del sistema. En el caso del nudo Pugueñún, el cálculo lo efectúa la CNE con los antecedentes correspondientes a la fecha de cada Informe Técnico. 6.3.2 Precios de Potencia en el Resto del SIC Los precios de potencia en los restantes nudos o barras del SIC se determinaron aplicando Factores de Penalización a los Precios Básicos de la Potencia señalados en el punto 6.2.

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Estos Factores se obtienen de referir a los nudos de referencia de cada subsistema, los precios para el bloque de mayor demanda para los meses de abril a septiembre, obtenidos de acuerdo a la expresión del punto 6.1, para cada nudo troncal. Dichos factores de penalización incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en ANEXO Nº 3. En el CUADRO N° 11 se muestran los factores de penalización y los precios de energía y potencia resultantes.

CUADRO N° 11: FACTORES DE PENALIZACIÓN Y PRECIOS DE NUDO (*) NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION PRECIOS DE NUDO

kV POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA[$/kW/mes] [$/kWh]

D. DE ALMAGRO 220 1,1814 1,2324 4.892,44 80,214 (**)CARRERA PINTO 220 1,1723 1,2250 4.854,75 79,733 (**)CARDONES 220 1,1582 1,2017 4.796,36 78,216 (**)MAITENCILLO 220 1,0875 1,1217 4.503,58 73,009 (**)PAN DE AZUCAR 220 1,0970 1,1277 4.542,92 73,400 (**)LOS VILOS 220 1,0366 1,0637 4.292,79 69,234 (**)QUILLOTA 220 0,9795 1,0000 4.056,32 65,088 (**)POLPAICO 220 1,0000 1,0282 4.141,22 66,923 (**)CERRO NAVIA 220 1,0583 1,0706 4.382,65 69,683 (**)ALTO JAHUEL 220 1,0338 1,0435 4.281,19 67,919 (**)RANCAGUA 154 1,0714 1,0839 4.436,90 70,549 (**)SAN FERNANDO 154 1,0541 1,0744 4.365,26 69,931 (**)ITAHUE 154 1,0003 1,0164 4.142,46 66,155 (**)PARRAL 154 0,9916 1,0303 4.106,43 67,060 (***)ANCOA 220 0,9976 1,0075 4.131,28 65,576 (**)CHARRUA 220 0,9681 0,9898 4.009,12 64,424 (**)CONCEPCION 220 0,9981 1,0273 4.133,35 66,865 (***)SAN VICENTE 154 1,0082 1,0306 4.175,18 67,080 (***)TEMUCO 220 1,0034 1,0495 4.024,45 68,310 (**)VALDIVIA 220 1,0000 1,0493 4.010,81 68,297 (**)BARRO BLANCO 220 1,0056 1,0600 4.033,27 68,993 (***)PUERTO MONTT 220 1,0088 1,0704 4.046,11 69,670 (**)PUGUEÑUN 110 1,2810 1,3592 5.137,85 88,468 (***)

(*) Conforme al Artículo 17º transitorio, inciso tercero del DFL Nº 4/2006. (**) Subestaciones troncales conforme Artículo 14 transitorio del DFL Nº 4/2006. (***) Otras subestaciones del sistema eléctrico.

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7 FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO

7.1 Indexación del Precio de la Potencia de Punta9 Los parámetros de la fórmula de indexación de la potencia representan el peso relativo de cada una de las componentes utilizadas en la determinación del precio básico de la potencia, y se obtienen y justifican a partir del valor de las derivadas parciales de dicho precio respecto a cada una de las variables utilizadas.

[ ]⎥⎥⎦

⎢⎢⎣

⎡⋅+⋅+⎟⎟

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅+⋅⋅

++

⋅⋅=oooooo IPC

IPC4coefIPMIPM3coef

PPIPPI2coef

PPIturbPPIturb1coef

d1d1

DOLDOLPbpotmeskW$USPpot

Potencia Potencia PPIturb PPI IPM IPCCentral [MW] Central [MW] COEF 1 COEF 2 COEF 3 COEF 4

Polpacio 70 0,4468 0,14065 0,13365 0,2789Valdivia 50 0,48073 0,09782 0,10992 0,31153

En que: DOL : Valor promedio del tipo de cambio observado del dólar EEUU

del mes anterior al que aplique la indexación publicado por el Banco Central.

d : Derechos arancelarios aplicables a la importación de bienes de

capital, en °/1. IPC e IPM : Índices de precios al consumidor y de precios al por mayor

publicados por el INE para el segundo mes anterior al cual se aplique la indexación.

PPIturb : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine

Generator Set Unit Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, pcu333611333611) correspondiente al

9 La fórmula de indexación, así como la estructura y valores base del cálculo del precio básico de la potencia, han sido determinados considerando el “ESTUDIO DE DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA EN SISTEMAS SIC Y SING”. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Decreto Supremo Nº 327 de 1997, modificado por el Decreto Supremo Nº 158 de 2003, específicamente en su artículo 277.

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sexto mes anterior al cual se aplique la indexación. PPI : Producer Price Index- Commodities publicados por el Bureau of

Labor Statistics (www.bls.gov, WPU00000000) correspondiente al sexto mes anterior al cual se aplique la indexación.

DOL0 : Dólar observado EEUU promedio del mes de septimbre de

2007 publicado por el Banco Central (516,91[$/US$]). D10 : Tasa arancelaria vigente aplicable a equipos electromecánicos

en la zona franca de extensión de Iquique (6%). IPCo e IPMo : Valores de IPC y de IPM correspondientes a Agosto de 2007

(130,45 y 256,32 respectivamente). PPIturbo : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine

Generator Set Unit Mfg correspondiente al mes de Abril de 2007 (171,80).

PPI o : Producer Price Index- Commoditie correspondiente al mes de

Abril de 2007 (171,40).

7.2 Indexación del Precio de la Energía Los parámetros de la fórmula de indexación de la energía se obtienen y justifican mediante: El precio de nudo de la energía será indexado respecto de las variaciones que experimente el precio medio de mercado, de acuerdo a la siguiente expresión:

Precio Energía = Precio base · ⎥⎦

⎤⎢⎣

O

i

PMMPMM

Donde: PMM i : Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión, correspondientes a la ventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación de este precio.

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PMM 0 : Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión, correspondientes a la ventana de cuatro meses, que incluye los meses de mayo a agosto de 2007 [$/kWh]. El primer día hábil de cada mes, la Comisión publicará en su sitio de dominio electrónico, el valor del PMMi respectivo, para efectos de la aplicación de la fórmula anterior. Los precios medios de los contratos de clientes libres serán indexados mediante el Índice de Precios al Consumidor (IPC), al mes anterior al cual se realice la aplicación de la fórmula de indexación de la energía. 8 CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA

8.1 Indexación Cargos por Energía Reactiva Los cargos por energía reactiva de la fijación de Octubre de 2007 varían en un 0,27 % respecto de la fijación de Abril de 2007, cifra que corresponde a un 0,27 % por la variación del tipo de cambio (Dólar Acuerdo) entre marzo 2007 y Septiembre de 2007 y a un 0,00 % por variación del valor real del dólar en adquisición de maquinaria eléctrica (IPM USA), en seis meses (Enero 2007 – Julio 2007).

8.2 Condiciones de Aplicación Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el CUADRO N° 12, y se aplicarán en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio público que esté recibiendo energía eléctrica de una empresa generadora o de otra empresa distribuidora de servicio público, horariamente, conforme al siguiente procedimiento: 1. Medir y registrar energía activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva. 2. Calcular el cuociente entre energía reactiva inductiva y la energía activa. 3. Conforme al cuociente anterior y de acuerdo al nivel de tensión del punto de

compra, aplicar los cargos por energía reactiva inductiva presentados en el CUADRO N° 12, para cada una de las horas del período comprendido entre las 08:00 y 24:00 hrs.

4. Se exceptúa la aplicación de los siguientes cargos sólo para aquellas horas correspondientes a los días domingos o festivos.

El mecanismo de aplicación de los cargos señalados en el CUADRO N° 12,

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será detallado en el Decreto de Precios de Nudo respectivo. En aquellos casos en que existan puntos de compra con mediciones que incluyan inyecciones o consumos de energía activa o reactiva, distintos a los reconocidos por la empresa distribuidora consumidora, se deberá realizar un balance horario que permita identificar el consumo de energía activa y reactiva al cual se deben aplicar los recargos presentados en el CUADRO N° 12. Los términos y condiciones de dichos balances deberán ser determinados a través de un informe de la Dirección de Peajes.

CUADRO N° 12: CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA INDUCTIVA SEGÚN NIVEL DE TENSIÓN DE PUNTO DE COMPRA

Cargo para tensión Cargo para tensión Cargo para tensión Cuociente superior a 100 kV entre 100 kV y 30 kV inferior a 30 kV

(%) $/KVArh $/KVArh $/KVArh Desde 0 y hasta 10 0,0 0,0 0,0 Sobre 10 y hasta 20 0,0 0,0 0,0 Sobre 20 y hasta 30 4,013 0,0 0,0 Sobre 30 y hasta 40 7,225 7,225 0,0 Sobre 40 y hasta 50 7,225 7,225 7,225 Sobre 50 y hasta 80 9,628 9,628 9,628

Sobre 80 12,031 12,031 12,031

9 HORAS DE PUNTA DEL SISTEMA

Se entenderá por horas de punta el período del día comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas durante los meses de Abril, Mayo, Junio, Julio, Agosto y Septiembre, exceptuándose los domingos, festivos y sábados inmediatamente siguientes o anteriores a un día laboral festivo de dichos meses.

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10 DETERMINACIÓN DE LA BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y COMPARACIÓN DEL PRECIO MEDIO TEÓRICO CON PRECIOS DE MERCADO.

10.1 DETERMINACIÓN PRECIO MEDIO BÁSICO Conforme a lo establecido en el inciso primero del artículo 168º del DFL Nº4/2006, el Precio Medio Básico del SIC resulta ser:

CUADRO N° 13: DETERMINACIÓN PRECIO MEDIO BÁSICO.10 Precio Medio Básico SIC

Precio Básico Energía [$/kWh] 65,088 Precio Básico Potencia [$/kW/mes] 4.056,32

Precio Medio Básico [$/kWh] 72,556

10.2 DETERMINACIÓN DE BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Según lo establecido en los números 2, 3 y 4, del artículo 168º del DFL Nº4/2006, para la determinación de la Banda de Precios de Mercado (BPM) se debe determinar la diferencia porcentual (∆PMB/PMM%) entre el Precio Medio Básico, calculado en el punto anterior, y el Precio Medio de Mercado (PMM) determinado en conformidad a lo establecido en artículo 167º del DFL Nº4/2006. Esta comparación se muestra en CUADRO N° 14.

CUADRO N° 14: COMPARACIÓN PRECIO MEDIO BÁSICO – PRECIO MEDIO DE MERCADO.

Precio Medio Básico/Mercado SIC Precio Medio Básico [$/kWh] 72,556

Precio Medio de Mercado [$/kWh] 43,517 ∆ PMB / PMM (%) 66,7%

El procedimiento de determinación de la BPM se describe a continuación:

⎪⎪⎩

⎪⎪⎨

∆≤

<∆≤−∆⋅

<∆

=

%/80% si ; %30

%80%/30 si ; %2%/52

%30%/ si ; %5

PMMPMB

PMMPMBPMMPMB

PMMPMB

BPM

10 Precio Básicos en nudo Quillota 220 kV., Factor de carga Sistema utilizado: 0.744.

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De la aplicación del procedimiento descrito anteriormente, el límite superior de la BPM para la presente fijación resulta igual a 24,70%.

10.3 COMPARACIÓN DEL PRECIO MEDIO TEÓRICO CON PRECIO MEDIO DE MERCADO. En conformidad al procedimiento estipulado en el artículo 167º del DFL Nº4/2006, la diferencia porcentual entre el Precio Medio de Mercado y el Precio Medio Teórico resulta ser igual a:

CUADRO N° 15: COMPARACIÓN PRECIO MEDIO TEÓRICO – PRECIO MEDIO DE MERCADO.

Precio Medio Teórico/Mercado SIC Precio Medio Teórico [$/kWh] 77,178

Precio Medio de Mercado [$/kWh] 43,517 Diferencia (%) 77,35%

Dicha diferencia porcentual es superior al límite superior de la BPM calculado en el punto anterior. Por lo tanto, según lo señalado en el artículo 168º del DFL Nº4/2006, se procedió a ajustar todos los precios de nudo, sólo en su componente de energía, por un coeficiente único, de modo de alcanzar el límite superior de BPM. CUADRO N° 16: COMPARACIÓN PRECIO MEDIO TEÓRICO AJUSTADO – PRECIO MEDIO

MERCADO. Precio Medio Teórico Ajustado/Mercado SIC

Precio Medio Teórico Ajustado [$/kWh] 54,265 Precio Medio de Mercado [$/kWh] 43,517

Diferencia (%) 24,70%

Se procede a ajustar el precio básico de energía de tal forma de cumplir con lo estipulado en el inciso 4 del artículo 166º del DFL Nº4/2006.

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CUADRO N° 17: PRECIOS DE NUDO, AJUSTADO A BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y FACTORES DE PENALIZACIÓN (*).

NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION PRECIOS DE NUDOkV POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA

[$/kW/mes] [$/kWh]D. DE ALMAGRO 220 1,1814 1,2324 4.892,44 54,213 (**)CARRERA PINTO 220 1,1723 1,2250 4.854,75 53,888 (**)CARDONES 220 1,1582 1,2017 4.796,36 52,863 (**)MAITENCILLO 220 1,0875 1,1217 4.503,58 49,344 (**)PAN DE AZUCAR 220 1,0970 1,1277 4.542,92 49,608 (**)LOS VILOS 220 1,0366 1,0637 4.292,79 46,792 (**)QUILLOTA 220 0,9795 1,0000 4.056,32 43,990 (**)POLPAICO 220 1,0000 1,0282 4.141,22 45,231 (**)CERRO NAVIA 220 1,0583 1,0706 4.382,65 47,096 (**)ALTO JAHUEL 220 1,0338 1,0435 4.281,19 45,904 (**)RANCAGUA 154 1,0714 1,0839 4.436,90 47,681 (**)SAN FERNANDO 154 1,0541 1,0744 4.365,26 47,263 (**)ITAHUE 154 1,0003 1,0164 4.142,46 44,711 (**)PARRAL 154 0,9916 1,0303 4.106,43 45,323 (***)ANCOA 220 0,9976 1,0075 4.131,28 44,320 (**)CHARRUA 220 0,9681 0,9898 4.009,12 43,541 (**)CONCEPCION 220 0,9981 1,0273 4.133,35 45,191 (***)SAN VICENTE 154 1,0082 1,0306 4.175,18 45,336 (***)TEMUCO 220 1,0034 1,0495 4.024,45 46,168 (**)VALDIVIA 220 1,0000 1,0493 4.010,81 46,159 (**)BARRO BLANCO 220 1,0056 1,0600 4.033,27 46,629 (***)PUERTO MONTT 220 1,0088 1,0704 4.046,11 47,087 (**)PUGUEÑUN 110 1,2810 1,3592 5.137,85 59,791 (***)

(*) Otras subestaciones del sistema eléctrico conforme Artículo 17º transitorio, inciso tercero del DFL Nº4/2006. (**) Subestaciones troncales conforme Artículo 14º transitorio del DFL Nº4/2006. (***) Otras subestaciones del sistema eléctrico.

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10.4 DETERMINACIÓN DE VALOR MÁXIMO DE LAS OFERTAS DE LICITACIÓN PARA ABASTECER CONSUMOS REGULADOS.

De acuerdo lo establece el artículo 135º el DFL Nº4/2006, en cada licitación, el valor máximo de las ofertas será el equivalente al limite superior de la BPM aumentado en un 20%. El valor así determinado, esto es el precio medio máximo de las ofertas de licitación para consumos regulados, resulta ser igual a 125,978 [US$/MWh], que considera un precio de potencia de 8,0115 [US$/kW/mes] y un precio máximo de energía para efecto de las licitaciones mencionadas, en el SIC, igual a 111,22711 [US$/MWh].

10.5 ABONO O CARGO POR DIFERENCIA DE PRECIO DE NUDO CON COSTOS MARGINALES, DE LOS SUMINISTROS SOMETIDOS A REGULACIÓN DE PRECIOS NO CUBIERTOS POR CONTRATOS.

Conforme a lo dispuesto en el artículo 27º transitorio del DFL Nº4/2006, la DP del CDEC-SIC hizo llegar a la Comisión el Informe Definitivo “Determinación de Abono o Cargo a Suministros Sometidos a Regulación de Precios, Marzo 2007 a Agosto 2007”, mediante carta DP Nº 356/2007 de fecha 28 de septiembre de 2007, conforme a la metodología establecida en la Resolución Exenta CNE Nº 637 del 7 de octubre de 2005. Dicho informe establece que, de la aplicación de la metodología señalada, se determinó un cargo cuyo valor asciende a 12,826 $/kWh. No obstante lo anterior, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo transitorio señalado, el traspaso que resulte de las diferencias, positivas o negativas, que se produzcan entre el costo marginal y el precio de nudo vigente, no podrá ser ni superior ni inferior en el 20% del precio de nudo. En virtud de lo anterior, y de acuerdo a los precios de nudo resultantes de la presente fijación, mostrados en el cuadro Nº 17 del cuerpo del presente informe, se determinó un cargo de 8,708 $/kWh, el cual deberá ser traspasado al total de los consumos regulados del SIC, conforme lo establezca el Decreto de Precios de Nudo respectivo.

11 Factor de Carga Sistema: 0.744

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ANEXOS 11 ANEXO Nº 1: Precios de Combustibles, restricciones de Gas

Natural Argentino y Disponibilidad de GNL. Los precios contenidos en el CUADRO N° 7, se modelaron para el horizonte de estudio a través de los factores obtenidos de las proyecciones del CUADRO N° 18 y CUADRO N° 19. Para el carbón, la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del carbón australiano. Para los combustibles diesel, fuel y mezcla diesel-fuel, la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del crudo WTI.

CUADRO N° 18: PROYECCIÓN PRECIO DE CARBÓN12.

Carbón Térmico

Año Precio [US$/Ton]

Factor de Modulación

2007 94,62 1,000 2008 102,69 1,085 2009 107,26 1,134 2010 109,33 1,155

2011 en adelante 93,15 0,984

CUADRO N° 19: PROYECCIÓN PRECIO DE CRUDO WTI13.

Crudo WTI

Año Precio [US$/bbl]

Factor de Modulación

2007 67,16 1,000 2008 70,61 1,051 2009 71,78 1,069 2010 72,60 1,081 2011 73,42 1,093 2012 74,44 1,108 2013 75,99 1,132 2014 77,64 1,156 2015 79,38 1,182 2016 81,27 1,210 2017 83,34 1,241 2018 85,62 1,275

Para las centrales recomendadas en el Plan de Obras, se utilizó precios de combustible de las centrales más cercanas, incluyendo la modulación 12 Fuente: Nymex, EIA-DOE, EIU (Foresight 2020), CNE. 13 Fuente: Purvin&Gertz (Junio 2007).

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correspondiente. En los cuadros siguientes se presenta la modelación de disponibilidad de Gas, GNL y funcionamiento Diesel de las centrales que usan gas argentino como insumo.

CUADRO N° 20: DISPONIBILIDAD PARA FUNCIONAMIENTO CON GAS, GNL Y DIESEL DE LAS CENTRALES: TATAL 1, TALTAL 2, SAN ISIDRO Y NEHUENCO I.

Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por CentralTal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I

Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel MantOctubre-2007 3 0 0 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Noviembre-2007 3 0 0 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 3 1Diciembre-2007 3 0 0 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 3 1Enero-2008 3 0 0 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 4 0Febrero-2008 2 0 0 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 4 0Marzo-2008 3 0 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Abril-2008 3 0 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Mayo-2008 1 0 3 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2008 0 0 2 2 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 4 0Agosto-2008 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2008 1 0 3 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Noviembre-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Enero-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Febrero-2009 1 0 3 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Marzo-2009 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0Abril-2009 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0Mayo-2009 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2009 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 4 0Agosto-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Noviembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Enero-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Febrero-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Marzo-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Abril-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Mayo-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Junio-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Julio-2010 0 0 2 2 0 0 2 2 0 0 2 2 0 1 3 0Agosto-2010 0 0 3 1 0 0 3 1 0 0 4 0 0 1 3 0Septiembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 3 1 0Octubre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Noviembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1

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FONO (56-2) 365 6800 – FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 – CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO – CHILE

Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por CentralTal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I

Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel MantEnero-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Febrero-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Marzo-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Abril-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Mayo-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Junio-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Julio-2011 0 0 2 2 0 0 2 2 0 0 2 2 0 1 3 0Agosto-2011 0 0 3 1 0 0 3 1 0 0 4 0 0 1 3 0Septiembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 3 1 0Octubre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Noviembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Enero-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Febrero-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Marzo-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Abril-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Mayo-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Junio-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0Julio-2012 0 2 0 2 0 2 0 2 0 0 2 2 0 1 3 0Agosto-2012 0 3 0 1 0 3 0 1 0 0 4 0 0 1 3 0Septiembre-2012 0 4 0 0 0 4 0 0 0 0 4 0 0 1 3 0Octubre-2012 0 4 0 0 0 4 0 0 0 0 4 0 0 1 3 0Noviembre-2012 0 4 0 0 0 4 0 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2012 0 4 0 0 0 4 0 0 0 0 4 0 0 0 3 1Enero-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 4 0 0Febrero-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0Marzo-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0Abril-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 3 1 0Mayo-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Junio-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Julio-2013 0 2 0 2 0 2 0 2 0 1 1 2 0 2 2 0Agosto-2013 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 1 0 0 2 2 0Septiembre-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0Octubre-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0Noviembre-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 0 3 1Diciembre-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 2 1 1Enero-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0Febrero-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0Marzo-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0Abril-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Mayo-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Junio-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Julio-2014 0 2 0 2 0 2 0 2 0 1 1 2 0 2 2 0Agosto-2014 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 1 0 0 2 2 0Septiembre-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0Octubre-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0Noviembre-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 0 3 1Diciembre-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 2 1 1

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Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por CentralTal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I

Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel MantEnero-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0Febrero-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0Marzo-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0Abril-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Mayo-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Junio-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Julio-2015 0 2 0 2 0 2 0 2 0 1 1 2 0 2 2 0Agosto-2015 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 1 0 0 2 2 0Septiembre-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0Octubre-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0Noviembre-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 0 3 1Diciembre-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 2 1 1Enero-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0Febrero-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0Marzo-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0Abril-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 3 1 0Mayo-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Junio-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Julio-2016 0 2 0 2 0 2 0 2 0 1 1 2 0 2 2 0Agosto-2016 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 1 0 0 2 2 0Septiembre-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 3 1 0Octubre-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 4 0 0Noviembre-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 0 3 1Diciembre-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 2 1 1Enero-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0Febrero-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0Marzo-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0Abril-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 3 1 0Mayo-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Junio-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Julio-2017 0 2 0 2 0 2 0 2 0 1 1 2 0 2 2 0Agosto-2017 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 1 0 0 2 2 0Septiembre-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 3 1 0Octubre-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 4 0 0Noviembre-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 0 3 1Diciembre-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 2 1 1Enero-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0Febrero-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0Marzo-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0Abril-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Mayo-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Junio-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Julio-2018 0 2 0 2 0 2 0 2 0 1 1 2 0 2 2 0Agosto-2018 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 1 0 0 2 2 0Septiembre-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0Octubre-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0Noviembre-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 0 3 1Diciembre-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 2 1 1

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FONO (56-2) 365 6800 – FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 – CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO – CHILE

CUADRO N° 21 DISPONIBILIDAD PARA FUNCIONAMIENTO CON GAS, GNL Y DIESEL DE LAS CENTRALES: NEHUENCO II, NEHUENCO III, NUEVA RENCA Y CANDELARIA.

Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por CentralNehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria

Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel MantOctubre-2007 4 0 0 0 0 0 3 1 1 0 3 0 0 0 4 0Noviembre-2007 3 0 0 1 0 0 4 0 1 0 1 2 0 0 4 0Diciembre-2007 4 0 0 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1Enero-2008 4 0 0 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 4 0Febrero-2008 1 0 3 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 4 0Marzo-2008 4 0 0 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Abril-2008 4 0 0 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Mayo-2008 2 0 2 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 4 0Junio-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Agosto-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2008 2 0 2 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2008 0 0 4 0 0 0 3 1 1 0 3 0 0 0 4 0Noviembre-2008 0 0 3 1 0 0 4 0 1 0 1 2 0 0 4 0Diciembre-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 1 0 1 2 0 0 3 1Enero-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 4 0Febrero-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 4 0Marzo-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 4 0Abril-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Mayo-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Junio-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Julio-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Agosto-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Septiembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Octubre-2009 0 0 4 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0Noviembre-2009 0 0 3 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 4 0Diciembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1Enero-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Febrero-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Marzo-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Abril-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Mayo-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Junio-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Julio-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Agosto-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Septiembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Octubre-2010 0 0 4 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0Noviembre-2010 0 1 2 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 4 0Diciembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1

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FONO (56-2) 365 6800 – FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 – CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO – CHILE

Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por CentralNehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria

Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel MantEnero-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Febrero-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Marzo-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Abril-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Mayo-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Junio-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Julio-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Agosto-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Septiembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Octubre-2011 0 0 4 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0Noviembre-2011 0 1 2 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 4 0Diciembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1Enero-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Febrero-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Marzo-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Abril-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Mayo-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Junio-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Julio-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Agosto-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Septiembre-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Octubre-2012 0 0 4 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0Noviembre-2012 0 1 2 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 4 0Diciembre-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1Enero-2013 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 1 3 0Febrero-2013 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Marzo-2013 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Abril-2013 0 2 2 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Mayo-2013 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Junio-2013 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Julio-2013 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Agosto-2013 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Septiembre-2013 0 2 2 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 1 3 0Octubre-2013 0 2 2 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 1 3 0Noviembre-2013 0 2 1 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 4 0 0Diciembre-2013 0 2 2 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 1 2 1Enero-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 2 2 0Febrero-2014 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Marzo-2014 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Abril-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Mayo-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Junio-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Julio-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Agosto-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Septiembre-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Octubre-2014 0 1 3 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0Noviembre-2014 0 1 2 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 4 0 0Diciembre-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1

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FONO (56-2) 365 6800 – FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 – CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO – CHILE

Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por CentralNehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria

Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel MantEnero-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Febrero-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Marzo-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Abril-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Mayo-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Junio-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Julio-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Agosto-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Septiembre-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Octubre-2015 0 1 3 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0Noviembre-2015 0 1 2 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 4 0 0Diciembre-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1Enero-2016 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 2 2 0Febrero-2016 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Marzo-2016 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Abril-2016 0 2 2 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Mayo-2016 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Junio-2016 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Julio-2016 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Agosto-2016 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Septiembre-2016 0 2 2 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 2 2 0Octubre-2016 0 2 2 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0Noviembre-2016 0 2 1 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 4 0 0Diciembre-2016 0 2 2 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 1 2 1Enero-2017 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 2 2 0Febrero-2017 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Marzo-2017 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Abril-2017 0 2 2 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Mayo-2017 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Junio-2017 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Julio-2017 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Agosto-2017 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Septiembre-2017 0 2 2 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 2 2 0Octubre-2017 0 2 2 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0Noviembre-2017 0 2 1 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 4 0 0Diciembre-2017 0 2 2 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 1 2 1Enero-2018 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 2 2 0Febrero-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Marzo-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0Abril-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Mayo-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Junio-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Julio-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Agosto-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0Septiembre-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 2 2 0Octubre-2018 0 0 4 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0Noviembre-2018 0 0 3 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 3 1 0Diciembre-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 1 2 1

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FONO (56-2) 365 6800 – FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 – CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO – CHILE

CUADRO N° 22 DISPONIBILIDAD PARA FUNCIONAMIENTO CON GAS, GNL Y DIESEL DE LAS CENTRALES: CAMPANARIO, CORONEL TG, NUEVA ALDEA 2 Y HORCONES TG.

Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central

Campanario Coronel TG Nueva Aldea 2 Horcones TGEtapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant

Octubre-2007 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 1 2 1 0 1 2Noviembre-2007 1 0 1 2 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 2 1Diciembre-2007 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0Enero-2008 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0Febrero-2008 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 0Marzo-2008 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 0Abril-2008 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 0Mayo-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2008 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2008 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Agosto-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2Noviembre-2008 0 0 2 2 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Enero-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Febrero-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Marzo-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Abril-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Mayo-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2009 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2009 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Agosto-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2Noviembre-2009 0 0 2 2 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Enero-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Febrero-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Marzo-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Abril-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Mayo-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2010 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2010 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Agosto-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2Noviembre-2010 0 0 2 2 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0

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FONO (56-2) 365 6800 – FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 – CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO – CHILE

Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por CentralCampanario Coronel TG Nueva Aldea 2 Horcones TG

Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel MantEnero-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Febrero-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Marzo-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Abril-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Mayo-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2011 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2011 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Agosto-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2Noviembre-2011 0 0 2 2 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Enero-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Febrero-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Marzo-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Abril-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Mayo-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2012 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2012 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Agosto-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2Noviembre-2012 0 0 2 2 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Enero-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Febrero-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Marzo-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Abril-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Mayo-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2013 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2013 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Agosto-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2Noviembre-2013 0 0 2 2 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Enero-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Febrero-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Marzo-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Abril-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Mayo-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2014 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2014 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Agosto-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2Noviembre-2014 0 0 2 2 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0

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Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por CentralCampanario Coronel TG Nueva Aldea 2 Horcones TG

Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel MantEnero-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Febrero-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Marzo-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Abril-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Mayo-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2015 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2015 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Agosto-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2Noviembre-2015 0 0 2 2 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Enero-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Febrero-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Marzo-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Abril-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Mayo-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2016 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2016 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Agosto-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2Noviembre-2016 0 0 2 2 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Enero-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Febrero-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Marzo-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Abril-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Mayo-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2017 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2017 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Agosto-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2Noviembre-2017 0 0 2 2 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Enero-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Febrero-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Marzo-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Abril-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Mayo-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Junio-2018 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Julio-2018 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0Agosto-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Septiembre-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0Octubre-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2Noviembre-2018 0 0 2 2 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1Diciembre-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0

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12 ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA

12.1 Calculo del Precio de Energía en Nudo Básico Quillota 220 kV

CUADRO N° 23: COSTOS MARGINALES ESPERADOS Y ENERGÍA EN BARRA DE REFERENCIA QUILLOTA 220.

MES CMg Demanda MES CMg Demanda(mills/kWh) (GWh) (mills/kWh) (GWh)

Oct 2007 118,247 366,195 Oct 2009 116,307 411,633Nov 2007 114,539 361,868 Nov 2009 116,398 407,569Dic 2007 110,416 389,452 Dic 2009 121,016 438,939Ene 2008 141,006 390,920 Ene 2010 134,136 439,278Feb 2008 158,147 366,311 Feb 2010 147,311 411,803Mar 2008 162,422 391,914 Mar 2010 151,662 440,228Abr 2008 160,871 376,568 Abr 2010 148,516 423,023May 2008 157,545 380,076 May 2010 134,055 426,539Jun 2008 148,057 378,450 Jun 2010 119,414 425,156Jul 2008 148,225 387,773 Jul 2010 91,429 435,461Ago 2008 144,749 388,859 Ago 2010 97,118 436,883Sep 2008 136,073 379,976 Sep 2010 70,274 426,962Oct 2008 141,051 391,344 Oct 2010 65,240 439,596Nov 2008 137,512 387,157 Nov 2010 65,473 434,494Dic 2008 137,026 416,810 Dic 2010 68,334 468,734Ene 2009 156,905 411,509 Ene 2011 79,602 464,993Feb 2009 172,947 385,717 Feb 2011 98,926 435,933Mar 2009 195,059 412,462 Mar 2011 116,175 465,931Abr 2009 193,615 396,318 Abr 2011 102,920 447,745May 2009 177,676 399,814 May 2011 94,088 451,179Jun 2009 149,857 398,406 Jun 2011 86,071 450,026Jul 2009 135,461 408,152 Jul 2011 76,837 460,855Ago 2009 131,504 409,431 Ago 2011 84,866 462,497Sep 2009 118,215 399,701 Sep 2011 64,351 451,942

Promedio ponderado: 125,917 [US$/MWh] Precio de la energía en nudo Quillota 220 kV: Precio Básico Energía = 125,917 [US$/MWh] · 516,91 [$/US$]= 65,088 ($/kWh) El precio básico de la energía se ha calculado de acuerdo a la expresión del punto 6.1. Asimismo, el precio básico de la energía se ha determinado considerando el stock de agua de los embalses al 1º de Octubre de 2007, tal como exige el DFL Nº4/2006 en su artículo 162º, numeral dos.

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12.2 CÁLCULO DE LOS PRECIOS BÁSICOS DE LA POTENCIA14

En conformidad a lo dispuesto en el Artículo 162º del DFL Nº4/2006, se identifican los siguientes subsistemas dentro del SIC para efectos de establecer los respectivos precios básicos de la potencia: Subsistema SIC Centro-Norte: Constituido por las subestaciones troncales localizadas entre las subestaciones Diego de Almagro 220 kV y Charrúa 220 kV, ambas subestaciones incluidas. Subestación básica de potencia: Polpaico 220 kV. Subsistema SIC Sur: Constituido por las subestaciones troncales localizadas entre las subestaciones Temuco 220 kV y Puerto Montt 220 kV, ambas subestaciones incluidas. Subestación básica de potencia: Valdivia 220 kV. Asimismo, considerando los tamaños relativos de ambos subsistemas, así como los respectivos requerimientos de capacidad, se establece para cada subsistema lo siguiente: Subsistema SIC Centro-Norte:

Unidad de punta : Turbina a gas diesel de 70 MW MRT = 11,76 %

Subsistema SIC Sur:

Unidad de punta : Turbina a gas diesel de 50 MW MRT = 15,00 %

El detalle en la determinación de los precios respectivos se efectúa conforme se señala a continuación:

14 La fórmula de indexación, así como la estructura y valores base del cálculo del precio básico de la potencia, han sido determinados considerando el “ESTUDIO DE DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA EN SISTEMAS SIC Y SING”. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Decreto Supremo Nº 327 de 1997, modificado por el Decreto Supremo Nº 158 de 2003, específicamente en su artículo 277.

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12.2.1 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC CENTRO-NORTE

El costo mensual de potencia se calcula según la siguiente fórmula: [ ] ( ){ } ( ) FPMRT1CCFFRCCFRCCFRCCmeskW$USPpot opLTLTSESETGTG ⋅+⋅+⋅⋅+⋅+⋅=

Precio Básico de la Potencia, Polpaico 70 [MW]C TG [US$/kW] 611,571 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto.

FRC TG [-] 0,008785 Factor de recuperación de capital de la inversión de la unidad generadora,corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 25 años.

C SE [US$/kW] 64,465 Costo unitario de la subestación eléctrica de este proyecto.

FRC SE [-] 0,008459 Factor de recuperación de capital de la inversión de la subestación eléctrica,corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 30 años.

C LT [US$/kW] 17,667 Costo unitario de la línea de transmisión que conecta la subestación de esteproyecto con la subestación Polpaico

FRC LT [-] 0,009366 Factor de recuperación de capital de la inversión de la línea de transmisión,corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 20 años.

CF [-] 1,048809 Costo financiero.C OP [US$/kW] 0,748 Costo fijo de operación y mantenimiento.1 + MRT [-] 1,1176 Incremento por Margen de Reserva Teórico.FP [-] 1,005635 Factor de pérdidas Pbpot [US$/kW/mes] 8,0115 Precio Básico de la potencia.

Precio Básico Potencia = 8,0115 · 516,91 = 4.141,22 ($/kW/mes)

12.2.2 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN

SUBSISTEMA SIC SUR

El costo mensual de potencia se calcula según la siguiente fórmula: [ ] ( ){ } ( ) FPMRT1CCFFRCCFRCCFRCCmeskW$USPpot opLTLTSESETGTG ⋅+⋅+⋅⋅+⋅+⋅=

Precio Básico de la Potencia, Valdivia 50 [MW]C TG [US$/kW] 553,224 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto.

FRC TG [-] 0,008785 Factor de recuperación de capital de la inversión de la unidad generadora,corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 25 años.

C SE [US$/kW] 77,095 Costo unitario de la subestación eléctrica de este proyecto.

FRC SE [-] 0,008459 Factor de recuperación de capital de la inversión de la subestación eléctrica,corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 30 años.

C LT [US$/kW] 8,316 Costo unitario de la línea de transmisión que conecta la subestación de esteproyecto con la subestación Valdivia.

FRC LT [-] 0,009366 Factor de recuperación de capital de la inversión de la línea de transmisión,corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 20 años.

CF [-] 1,048809 Costo financiero.C OP [US$/kW] 0,852 Costo fijo de operación y mantenimiento.1 + MRT [-] 1,15 Incremento por Margen de Reserva Teórico.FP [-] 1,004787 Factor de pérdidas Pbpot [US$/kW/mes] 7,7592 Precio Básico de la potencia.

Precio Básico Potencia = 7,7592 · 516,91 = 4.010,81 ($/kW/mes)

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13 ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE OCTUBRE DE 2007

13.1 Simplificaciones Adoptadas

Para la modelación del sistema eléctrico se han adoptado las siguientes simplificaciones: a) Modelación uninodal del sistema eléctrico para la determinación de

indisponibilidad de generación. b) Modelación multinodal para la determinación de indisponibilidad de

transmisión.

c) Factores de penalización determinados por la CNE producto de una actualización que incorpora las nuevas condiciones del SIC, tanto en generación como en transmisión determinadas con el Modelo Multinodal-Multiembalse OSE2000.

13.2 Calidad de Suministro y Reglamento Eléctrico

La calidad de suministro se ha considerado respecto de los parámetros Indisponibilidad de Generación, Indisponibilidad de Transmisión, Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión

13.2.1 Indisponibilidad de Generación Se determinó la indisponibilidad de generación implícita asociada al plan de obras utilizado en la presente fijación de precios. La indisponibilidad del sistema de generación es representada a través del desarrollo de un modelo estático, anual, que considera la curva de duración de la demanda del sistema, las indisponibilidades características de las unidades generadoras del sistema y las condiciones de corto plazo que presenta la oferta de generación hidráulica para el caso de un sistema hidro-térmico. La modelación utilizada, reemplaza las unidades generadoras reales por unidades ideales con disponibilidad igual a 100%, obteniéndose la curva de duración de la demanda “equivalente” a partir del proceso de convolución entre la curva de duración de la demanda y las distribuciones de indisponibilidad de cada una de las unidades del sistema.

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Una vez obtenida la curva de duración de la demanda equivalente y a partir de la capacidad de oferta de potencia reconocida al sistema, se obtiene la probabilidad de pérdida de carga (LOLP) como indicador que representa el número de horas esperado en que el sistema de generación no es capaz de absorber la demanda de potencia del sistema durante las horas de punta. La indisponibilidad de generación obtenida en el SIC expresada en horas al año: Indisponibilidad de Generación = 1,90 horas/año

13.2.2 Indisponibilidad de Transmisión

La indisponibilidad de transmisión se trató mediante afectación directa de los factores de penalización, considerando que la modelación del sistema de transmisión que les dio origen no incorporó factores de indisponibilidad. Para ello, y como simplificación del problema, se efectuó una simulación estática de la operación del sistema eléctrico para una condición típica de operación en la hora de demanda máxima utilizando una versión del modelo multinodal PCP15. Considerando una tasa de indisponibilidad de 0,00136 horas/Km al año, se simuló la operación del sistema para diferentes escenarios de indisponibilidad de líneas. Se consideró la salida sucesiva de 21 tramos redespachando el abastecimiento en cada caso y observando los casos en que la demanda total del sistema no fue abastecida. A cada escenario de insuficiencia de demanda, y a su distribución de costos marginales por barra, se asignó la probabilidad correspondiente determinando un coeficiente promedio de sobrecosto por sobre el costo marginal promedio del caso base sin salidas de línea. Como costo de falla se usó el costo correspondiente al primer tramo de falla. Se acumularon las tasas de falla asociadas a cada escenario de falla. Los resultados son los siguientes: Indisponibilidad de Transmisión = 1,63 horas/año Factor de Sobrecosto por Indisponibilidad = 1,000183 p.u

15 El Modelo PCP fue revisado y aprobada su utilización en el CDEC-SIC por la Comisión Nacional de Energía con

motivo de la divergencia surgida en Sesión Nº72.1/98.

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Se afectó los factores de penalización de potencia por dicho factor de sobrecosto. Los factores de penalización de potencia presentados en el cuerpo de este Informe, incluyen este coeficiente de sobre costo.

13.3 Factores de Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión La metodología empleada por la Comisión para calcular estos factores se basa en sensibilidades efectuadas respecto del punto de operación obtenido en la determinación del precio teórico de energía. En este sentido, es posible establecer los sobrecostos de operación con las restricciones impuestas al modelo para efectuar tanto la regulación de frecuencia como de tensión, durante los primeros 48 meses. Posteriormente, se calculan los factores mencionados para incrementar el precio teórico de energía, de forma tal de cubrir los sobrecostos calculados. En este mismo sentido, las variaciones que puedan experimentar estos factores de sobrecostos guardan relación los cambios que experimente el punto o condición de operación del sistema respecto a fijaciones anteriores, condición que tiene directa relación con la forma de utilización de los recursos disponibles en el sistema. En la presente fijación, el abastecimiento futuro se efectuó en base a un uso intensivo de Diesel, en especial en el centro de carga del sistema.

13.3.1 Regulación de Frecuencia Sin perjuicio de que los desarrollos de generación previstos reconocen en sus costos de inversión elementos de control y regulación de frecuencia, mantener la frecuencia del sistema dentro de los límites establecidos por la reglamentación vigente, requiere de una operación coordinada de las unidades de generación destinada a mantener un margen de reserva de potencia en el sistema. Para este efecto se realizó una simulación de la operación en el Modelo OSE2000 utilizando las bases económicas de la presente fijación. En este escenario, se consideró que el sistema debe soportar la salida de una unidad de 390 MW, repartiendo la reserva necesaria para tal contingencia entre las centrales Colbún, Pehuenche, Rapel y El Toro, a prorrata de su potencia instalada.

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Se determinó una diferencia de costos de operación por efecto de la regulación de frecuencia del orden de los 194,666 millones de US$, durante los 48 meses considerados en el cálculo de precio de nudo, el siguiente coeficiente de sobrecosto Frf, aplicado al precio teórico de energía permite recuperar tal diferencia de costos de operación en el mismo período de cálculo de precios de nudo: Frf = 1,009114

13.3.2 Regulación de Tensión Análogamente al caso anterior, las instalaciones previstas contemplan costos en elementos de compensación. Complementariamente, la regulación de tensión es efectuada mediante el despacho de una o más unidades de generación destinada a mantener los perfiles de tensión en los rangos nominales en el sistema. Para este efecto se simuló en el modelo OSE2000 una operación del sistema, utilizando las bases económicas de la presente fijación, considerando: • La central Nueva Renca con una operación forzada a mínimo técnico,

esto es, 240 MW. • La central Nehuenco II con una operación forzada a mínimo técnico, esto

es, 260 MW. • Dichas condiciones de operación se mantuvieron durante todo el

horizonte de análisis. • Durante los mantenimientos programados de las centrales utilizadas

para representar la regulación de tensión en el sistema, éstas fueron reemplazadas por la central San Isidro, como una forma simplificada de mantener la operación a mínimo técnico de dos unidades a ciclo combinado.

Se determinó una diferencia de costos de operación por efecto de la regulación de tensión del orden de los 417,468 millones de US$, durante los 48 meses considerados en el cálculo de precio de nudo, el siguiente coeficiente de sobrecosto Frv, aplicado junto al factor Frf al precio teórico de energía, permite recuperar tal diferencia de costos de operación en el mismo período de cálculo de precios de nudo: Frv = 1,016976

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Cabe señalar lo siguiente:

• Las metodologías para el tratamiento de los índices de calidad de

suministro deben entenderse de exclusiva aplicación en la presente fijación de precios.

• Los parámetros definidos no deben entenderse como una condicionante

del trabajo que el CDEC debe efectuar para cumplir con lo establecido en las letras f) y g) del Artículo 172º del Reglamento de la Ley General de Servicios eléctricos.

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14 ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA

14.1 Introducción

En base a los antecedentes entregados en el Informe Técnico Definitivo de Octubre de 2003, se presenta a continuación la estructura aplicable a la determinación del costo de falla. Conforme a lo anterior, el costo de falla medio del SIC está determinado para restricciones de 5, 10, 20 y 30%, y períodos de 1, 2 y 10 meses respectivamente. Se consideró el efecto en el costo de falla para el SIC debido al efecto en tres sectores: sector residencial, sector servicios y sector productivo. Para cada una de las tres componentes señaladas, se presenta a continuación la respectiva fórmula de indexación, para finalmente determinar el costo de falla para el SIC.

14.2 Variación en el Costo de Falla de Sectores Residencial y de Servicios 14.2.1 Fórmula de Indexación

a) Sector Residencial: Variación promedio en las Tarifas BT1-a, del cargo por energía base, con respecto al promedio observado en Diciembre de 2000 (BT1A/BT1Ao), denominado IB. El valor de BT1Ao es 46,707.

b) Sector Servicios: Variación promedio en las Tarifas BT2, del cargo por

energía, con respecto al promedio observado en Diciembre de 2000 (BT2/BT2o), denominado IC. El valor de BT2o es 20,587.

14.2.2 Comunas Consideradas

Las comunas a considerar y su participación en el cálculo de la variación promedio por Tarifa son las siguientes:

CUADRO N° 24: COMUNAS CONSIDERADAS. Nombre Participación en el Promedio

Comuna Empresa BT1A BT2 Santiago Chilectra 66,9% 75,0%

Valparaíso Chilquinta 13,0% 8,9% Temuco CGE 13,5% 8,0%

Pto. Montt Saesa 6,6% 8,0%

Total 100,0% 100,0%

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14.3 Variación en el Costo de Falla del Sector Productivo 14.3.1 Componentes del Costo de Falla Productivo Considerando la siguiente participación de los componentes del costo de falla en sectores productivos:

CUADRO N° 25:COMPONENTES DEL COSTO DE FALLA POR SECTOR PRODUCTIVO.

Escenario Bienes tar Autogen. Producción rriendo y Comp Otros(% ) (% ) Lamda (% ) (% ) (% )

1mes 5% 10.74% 20.86% 56.55% 10.65% 1.20%

2 mes 5% 7.21% 19.42% 66.81% 5.61% 0.95%

10 mes 5% 5.94% 20.37% 70.44% 1.65% 1.60%

1mes 10% 4.41% 18.47% 65.18% 11.12% 0.82%2 mes 10% 3.27% 19.16% 70.68% 6.03% 0.86%

10 mes 10% 2.53% 20.91% 73.48% 1.77% 1.31%

1mes 20% 1.31% 12.74% 80.83% 4.45% 0.67%

2 mes 20% 0.89% 12.09% 84.13% 2.31% 0.58%

10 mes 20% 0.87% 13.15% 84.97% 0.85% 0.16%

1mes 30% 0.79% 11.49% 83.97% 3.07% 0.68%

2 mes 30% 0.56% 11.40% 85.97% 1.68% 0.39%

10 mes 30% 0.56% 12.53% 85.90% 0.68% 0.33%

14.3.2 Componentes del Costo de Falla Productivo Para cada uno de los tramos y meses deberá determinarse la siguiente expresión: IA = B · PM/PMo + A · PD/PDo + P · IPM/IPMo + C · EQ/EQo + O · RH/RHo Considerando lo siguiente: B : Componente del costo de falla del sector productivo asociado al

Bienestar (%). A :Componente del costo de falla del sector productivo asociado a la

Autogeneración (%). P : Componente del costo de falla del sector productivo asociado a la

Producción (%). C : Componente del costo de falla del sector productivo asociado al Arriendo

y Compra de Equipos (%).

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O : Componente del costo de falla del sector productivo asociado a Otros Ajustes (%).

PNE : Precio Base de Energía en la Subestación Troncal Alto Jahuel 220kV, en $/kWh (s/IVA). Valor al mes anterior al que se aplica la indexación.

PNP : Precio Base de Potencia en la Subestación Troncal Alto Jahuel 220kV, en $/kW-mes (s/IVA). Valor al mes anterior al que se aplica la indexación.

PM : Precio Monómico de electricidad en la Subestación Troncal Alto Jahuel para nivel de 220kV. PM = PNE + PNP / ( 730 · 0,72 ).

PD : Precio del petróleo diesel base ENAP Concón, en $/m3, incluidos los efectos del FEPP (s/IVA). Valor al último día hábil del mes anterior al que se aplica la indexación.

IPM : Indice de Precios al por Mayor publicados por el INE. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación.

DO : Promedio mensual para el Dólar Observado que determina el Banco Central. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación.

Ta : Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos fuera de zona franca. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación.

PCU : Producer Price Index. Turbines and turbine generator sets. Series. (ID : PCU333611333611416). Valor al mes anterior al que se aplica la indexación.

EQ : EQ1 = DO · PCU · ( 1+Ta ). RH17 : Indice Real de Remuneraciones por Hora del INE. Valor al segundo mes

anterior al que se aplica la indexación.

16 Cambio de ID por el reemplazo del US Standard Industrial Classification (SIC) por el North American Industrial Classification System (NAICS) 17 El INE estableció un cambio en el valor base de la serie de este indicador, el valor base utilizado en este cálculo se actualizó coherentemente con dicho cambio.

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14.4 Cálculo del Valor de Costo de Falla Medio Sic 14.4.1 Indexadores

CUADRO N° 26: INDEXADORES

Indice Base Dic-00 Ago-07 VAR (%)PNE 14,850 35,433 138,61%PNP 2.044,24 4.182,48 104,60%PM 18,739 43,391 131,55%PD 156.117,35 322.565,00 106,62%IPM 171,96 256,32 49,06%DO 574,63 522,92 -9,00%Ta 9.0% 6.0% -33,33%PCU333611333 95.80 103.30 7,83%EQ1 60,003.87 57,258.69 -4,57%

Indice Nov-00 Jul-07 VAR (%)IRRH 90,73 103,94 14,56%

BT1a BT2Comuna Empresa ($/kWh) ($/kWh)Santiago Chilectra 85,137 49,875

Valparaíso Chilquinta 90,513 49,868Temuco CGE 92,762 51,905

Pto. Montt Saesa 109,009 55,59088,442 50,495

Valor Base 46,707 20,587Variación % 89,36% 145,28%

Nombre

Equivalente a Agosto 2007

Ago-07

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14.4.2 Indexación A continuación se presentan los componentes del Costo de Falla Medio del SIC, por sector Productivo, Residencial y Servicios y el valor de su respectivo indexador (IA, IB e IC).

CUADRO N° 27:PARTICIPACIÓN EN LOS COSTOS DE FALLA DE LOS DISTINTOS SECTORES

Costo Social de Falla Medio ($ por kWh) Indexador (%)Sector Productivo (CFP) Sector Productivo (IA)

meses mesesporcentaje 1 2 10 porcentaje 1 2 10

5 71,38 77,75 82,37 5 163,80% 162,85% 164,25%10 89,78 88,71 91,64 10 157,08% 159,25% 161,78%20 125,31 133,54 132,46 20 154,85% 155,31% 156,83%30 136,79 139,54 136,82 30 154,44% 155,05% 156,25%

Sector Residencial (CFR) Sector Residencial (IB)5 32,87 32,87 32,87 5 189,36% 189,36% 189,36%10 32,87 32,87 32,87 10 189,36% 189,36% 189,36%20 32,87 32,87 32,87 20 189,36% 189,36% 189,36%30 32,87 32,87 32,87 30 189,36% 189,36% 189,36%

Sector Servicios (CFS) Sector Servicios (IC)5 6,00 5,93 5,88 5 245,28% 245,28% 245,28%10 5,78 5,80 5,77 10 245,28% 245,28% 245,28%20 5,38 5,29 5,30 20 245,28% 245,28% 245,28%30 5,25 5,22 5,25 30 245,28% 245,28% 245,28%

Finalmente, considerando la siguiente expresión para la determinación del Costo de Falla Medio del SIC, y los valores del CUADRO N° 28, se obtiene lo siguiente: CFALLA = CFP · IA + CFR · IB + CFS · IC

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CUADRO N° 28: COSTO DE FALLA MEDIO.

Costo Social de Falla Medio Costo Social de Falla Medio($ por KWh) (mills por KWh)

meses mesesporcentaje 1 2 10 porcentaje 1 2 10

5 193,86 203,40 211,95 5 370,73 388,98 405,3210 217,46 217,74 224,65 10 415,85 416,40 429,6120 269,48 282,61 282,98 20 515,34 540,46 541,1630 286,38 291,39 288,92 30 547,65 557,24 552,51

Dólar Obs. ($/US$) Ago-07 522,92

14.5 Tramos de Costo de Falla Medio Los tramos de falla ingresados al modelo OSE2000 se determinan de acuerdo a: lo siguiente:

– Para ponderar la ocurrencia de los tres escenarios de racionamiento (1, 2 y 10 meses) se consideró de probabilidad despreciable el escenario 10 meses, ponderándose en un 50% los de 1 y 2 meses.

– A continuación, se estableció como costo de falla de los tramos 0-5%, 5-10%, 10-20% y sobre 20%, lo siguiente: – Tramo 0-5% : Promedio del Porcentaje 5% – Tramo 5-10% : Promedio de los Porcentajes 5 y 10% – Tramo 10-20% : Promedio de los Porcentajes 10 y 20% – Sobre 20% : Promedio del Porcentaje 30%.

Así, el costo de falla utilizado en la presente fijación en US$/MWh y según profundidad, es el siguiente:

CUADRO N° 29: TAMOS DE COSTO DE FALLA UTILIZADOS. Profundidad de Falla US$/MWh

0-5% 379,85 5-10% 416,13 10-20% 527,90

Sobre 20% 552,44

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15 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y

TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC

OCTUBRE DE 2007 15.1 Introducción

En Chile la legislación vigente le entrega a la Comisión Nacional de Energía la responsabilidad de velar por el buen desarrollo del sector eléctrico. Para cumplir adecuadamente esta labor en materias de generación y de transmisión de electricidad, la Comisión debe analizar periódicamente la evolución de la demanda y de la oferta de electricidad. A continuación se entregan las los antecedentes y bases utilizadas para determinar el Programa de Obras correspondiente a la fijación de precios de nudo de OCTUBRE de 2007.

15.2 Proyectos de Generación

15.2.1 Alternativas de expansión del parque generador

A partir de la información disponible por esta Comisión, se conformó un set de proyectos factibles de ser desarrollados en el horizonte 2007-2017, incluyendo alternativas tecnológicas que cubrieran diferentes fuentes energéticas. Los criterios generales aplicados en la elección de los proyectos analizados fueron los siguientes:

15.2.1.1 Centrales ciclo combinado a gas natural desde Argentina No se consideró, en los planes de expansión analizados, la incorporación al parque generador de centrales genéricas de ciclo combinado, adoptando para esta fijación el criterio de considerar sólo proyectos que tengan permisos de exportación de la autoridad Argentina. Como es de público conocimiento, el otorgamiento de dichos permisos se encuentra suspendido por tiempo indefinido.

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Sin perjuicio de lo anterior, se estudió alternativas de expansión del parque generador incluyendo centrales a gas natural en ciclo abierto, las cuales tienen como respaldo de operación GNL, cuyo tratamiento se detalla a continuación, o Diesel, dado que estas centrales realizan un aporte importante en el bloque de demanda máxima del sistema en los meses de febrero, marzo y abril.

15.2.1.2 Centrales a Gas Natural Licuado A partir de las restricciones de gas natural impuestas por la autoridad Argentina, se viabiliza la oportunidad de desarrollar una planta regasificadora de gas natural en nuestro país, que entre otros, presenta beneficios como respaldo a las actuales centrales de ciclo combinado y/o a las futuras centrales que se incorporen al sistema. Para efectos de la determinación del presente programa de obras, se consideró, a partir de la información disponible, que esta planta está en operaciones el segundo trimestre de 2009, lo que permite recomendar a partir de esta fecha centrales a gas licuado tanto en ciclo combinado como abierto. Se ha considerado una primera planta a partir de la fecha indicada en el párrafo anterior, con una capacidad del orden de 9,5 Millones de m3/día, la cual en su primer año de operación Abr2009-Marzo2010 tendrá una capacidad de 4,75 Millones de m3/día siendo un 33 % disponible para consumo residencial e industrial. La inversión asociada a la planta se estimó en 900 Millones de US$ para la capacidad señalada. En relación al precio de este combustible, se consideró una proyección cuyo valor fluctúa en el rango 6-8,5 US$/MBtu para todas las centrales. Esta situación se ha representado en las simulaciones de la operación del sistema, considerando la utilización de GNL en los períodos de restricción detallados para las centrales existentes, mencionadas en el ANEXO Nº 1 de este informe. Adicionalmente las unidades de la central TalTal, se prevé sean alimentadas de GNL por la planta de regasificación que se ubicará en el Sistema Interconectado del Norte Grande. En relación a los ciclos combinados recomendados en las regiones de Valparaíso y del Libertador General Bernardo O’Higgins, éstos consideran costos de gaseoductos y de la planta de regasificación de GNL.

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15.2.1.3 Centrales a Carbón Otra de las opciones energéticas analizadas tiene que ver con centrales que utilizan carbón como insumo principal. A partir de antecedentes disponibles por esta Comisión, se conformaron proyectos tipo de150, 200 ,250 y 400 MW, factibles de ser localizado en las regiones de Atacama, Coqiombo, Valparaíso, del Biobio y de los Lagos. Los costos de inversión de este proyecto incluyen la realización de puertos, necesario para la descarga y almacenamiento del carbón, y los costos de los equipos de mitigación ambiental.

15.2.1.4 Centrales Eólicas A partir de antecedentes disponibles por esta Comisión, se conformaron proyectos tipo de 20 MW, factibles de ser localizados en las regiones de Coquimbo y del Biobio. Los costos de inversión de estos proyectos incluyen la subestación y la línea de conexión el sistema. Las estadísticas de vientos para las regiones señaladas, se han representado a través de la modulación mensual de las potencias máximas de estos proyectos, de acuerdo a lo mostrado en los gráficos Nº 5 y Nº 6.

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GRÁFICO Nº 5: FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA – REGIÓN DE COQUIMBO

FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA – REGIÓN DE COQUIMBO

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Enero

Febrer

oMarz

oAbri

lMay

oJu

nio Julio

Agosto

Septie

mbre

Octubre

Noviembre

Diciem

bre

GRÁFICO Nº 6: FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA – REGIÓN DEL BIOBIO

FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA – REGIÓN DEL BIOBIO

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

Enero

Febre

roMarz

oAbri

lMay

oJu

nio Julio

Agosto

Septie

mbre

Octubre

Noviem

bre

Diciembre

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15.3 Obras de Transmisión

En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró aquellos señalados como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2007 – 2008” de junio de 2007, elaborado por esta Comisión, y la resolución del Panel de Expertos sobre las discrepancias a este plan.

15.4 Otras Consideraciones y Alternativas de Desarrollo 15.4.1 Modelamiento centrales genéricas ciclo combinado gas natural

Sin perjuicio de su inclusión en los planes de expansión a analizados, se consideró lo siguiente para este tipo de centrales: • Proyecto de referencia de central ciclo combinado tiene una potencia de

372 MW ISO. • Esta potencia se ve reducida por efecto de la degradación por instalación

y altura, determinando diferentes potencias netas según la ubicación del proyecto.

• En esta potencia y costos de inversión de la central, no está incluido el fuego adicional. La potencia final de cada central se obtiene como la suma de la potencia degradada de acuerdo al punto anterior y la potencia del fuego adicional, esto es, el 10% de la potencia degradada. El costo de inversión total se obtiene incrementando el costo de inversión ISO un 3%. a)Potencia Central firme = Potencia ISO degradada*0,9 b)Potencia Central interrumpible = Potencia ISO degradada*0,1 c)Potencia Central fuego adicional = Potencia ISO degradada*0,1 Potencia Central final = a + b + c

• Se ha considerado en el costo de inversión de las centrales ciclo combinado a gas natural recomendadas, un monto equivalente a la instalación de equipos de respaldo para efectuar una operación con combustible tipo Diesel

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15.4.2 Otras alternativas de desarrollo • Se ha considerado como alternativa de expansión dos central

geotérmicas, ubicadas en la zona cordillerana de las Regiones del Maule y del Biobio, conectándose al SIC en la S/E Ancoa y S/E Charrua respectivamente. Estas centrales entran con bloques de 40 MW y 25 MW, cada dos años.

• Para dar coherencia al estudio de plan de obras, fue necesario incorporar obras de transmisión que permitieran evacuar la energía aportada por las nuevas centrales recomendadas..

15.5 Bases del Estudio 15.5.1 Criterios Generales

El período de estudio es de 10 años, con dos años de relleno, y abarca desde Octubre de 2007 hasta septiembre de 2019. La tasa de descuento a utilizar es 10% anual, de acuerdo al DFL Nº4/2006.

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15.5.2 Proyección del consumo La proyección de ventas SIC a utilizar para elaborar el Programa de Obras se muestra a continuación.

CUADRO N° 30: PREVISIÓN DE VENTAS EN EL SIC

Proyección de Demanda de Energía SIC [GWh]ZONA 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

SIC Norte 4.362,4 4.653,0 5.105,1 5.480,7 5.872,0 6.304,5 6.764,5 7.239,0 7.732,1 8.254,9 8.808,5 9.394,3SIC Centro 21.582,3 22.889,4 24.342,8 26.050,3 27.797,2 29.626,2 31.558,1 33.587,5 35.723,7 38.002,0 40.432,9 43.027,4SIC Itahue 3.212,4 3.394,0 3.598,7 3.838,9 4.098,5 4.378,9 4.664,2 4.977,0 5.306,7 5.658,1 6.031,5 6.428,4SIC Concepcion 4.187,6 4.388,4 4.683,0 5.043,1 5.425,3 5.848,8 6.298,0 6.769,7 7.268,4 7.804,7 8.379,4 8.995,3SIC Sur 2.089,8 2.261,7 2.369,2 2.529,9 2.704,6 2.895,0 3.092,3 3.297,3 3.505,9 3.725,8 3.957,4 4.201,2SIC Austral 2.796,6 2.941,7 3.099,9 3.282,4 3.473,0 3.676,8 3.888,4 4.108,9 4.342,5 4.587,6 4.846,8 5.120,8Total Sistema 38.231,1 40.528,3 43.198,7 46.225,3 49.370,6 52.730,2 56.265,4 59.979,4 63.879,4 68.033,0 72.456,5 77.167,3

Proyección de Demanda de Energía SIC [%]ZONA 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

SIC Norte – 6,7% 9,7% 7,4% 7,1% 7,4% 7,3% 7,0% 6,8% 6,8% 6,7% 6,7%SIC Centro – 6,1% 6,3% 7,0% 6,7% 6,6% 6,5% 6,4% 6,4% 6,4% 6,4% 6,4%SIC Itahue – 5,7% 6,0% 6,7% 6,8% 6,8% 6,5% 6,7% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6%SIC Concepcion – 4,8% 6,7% 7,7% 7,6% 7,8% 7,7% 7,5% 7,4% 7,4% 7,4% 7,3%SIC Sur – 8,2% 4,7% 6,8% 6,9% 7,0% 6,8% 6,6% 6,3% 6,3% 6,2% 6,2%SIC Austral – 5,2% 5,4% 5,9% 5,8% 5,9% 5,8% 5,7% 5,7% 5,6% 5,6% 5,7%Total Sistema – 6,0% 6,6% 7,0% 6,8% 6,8% 6,7% 6,6% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5%

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Proyección de Demanda de Energía de Clientes Regulados [GWh]ZONA 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

SIC Norte 1.545,6 1.613,4 1.694,3 1.785,1 1.881,4 1.985,4 2.095,6 2.212,6 2.336,8 2.468,6 2.608,5 2.757,0SIC Centro 13.223,0 13.925,0 14.761,7 15.673,9 16.660,4 17.687,9 18.781,3 19.948,7 21.191,9 22.525,1 23.957,2 25.496,3SIC Itahue 2.038,2 2.154,0 2.284,3 2.430,6 2.587,2 2.754,1 2.921,3 3.112,7 3.316,8 3.535,2 3.768,1 4.016,6SIC Concepcion 1.418,8 1.487,7 1.561,3 1.644,9 1.734,6 1.831,0 1.934,5 2.045,8 2.165,6 2.294,5 2.431,8 2.577,9SIC Sur 868,6 909,5 957,5 1.010,8 1.066,8 1.125,7 1.187,7 1.256,1 1.325,3 1.398,3 1.475,6 1.557,5SIC Austral 2.379,0 2.500,1 2.640,7 2.796,2 2.959,7 3.131,6 3.312,6 3.502,1 3.704,0 3.915,8 4.140,0 4.377,5Total Sistema 21.473,1 22.589,7 23.899,9 25.341,5 26.890,1 28.515,7 30.233,1 32.078,1 34.040,3 36.137,5 38.381,3 40.782,8

Proyección de Demanda de Energía de Clientes Regulados [%]ZONA 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

SIC Norte – 4,4% 5,0% 5,4% 5,4% 5,5% 5,6% 5,6% 5,6% 5,6% 5,7% 5,7%SIC Centro – 5,3% 6,0% 6,2% 6,3% 6,2% 6,2% 6,2% 6,2% 6,3% 6,4% 6,4%SIC Itahue – 5,7% 6,0% 6,4% 6,4% 6,5% 6,1% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6%SIC Concepcion – 4,9% 4,9% 5,4% 5,5% 5,6% 5,7% 5,8% 5,9% 6,0% 6,0% 6,0%SIC Sur – 4,7% 5,3% 5,6% 5,5% 5,5% 5,5% 5,8% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5%SIC Austral – 5,1% 5,6% 5,9% 5,8% 5,8% 5,8% 5,7% 5,8% 5,7% 5,7% 5,7%Total Sistema – 5,2% 5,8% 6,0% 6,1% 6,0% 6,0% 6,1% 6,1% 6,2% 6,2% 6,3%

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Proyección de Demanda de Energía de Clientes Libres [GWh]ZONA 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

SIC Norte 2.816,9 3.039,6 3.410,8 3.695,5 3.990,6 4.319,1 4.668,8 5.026,4 5.395,3 5.786,3 6.200,0 6.637,3SIC Centro 8.359,3 8.964,4 9.581,1 10.376,4 11.136,8 11.938,3 12.776,8 13.638,8 14.531,8 15.476,8 16.475,7 17.531,1SIC Itahue 1.174,2 1.239,9 1.314,4 1.408,3 1.511,2 1.624,8 1.742,9 1.864,3 1.989,9 2.122,9 2.263,4 2.411,8SIC Concepcion 2.768,8 2.900,7 3.121,7 3.398,2 3.690,7 4.017,8 4.363,4 4.723,9 5.102,8 5.510,2 5.947,6 6.417,3SIC Sur 1.221,2 1.352,2 1.411,6 1.519,1 1.637,9 1.769,3 1.904,5 2.041,2 2.180,7 2.327,5 2.481,8 2.643,7SIC Austral 417,6 441,6 459,2 486,2 513,3 545,2 575,8 606,8 638,6 671,9 706,7 743,2Total Sistema 16.758,0 17.938,6 19.298,8 20.883,7 22.480,5 24.214,5 26.032,3 27.901,3 29.839,1 31.895,5 34.075,2 36.384,5

Proyección de Demanda de Energía de Clientes Libres [%]ZONA 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

SIC Norte – 7,9% 12,2% 8,3% 8,0% 8,2% 8,1% 7,7% 7,3% 7,2% 7,1% 7,1%SIC Centro – 7,2% 6,9% 8,3% 7,3% 7,2% 7,0% 6,7% 6,5% 6,5% 6,5% 6,4%SIC Itahue – 5,6% 6,0% 7,1% 7,3% 7,5% 7,3% 7,0% 6,7% 6,7% 6,6% 6,6%SIC Concepcion – 4,8% 7,6% 8,9% 8,6% 8,9% 8,6% 8,3% 8,0% 8,0% 7,9% 7,9%SIC Sur – 10,7% 4,4% 7,6% 7,8% 8,0% 7,6% 7,2% 6,8% 6,7% 6,6% 6,5%SIC Austral – 5,8% 4,0% 5,9% 5,6% 6,2% 5,6% 5,4% 5,2% 5,2% 5,2% 5,2%Total Sistema – 7,0% 7,6% 8,2% 7,6% 7,7% 7,5% 7,2% 6,9% 6,9% 6,8% 6,8%

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15.5.3 Alternativas de generación y de transporte Las alternativas de expansión se presentan en el CUADRO N° 31, con sus costos de inversión, operación y mantenimiento. Asimismo, se indica la fecha más pronta de puesta en servicio de cada uno de los proyectos considerados

CUADRO N° 31: ALTERNATIVAS DE GENERACIÓN A SU FECHA DE PUESTA EN SERVICIO

(CON GASTOSFINANCIEROS) Zona

CaracterísticasDe conexión

Línea / Central

Costos de O&M

LINEAS DE TRANSMISIÓNAumento de capac.Charrúa-Concepción 220 kVNueva Línea D. Almagro-Carrera Pinto 220 kVNueva Línea Cardones-Carrera Pinto 220 kVAmpliación Línea Cardones-Maitencillo 220 kVNueva Línea Maitencillo – P. Azúcar 220kVNueva Línea P. Azúcar – Los Vilos 220kVNueva Línea Los Vilos –Los Vilos –Quillota 220kV QuilotaAumento de CapacidadC° Navia-Polpaico 220 kVAumento de CapacidadChena-Alto Jahuel 220 kVNueva LíneaSubestación Temuco – Valdivia 220 kV Transformación 154-220 y Ampliación Sistema 154 kV

Alto Jahuel – ItahueLINEA DE INTERCONEXIÓN

SIC-SADI Centro 2 x 220 kV 400 MW 30-36 Polpaico 205[1] 24.65[2]SIC-SADI Sur 2 x 220 kV 250 MW 24-36 Valdivia 1101 13.952SIC-SADI Sur caso 2 1x500kV 500 MW 24-36 Valdivia 2551 27.02

CENTRALES HIDROELÉCTRICASLa Higera 155 MW 36-48 San Fernando 165 4.7Confluencia 145 MW 36-48 San Fernando 140 3.9Central Quilleco 70 MW 36-48 Rucue 75.73 0.47Central de Pasada V Región 65 MW 36-48 Las Vegas 63 0.9Central Puelo 1250 MW 5 a 7 años Reg. X 1243 11Central Valle de las Aguas Calientes 24 MW 36-48 Reg. VIII 18.4 0.166Central Balalita 10.94 MW 36-48 Reg. IV 17.81 0.409Rehabilitación Coya-Pangal 25 MW 36-48 Región VI 30.1 1.34Central de Pasada Palmucho 32 MW 36-48 Región VIII 42.6 0.2Central Avellano 23 MW 36-48 Región X 38.8 0.8Central Maihue 48 MW 36-48 Región X 57.2 1.1Central Lumaco 34.5 MW 36-48 Región X 50.6 1.0Neltume 400 MW 5 a 7 años Valdivia 428.1 2[1] Incluye costo de inversión en equipamiento Back to Back[2] Incluye costo fijo de compra de potencia para exportación

0.63329

2×400 MVA 18-24 Alto Jahuel – Itahue 70 1.8

333 MVA 24-36 Subestación Temuco – Valdivia

Chena-Alto Jahuel 6.4 0.15

15 0.45

C°Navia-Polpaico 36.54 0.74

P. Azúcar – Los Vilos 20 0.6

Maitencillo – P. Azúcar 34.17 0.64

Cardones- Maitencillo 9.9 0.06

D. Almagro-Carrera Pinto 10.76 0.53

260 MVA 18-24

310 MVA

Inversión

Charrúa-Concepción 46.1 0.88

Cardones-Carrera Pinto 10.28 0.22

220 MVA 24-36

230 MVA

18-24

235 MVA 24-36

200 MVA

24-36

300 MVA 18-24

PROYECTOS

Plazo estimado de construcción

(meses)

24-36

210 MVA 24-36

210 MVA

24-36

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CENTRALES TERMOELÉCTRICASZona

CaracterísticasDe conexión

Línea / Central

Costos de O&M

Central Ciclo Combinado Campanario 405 MW 24-36 Reg VIII 213.64 2.2Central Ciclo Abierto Campanario 120 MW 24-36 Reg VIII 70 1.4 *Central Ciclo Combinado San Isidro II 337 MW 24-36 Región V 227.74 4.55Ciclo combinado genérica CNE 372 MW ISO 24-36 Reg. V, VI, VII, VIII y IX 242.5 3.814[1]Central Carbón 400 MW 36-42 Reg. IV, VIII y X 600 12.0Central Carbón 200 MW 36-42 Reg. IV,V ,VIII y X 330 6.6Central Carbón 250 MW 36-42 Reg. IV,V ,VIII y X 400 8.0Central Ciclo Abierto GNL 125 MW 12-24 Reg. V y VIII, RM 27.825 0.56Central Ciclo Combinado GNL 400 MW 24-36 Reg. V y VIII 205.76 4.12Central Los Vientos TG, Diesel 120.8 MW 12-24 Región V – -Central Nueva Aldea III, Licor Negro 20 MW – Región VII – -Central Geotérmica CNE 300 MW 24-36 Región VII 426.1[2] 12.2[1] Los diferentes costos de transporte se entregan en el CUADRO Nº 29 de este Anexo.[2] Incluye inversión en Exploración, Campo Geotérmico, Planta Eléctrica y Línea de Conexión

ZonaCaracterísticas

De conexiónLínea / Central

Costos de O&M

Central Eólica 40 12-24 Región VII 49 0.98Central Geotérmica Chillán 97 12-24 Región VIII 162.1 3.242Central Geotérmica Calabozo 166 36-48 Región VII 560 11.2Cogeneración, Bosques Santa Elena 10 12-24 Región VII 13.09 0.2618Central Hidroeléctrica La Leonera 8.7 12-24 Región X 12.8 0.256Central Hidroeléctrica Chilcoco 9 12-24 Región X 10.87 0.2174

CENTRALES ENERGÍA RENOVABLE NO CONVENCIONAL

PROYECTOS

Plazo estimado de construcción

(meses)

Inversión

PROYECTOS

Plazo estimado de construcción

(meses)

Inversión

En el proceso de optimización se consideró aquellas alternativas de generación técnica y económicamente factibles de ser desarrolladas en el horizonte de planificación a utilizar. Similar criterio se aplicó para las instalaciones de transmisión. 15.5.4 Precio de los combustibles Los precios de los combustibles para las centrales térmicas corresponden a los informados en el punto 5.4 del cuerpo principal de este Informe. 15.5.5 Líneas de interconexión SIC-SADI

Los proyectos de interconexión con Argentina, se representan como centrales virtuales, inyectando en el nudo Polpaico y Puerto Montt respectivamente, con un precio de inyección equivalente al promedio de los costos marginales de energía del mercado argentino más un recargo por pérdidas de transmisión. Sin embargo, para efecto de su representación en el modelo multinodal, para determinar los factores de penalización de energía, en ambos casos se consideró una central virtual igual al doble de la capacidad de la línea, más un consumo en la misma barra igual a la capacidad de la línea. 15.5.6 Otros antecedentes El costo de falla o de racionamiento ha sido desglosado en cuatro valores según su nivel de profundidad, conforme se indica en el ANEXO Nº 4.

15.6 Metodología

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La metodología para obtener el programa de generación y transmisión óptimo se basa en determinar, para distintas alternativas de puesta en servicio de centrales térmicas y líneas de transmisión, la suma de los costos presentes de inversión, operación (fijos y variables) y falla. Para establecer el costo presente de abastecimiento de cada alternativa se ha incluido lo siguiente:

• Inversión en centrales y líneas de transmisión a la fecha de puesta en servicio.

• Valor residual de las inversiones a fines del período considerado (incluyendo los posibles años de relleno), en base a una depreciación lineal, y de acuerdo a la siguiente tabla de vida útil de las instalaciones:

o Centrales gas natural :24 años o Centrales Carboneras :24 años o Centrales hidráulicas :50 años o Proyectos de interconexión y líneas de transmisión :30 años

• Costo fijo anual de reserva de transporte de gas de centrales de ciclo combinado por un 90% de su demanda máxima, dependiendo de su fecha de puesta en servicio y localización.

• Gasto fijo anual de operación y mantenimiento. • Gasto variable anual, representado por los costos total de operación y

falla entregado por el modelo de optimización utilizado. La determinación de la alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación de las opciones de desarrollo y de minimizar la siguiente función objetivo:

{ }as

sidCMCOInvMin/

Revar&∑ −++

Restricciones de demanda Limitaciones del sistema de transmisión Restricciones de riego Potencias máximas de centrales generadoras Variabilidad hidrológica, Etc.

donde: Inv :Valor actualizado de las todas las inversiones futuras a optimizar. CO&M :Valor actualizado de todos los costos de operación y mantenimiento de

las nuevas instalaciones, que en caso de las centrales a gas natural incluye el costo fijo anual de transporte de gas. Los valores de CO&M anual previos a su actualización se consideran al final de cada año.

Cvar :Costo de operación y falla futuro actualizado del sistema, Resid :Valor actualizado del monto residual de todas las inversiones futuras.

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15.7 Resultado del Programa de Obras de Generación y Transmisión

CUADRO N° 32: INSTALACIONES RECOMENDADAS. Fecha de entrada

Mes AñoOctubre 2008 Central Eólica Concepción Módulo I 20

Noviembre 2008 Central Eólica Región de Coquimbo Módulo I 20Enero 2009 Turbina Diesel Región del Biobio 120Abril 2009 Ciclo Abierto GNL Quinteros I (Ope. Diesel) 240Mayo 2009 Central Desechos Forestales Región del Biobio 17Mayo 2009 Central Eólica Región de Coquimbo Módulo II 20Julio 2009 Cierre Ciclo Combinado Taltal GNL (Ope.Diesel hasta Junio 2012, 307 MW) 360

Agosto 2009 Central Desechos Forestales Región del Maule 25Octubre 2009 Central Eólica Concepción Módulo II 20Octubre 2009 Turbina Diesel Región del Libertador General Bernardo O’Higgins 120

Diciembre 2009 Central Eólica Región de Coquimbo Módulo III 20Abril 2010 Cierre Ciclo Combinado GNL Quinteros I ( Ope. GNL, Fuego Adicional Incluido) 385

Agosto 2010 Central Hidroeléctrica La Confluencia 145Octubre 2010 Central Carbón Maitencillo I 150Enero 2011 Central Carbón Coronel II 250Abril 2011 Central Carbón I, Región de Valparaíso 250

Octubre 2011 Central Geotérmica Calabozo Etapa 1 40Octubre 2011 Central Geotérmica Chillán Etapa 1 25Enero 2012 Ciclo Combinado GNL Quinteros II (Fuego Adicional Incluido) 385Enero 2012 Central Carbón Pan de Azúcar I 250

Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403Abril 2013 Central Carbón Pan de Azúcar II 250

Octubre 2013 Central Geotérmica Calabozo Etapa 2 40Octubre 2013 Central Geotérmica Chillán Etapa 2 25

Abril 2014 Central Carbón Pan de Azúcar III 250Octubre 2015 Central Geotérmica Calabozo Etapa 3 40Octubre 2015 Central Geotérmica Chillán Etapa 3 25Enero 2016 Ciclo Combinado GNL Quinteros III (Fuego Adicional Incluido) 385

Enero 2017 Ciclo Combinado GNL I Región del Libertador General Bernardo O’Higgins (Fuego Adicional Incluido) 385

Abril 2017 Central Geotérmica Calabozo Etapa 4 40Abril 2017 Central Geotérmica Chillán Etapa 4 25

Febrero 2018 Ciclo Combinado GNL II Región del Libertador General Bernardo O’Higgins (Fuego Adicional Incluido) 385

Julio 2018 Central Carbón Puerto Montt I 400

Obras Recomendadas de Generación Potencia MW

15.7.1 Obras de Transmisión Troncal Se incorporaron al estudio de plan de obras de generación transmisión las obras de transmisión troncal señaladas como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2007 – 2008” de junio de 2007, elaborado por esta Comisión, y la resolución del Panel de Expertos sobre las discrepancias a este plan.

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CUADRO N° 33: INSTALACIONES EN CONSTRUCCIÓN.

Fecha de entrada

Mes AñoOctubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Palmucho 32

Noviembre 2007 Central Eolica Canela 18,15Enero 2008 Central Diesel Olivos 96

Febrero 2008 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Diesel, capacidad final) 350Marzo 2008 Turbina Diesel Colmito 55Abril 2008 Turbina Diesel Campanario II 55Abril 2008 Central Hidroeléctrica Puclaro 5.6Mayo 2008 Central Diesel Cenizas 17,1Mayo 2008 Central Hidroeléctrica Ojos de Agua 9Mayo 2008 Turbina Diesel Los Pinos 97

Octubre 2008 Turbina Diesel Cardones 01 141Diciembre 2008 Central Hidroeléctrica La Higuera 155Diciembre 2008 Central Hidroeléctrica Lircay 19,04

Abril 2009 Ciclo Combinado GNL San Isidro II ( Ope. GNL, Fuego Adicional Incluido) 377Septiembre 2009 Central Carbón Guacolda III 135

Enero 2010 Central Carbón Nueva Ventanas 242Junio 2010 Central Carbón Coronel I 343Julio 2010 Central Carbón Bocamina II 342

Fecha de entrada

Mes AñoOctubre 2007 Ampliación Itahue-San Fernando 154 kV 198

Abril 2008 Ampliación Subestación Charrúa -Junio 2008 Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kV a 500 kV 390Junio 2008 Línea Ancoa-Rodeo-Polpaico 500 kV Final: 1400Julio 2008 Nueva Línea Charrúa-Cautín 220 kV 2×500

Diciembre 2008 Nueva Línea El Rodeo – Chena 220 kV 260

Obras en Construcción de Generación Potencia MW

Obras en Construcción de Transmisión Potencia MVA

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16 ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN

DEL SIC, OCTUBRE de 2007

16.1 Introducción Según lo establecido en el DFL Nº 4/2006, la Comisión debe determinar semestralmente el Precio de Nudo de la Energía y la Potencia para los sistemas cuyo tamaño sea igual o superior a 200 MW de capacidad instalada. Asimismo, la Comisión debe calcular los Factores de Penalización de Energía y Potencia, los cuales deben ser utilizados para determinar los precios regulados en cada una de las subestaciones de los respectivos sistemas eléctricos, a partir de los precios básicos de nudo de energía y potencia. En virtud de lo anterior, y con motivo de la fijación de precio de nudo correspondiente a Octubre de 2007 en su Informe Técnico Definitivo la Comisión actualizó los Factores de Penalización vigentes en el Sistema Interconectado Central (SIC).

16.2 Bases Generales del Cálculo de Factores de Penalización Los factores de penalización reflejan la forma en que las pérdidas marginales se distribuyen en la red eléctrica, y por lo tanto son un índice de costos asociado a la generación eléctrica. En la determinación de los Factores de Penalización de Energía y de Potencia para el SIC, se utilizó el Modelo Multinodal-Multiembalse, OSE2000. Para efectos de modelar la demanda se considera lo siguiente:

• En las diferentes barras del sistema, se modeló la demanda considerando dos componentes, una de carácter residencial y otra industrial;

• Se utilizó curvas de comportamiento de la demanda para las distintas barras del sistema según tipo de consumo (industrial o vegetativo).

Por otra parte, el flujo en las líneas se representó mediante una aproximación lineal de 3 tramos, permitiendo así una mejor representación de los flujos y determinación de pérdidas. Adicionalmente, para los tramos troncales se representó el flujo mediante una aproximación lineal de 5 tramos.

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Los Factores de Penalización de Energía del SIC se determinaron a partir de la relación de precios de nudo por barra para un período de 48 meses, calculados según la expresión del punto 6.1, y la barra de referencia elegida (Quillota 220 kV). Estos precios fueron calculados utilizando los costos marginales y las demandas de energía entregadas en el presente Anexo en los CUADRO N° 34 a CUADRO N° 37. En el caso particular de los Factores de Penalización de la Potencia, éstos fueron determinados utilizando los resultados para el bloque de demanda máxima de cada uno de los primeros cuatro años de planificación en cada subsistema. Tanto los precios de combustibles, crecimiento de las ventas y consideraciones operacionales del SIC utilizados, se entregan en el cuerpo del Informe Técnico Definitivo. La modelación del sistema de transmisión utilizada en la simulación de la operación del SIC puede ser encontrada en la base de datos que estará a disposición de los participantes de este proceso de fijación tarifaría en el CDEC-SIC. La mencionada base de datos, al igual que el presente informe, estará disponible para cualquier interesado en la página web de la CNE, una vez publicado en el diario oficial el respectivo Decreto de Precios de Nudo.

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CUADRO N° 34: COSTOS MARGINALES BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE VALLE [US$/MWh] MES

BARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Diego de Almagro 220 147.456 134.642 130.438 166.073 217.403 198.746 187.386 216.806 216.941 216.812 216.748 219.837 187.940 185.205 185.432 192.582 199.950 227.028 217.002 212.197 204.477 148.930 148.743 148.244Carrera Pinto 220 147.014 134.338 130.088 165.392 216.803 198.682 186.827 213.583 213.777 213.387 213.348 221.674 182.437 179.824 180.065 186.978 196.769 219.830 209.910 205.262 197.796 150.226 150.489 149.075Cardones 220 146.474 133.869 129.555 164.603 214.014 198.126 186.004 210.251 210.490 207.903 209.919 220.808 177.298 174.711 175.097 181.467 191.874 213.042 203.365 196.356 189.214 150.522 151.436 148.426Maitencillo 220 136.787 124.898 120.781 153.331 195.578 184.831 173.239 175.923 166.503 159.982 155.913 207.280 167.212 153.053 154.109 174.320 185.607 205.858 196.118 188.599 180.505 145.394 145.603 142.076Pan de Azucar 220 132.623 123.498 119.406 150.972 189.628 180.251 170.844 170.718 161.747 155.540 151.388 196.121 163.629 151.173 152.335 171.806 185.406 206.099 195.310 185.850 175.703 144.883 143.911 139.441Los Vilos 220 122.304 114.802 110.999 139.224 171.386 166.225 161.189 158.021 149.712 144.115 140.086 175.839 150.561 141.059 142.067 160.743 175.698 193.630 184.862 174.665 162.011 139.379 136.732 131.291Quillota 220 115.488 109.985 106.255 133.101 154.794 158.185 154.480 150.064 142.215 138.201 132.960 125.447 139.586 135.253 134.756 151.278 169.029 187.065 178.400 161.866 138.656 122.868 117.862 108.157Polpaico 220 116.062 110.017 106.681 134.227 156.247 163.823 157.251 152.905 143.194 139.383 134.305 126.002 139.826 135.627 135.870 152.769 171.756 193.113 181.394 164.345 140.093 126.089 123.874 112.719Cerro Navia 220 119.666 116.587 109.518 135.846 158.914 166.145 159.257 155.048 145.129 141.280 136.295 127.755 141.975 138.344 137.930 155.112 174.851 196.632 184.122 166.887 141.926 127.317 125.079 113.780Alto Jahuel 220 112.173 101.664 102.962 133.907 155.182 164.458 157.993 152.033 143.775 139.853 134.908 126.335 139.503 133.990 135.963 153.609 173.660 195.391 183.528 166.199 141.208 126.658 124.329 112.990Rancagua 154 114.415 104.156 105.933 136.872 160.626 170.503 163.560 156.885 148.085 143.898 138.411 129.030 142.954 137.074 138.002 155.567 178.291 201.834 189.530 171.278 145.299 130.619 127.816 115.561San Fernando 154 110.868 101.092 103.314 134.438 157.613 167.923 161.370 153.379 144.270 140.017 134.811 125.646 139.077 133.372 131.825 149.310 171.284 195.050 184.645 165.435 139.734 126.176 123.624 111.655Itahue 154 106.652 97.226 99.783 130.497 151.719 161.563 155.801 148.844 139.233 135.450 130.565 121.751 134.114 128.576 129.284 147.365 167.887 189.844 179.473 161.937 136.699 123.858 121.480 109.855Parral 154 107.411 98.170 101.324 132.533 153.362 163.652 157.978 148.903 137.552 133.625 129.149 122.691 134.604 130.231 132.839 151.849 171.913 193.907 183.768 165.098 138.475 126.126 123.231 112.148Ancoa 220 106.474 97.335 100.031 130.902 151.736 161.545 155.743 148.742 139.314 135.478 130.593 122.090 134.530 129.223 130.957 149.367 169.024 190.756 180.372 162.494 137.096 124.612 122.151 110.889Charrua 220 105.085 95.952 98.822 129.567 149.969 160.000 154.459 145.659 134.519 130.710 126.294 119.997 131.684 127.371 129.866 148.597 168.127 189.645 179.816 161.522 135.471 123.390 120.473 109.617Concepcion 220 109.680 99.971 102.645 135.091 156.369 166.777 161.020 151.979 140.278 136.378 131.708 125.155 137.181 132.861 135.377 154.827 175.247 197.953 187.465 168.545 141.404 128.793 125.620 114.242San Vicente 154 110.361 100.544 103.095 135.821 157.304 167.751 161.961 152.887 141.123 137.210 132.492 125.907 138.688 133.641 136.169 156.590 177.096 199.117 189.267 169.640 142.248 129.564 126.311 114.867Temuco 220 132.469 131.558 166.584 160.040 167.852 170.322 164.418 151.354 141.140 133.228 128.577 122.506 134.615 130.352 133.112 150.967 170.325 190.609 181.551 162.640 137.083 125.307 122.344 111.553Valdivia 220 135.807 134.951 167.757 160.711 167.912 169.777 164.724 149.922 140.895 133.683 129.669 123.812 136.171 132.997 135.700 150.340 168.509 186.109 178.566 158.257 135.523 125.226 122.158 111.825Barro Blanco 220 139.053 139.251 170.985 162.913 169.922 171.848 165.898 150.414 142.020 135.296 131.205 125.455 138.484 135.918 139.020 151.649 170.205 187.325 178.912 157.549 135.972 125.825 122.462 112.600Puerto Montt 220 142.657 143.404 173.141 164.267 170.375 172.390 165.753 150.296 143.303 137.809 133.415 127.788 140.324 138.674 141.829 152.106 169.195 185.570 177.371 155.912 136.257 126.705 123.033 113.702

MESBARRA TRONCAL 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48Diego de Almagro 220 129.954 125.332 127.937 138.211 149.737 150.223 147.745 135.280 116.938 100.429 110.202 147.181 75.622 75.084 77.002 85.214 110.758 125.018 107.495 99.213 96.628 82.168 95.628 79.303Carrera Pinto 220 129.885 124.932 128.209 138.245 151.612 152.345 149.814 136.146 116.901 98.640 106.747 145.220 73.879 73.447 75.334 82.855 108.469 123.132 104.414 96.670 94.051 79.298 91.425 76.527Cardones 220 128.647 123.577 127.552 137.763 152.695 154.080 150.688 135.825 115.951 95.983 102.298 141.764 71.485 71.071 72.943 79.735 105.179 120.187 100.508 93.318 91.159 76.381 87.500 73.844Maitencillo 220 121.809 117.013 121.211 130.997 146.245 148.058 144.230 129.205 109.795 90.056 95.153 133.975 66.454 66.132 67.872 74.007 98.014 112.732 93.266 86.669 85.003 70.951 80.753 68.485Pan de Azucar 220 122.070 120.211 123.819 133.694 150.956 154.141 149.944 132.678 111.772 89.392 92.993 127.099 66.853 67.085 69.281 75.158 100.108 116.551 95.115 88.187 84.211 72.250 80.066 65.535Los Vilos 220 116.876 116.071 120.286 129.070 146.922 150.967 148.019 130.149 107.630 84.834 86.195 69.150 65.023 65.329 67.413 72.733 97.371 114.286 92.313 85.994 80.762 70.322 77.093 61.977Quillota 220 113.481 113.529 117.833 127.969 145.995 150.865 141.775 125.661 105.158 82.151 81.691 65.613 63.950 64.320 66.234 71.133 94.683 111.853 90.430 84.535 78.859 69.365 75.483 59.895Polpaico 220 116.292 115.750 121.393 139.575 166.708 199.219 149.772 130.144 106.493 82.987 84.369 66.047 64.192 64.492 66.583 71.672 95.813 113.802 91.591 85.571 79.419 69.858 75.936 60.152Cerro Navia 220 117.474 117.197 123.067 141.777 169.299 201.628 155.243 144.205 110.952 85.848 85.382 66.719 64.991 65.394 67.630 72.891 97.639 116.276 92.227 86.167 79.942 70.319 76.418 60.472Alto Jahuel 220 116.231 115.656 121.552 140.800 168.242 200.737 154.367 140.721 109.772 85.049 84.858 66.084 64.191 64.380 66.683 71.947 96.393 114.864 92.008 85.986 79.636 70.128 76.141 60.110Rancagua 154 118.998 117.624 124.126 143.464 173.996 207.870 160.132 145.064 113.865 88.060 87.378 67.613 65.497 65.140 66.656 71.656 96.926 116.331 93.583 87.229 80.801 71.078 76.869 60.409San Fernando 154 114.280 113.264 119.232 138.483 167.420 201.803 156.426 140.295 110.787 84.923 84.111 64.858 62.719 61.855 65.429 70.547 95.308 114.701 92.857 86.324 79.981 70.309 75.677 59.433Itahue 154 112.664 111.563 117.314 136.913 164.292 196.743 152.036 137.308 107.488 83.191 82.773 63.981 61.963 61.633 64.604 69.853 93.908 112.297 90.826 84.518 78.097 68.828 74.446 58.515Parral 154 115.467 114.872 120.956 141.335 168.516 202.076 156.544 140.176 109.402 83.651 82.810 64.496 62.927 63.215 65.918 70.937 93.787 111.998 91.020 83.627 72.613 67.744 61.196 54.898Ancoa 220 113.810 113.127 119.064 138.647 165.669 198.255 152.635 137.215 107.601 83.265 83.227 64.610 62.727 62.592 64.989 70.364 94.195 112.389 90.759 84.426 77.942 68.748 74.385 58.678Charrua 220 112.786 112.336 118.283 138.242 164.782 197.621 153.028 136.971 106.954 81.712 80.872 62.838 61.481 61.579 64.196 69.118 91.493 109.405 88.957 81.715 70.752 66.144 59.781 53.546Concepcion 220 118.284 117.195 123.466 144.085 171.778 206.071 159.955 143.690 110.955 82.806 82.045 62.979 62.310 62.287 64.914 68.865 91.110 109.072 88.743 81.534 70.568 67.130 59.830 53.628San Vicente 154 119.889 117.897 124.202 145.626 173.561 207.776 163.690 147.008 113.677 82.766 82.097 62.735 62.256 61.955 64.831 69.224 91.631 109.740 89.298 82.038 70.927 67.552 60.182 53.918Temuco 220 115.508 115.335 121.745 140.194 167.211 199.153 156.286 138.794 108.544 83.419 82.344 64.600 63.721 63.976 66.933 71.198 93.918 111.650 91.317 83.536 72.164 67.573 61.171 55.035Valdivia 220 117.132 117.840 123.681 139.314 165.386 195.407 157.846 136.716 107.790 84.041 82.570 66.778 66.284 66.928 70.009 73.456 95.827 112.448 93.549 84.657 72.659 68.398 62.250 56.788Barro Blanco 220 119.144 120.617 126.426 140.236 167.355 197.549 159.873 136.577 107.647 84.580 82.805 68.047 68.037 69.032 72.207 75.185 97.672 113.798 94.816 85.355 73.156 68.928 62.867 57.797Puerto Montt 220 120.496 123.070 128.553 139.648 166.394 196.343 159.687 135.432 107.053 85.143 82.987 69.372 69.502 70.724 73.854 76.150 97.906 113.161 94.656 85.296 73.032 69.135 63.264 58.612

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COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

FONO (56-2) 365 6800 – FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 – CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO – CHILE

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CUADRO N° 35: COSTOS MARGINALES BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE DEMANDA MÁXIMA [US$/MWh]

MESBARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Diego de Almagro 220 217.125 207.331 205.622 219.857 225.040 228.372 203.930 217.476 216.802 217.069 217.169 220.747 212.431 205.513 205.013 209.430 217.395 309.207 255.922 245.940 213.878 150.013 152.044 149.638Carrera Pinto 220 217.244 208.286 206.329 222.060 227.718 232.873 204.418 215.674 213.758 214.391 214.723 223.137 207.162 200.643 200.484 204.596 216.400 302.214 248.069 238.248 206.962 153.996 156.688 152.840Cardones 220 217.015 208.585 206.428 221.620 228.841 235.489 204.313 213.226 208.707 209.655 212.109 222.996 201.430 195.951 195.743 198.676 214.108 293.410 238.130 228.380 198.117 156.476 160.187 154.590Maitencillo 220 203.251 196.377 193.905 207.076 214.120 223.777 191.783 195.335 183.457 182.370 196.119 210.943 192.080 187.209 186.948 192.527 208.488 283.697 230.130 220.397 190.443 152.610 156.831 149.858Pan de Azucar 220 198.389 196.920 192.301 202.116 212.598 226.270 188.924 191.747 178.358 178.433 191.492 204.588 188.050 187.591 187.374 190.466 213.524 286.568 232.277 219.090 188.263 156.705 160.718 152.218Los Vilos 220 180.002 183.400 177.412 182.580 193.773 209.574 176.188 175.619 162.966 166.178 174.553 184.066 171.335 175.121 174.602 175.870 202.658 266.500 218.584 204.613 175.106 153.267 155.565 145.651Quillota 220 156.891 174.719 164.411 154.588 177.863 195.335 168.845 166.826 155.017 158.819 159.656 152.271 161.653 167.476 166.585 166.584 196.016 257.235 212.618 197.310 163.215 148.785 148.777 133.566Polpaico 220 157.806 174.423 164.858 155.338 180.019 206.888 175.412 174.171 156.272 161.658 162.384 153.171 164.199 168.889 171.487 171.462 198.826 260.550 215.661 200.643 167.558 154.201 156.475 137.227Cerro Navia 220 166.435 202.546 180.671 165.357 183.254 209.970 178.075 177.678 159.203 164.681 165.523 155.899 167.602 173.312 177.368 174.897 203.119 265.550 219.772 204.363 170.373 156.476 158.664 138.969Alto Jahuel 220 148.118 139.380 145.927 143.657 179.251 207.248 175.387 172.047 157.135 162.695 163.469 153.597 165.147 169.904 173.892 172.745 201.209 263.097 217.967 202.649 168.981 155.137 157.145 137.437Rancagua 154 152.335 144.322 149.884 148.394 186.931 216.447 181.759 177.685 162.185 168.299 168.030 157.336 170.658 174.114 177.380 176.155 206.521 271.374 224.944 208.488 174.477 160.752 161.745 140.900San Fernando 154 146.420 136.551 143.224 144.558 183.416 213.912 178.930 173.352 157.503 163.195 162.954 152.701 165.622 168.992 168.875 168.307 198.589 265.019 219.305 201.854 167.824 155.330 156.492 136.195Itahue 154 138.680 127.598 134.328 138.299 175.017 203.681 171.476 167.098 150.715 156.163 156.384 146.698 158.473 161.654 164.707 164.909 193.905 255.927 212.188 196.081 162.342 150.911 152.095 132.798Parral 154 138.900 126.017 132.043 139.118 175.915 205.183 174.132 169.141 147.458 151.810 149.605 141.732 160.363 162.425 163.590 168.804 202.687 266.004 216.966 199.830 164.455 151.262 150.328 135.331Ancoa 220 137.708 125.521 132.585 138.215 174.533 202.971 171.577 167.229 150.763 156.294 156.582 147.245 158.504 162.040 165.704 166.090 194.529 256.241 212.652 196.699 162.843 151.653 153.113 134.125Charrua 220 135.517 123.168 129.083 135.975 171.904 200.538 170.231 165.345 144.099 148.380 146.218 138.515 156.386 158.726 159.870 164.719 192.897 254.531 212.129 195.278 160.596 147.607 146.933 132.248Concepcion 220 143.599 128.638 134.783 141.958 179.443 209.348 177.690 172.566 150.400 154.924 152.631 144.588 166.330 165.664 166.932 174.505 203.461 268.025 222.147 204.790 168.958 156.169 153.385 138.060San Vicente 154 145.074 129.429 135.607 142.849 180.535 210.589 178.753 173.630 151.352 155.883 153.545 145.455 168.349 166.725 167.909 176.186 205.267 269.457 223.593 205.783 170.004 157.696 154.298 138.873Temuco 220 161.085 163.262 196.512 179.682 199.267 214.988 184.386 174.532 153.081 151.148 149.291 141.532 161.383 163.453 164.948 167.890 197.130 258.376 215.834 197.566 162.406 150.059 149.454 135.020Valdivia 220 163.705 166.729 194.018 177.174 195.681 212.823 184.527 171.488 152.306 150.633 149.444 143.025 164.328 167.454 169.030 168.145 195.378 252.374 210.794 192.946 159.580 148.456 149.219 135.356Barro Blanco 220 166.660 171.615 197.645 178.969 197.543 214.968 185.852 172.131 152.567 151.596 150.782 145.288 166.696 171.742 173.415 170.024 197.395 254.563 211.069 192.875 159.631 148.885 149.328 136.563Puerto Montt 220 168.825 176.079 201.196 179.205 195.246 215.805 185.325 170.882 153.243 152.724 152.007 147.507 168.731 175.533 177.557 170.433 196.777 254.242 209.247 191.529 159.480 149.306 149.358 137.706

MESBARRA TRONCAL 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48Diego de Almagro 220 150.139 149.691 153.607 149.713 150.885 150.929 150.696 145.243 136.314 119.595 142.680 148.446 97.717 95.732 110.351 112.404 138.093 146.503 130.399 116.871 109.714 96.680 120.745 94.847Carrera Pinto 220 153.663 153.050 158.380 152.913 156.259 156.597 155.677 148.451 138.094 118.004 139.346 148.514 95.948 93.793 108.253 110.374 136.991 148.084 128.704 115.081 107.515 93.888 115.738 92.719Cardones 220 156.825 155.469 161.902 154.782 160.640 161.578 158.993 150.002 138.958 115.172 134.694 147.117 93.413 91.151 105.249 107.227 135.259 148.971 125.993 112.738 104.856 90.938 111.006 89.718Maitencillo 220 153.122 149.665 156.972 148.417 155.210 156.206 153.847 144.049 133.656 108.867 128.001 139.634 87.216 84.862 98.248 100.192 127.313 141.880 118.571 106.043 98.426 84.929 103.034 83.473Pan de Azucar 220 161.378 159.376 166.433 153.412 163.204 165.046 163.049 150.387 139.647 109.444 129.049 134.035 89.762 86.919 102.546 101.682 132.874 156.072 123.223 109.971 100.121 87.719 103.276 80.354Los Vilos 220 158.576 157.170 164.770 147.413 156.873 159.325 162.469 147.724 138.378 104.021 122.411 81.826 86.077 83.261 98.669 97.385 128.318 153.598 121.219 108.368 97.029 85.929 100.012 74.305Quillota 220 156.084 154.511 162.503 144.751 155.065 157.871 156.940 144.484 136.421 101.248 116.673 77.391 83.401 80.792 95.729 94.204 123.983 149.899 118.552 105.977 94.686 84.758 96.784 71.168Polpaico 220 160.290 158.120 170.506 165.144 214.861 280.747 162.790 146.387 137.972 101.928 120.822 78.293 84.162 81.438 96.642 95.120 125.694 153.417 121.680 108.865 95.666 85.723 97.748 71.586Cerro Navia 220 162.919 161.086 173.981 167.950 217.425 282.433 214.100 190.079 165.648 129.987 123.167 79.532 85.707 83.102 98.775 97.066 128.487 156.935 122.867 109.942 96.513 86.526 98.606 72.151Alto Jahuel 220 160.788 158.281 171.264 166.072 215.687 280.422 199.561 177.506 157.488 121.827 122.108 78.559 84.465 81.614 96.977 95.513 126.667 155.109 122.346 109.559 96.027 86.214 98.035 71.583Rancagua 154 165.546 161.631 176.080 170.583 222.757 290.871 205.593 182.441 163.049 125.636 125.851 80.331 86.193 82.407 97.038 95.558 127.381 157.152 124.183 110.859 97.268 87.433 98.965 71.946San Fernando 154 159.149 155.059 168.571 163.873 216.832 285.449 198.292 175.133 157.340 120.229 120.934 76.894 81.748 77.560 95.047 93.560 125.825 155.876 123.661 109.590 96.029 86.202 97.557 70.880Itahue 154 155.527 151.927 165.228 160.960 211.224 276.116 190.334 168.721 151.083 115.501 118.322 75.332 80.610 76.574 93.493 92.284 123.161 151.912 119.966 107.226 93.487 84.149 95.123 69.226Parral 154 159.095 155.407 168.748 165.479 225.537 289.855 194.008 171.578 152.077 113.950 116.993 74.973 78.561 74.268 84.703 87.070 119.543 153.214 121.324 106.983 86.390 78.647 71.122 61.068Ancoa 220 156.885 153.843 166.758 162.430 212.288 276.958 189.196 167.939 150.513 114.862 119.008 76.003 81.448 77.301 93.900 92.704 123.341 151.737 119.942 107.135 93.497 84.024 95.193 69.444Charrua 220 155.132 151.859 164.784 161.454 211.221 275.279 189.458 167.509 148.425 111.295 114.267 73.129 76.741 72.503 82.733 83.007 111.355 142.590 118.643 104.624 84.472 76.751 69.528 59.702Concepcion 220 165.089 158.550 173.526 170.974 222.978 290.147 199.535 176.426 156.333 112.602 115.648 73.959 77.615 73.301 83.694 82.955 111.367 144.059 118.531 104.518 84.529 77.901 69.650 59.822San Vicente 154 167.124 159.496 174.590 172.901 225.107 292.555 204.111 180.518 159.999 112.535 115.626 73.433 77.445 73.023 83.481 83.557 112.162 144.838 119.429 105.295 85.129 78.434 70.004 60.224Temuco 220 160.000 156.704 169.869 166.118 216.165 280.000 193.876 171.141 150.963 114.039 117.381 75.867 79.912 75.846 86.688 86.379 115.460 147.683 123.050 108.511 87.527 79.536 72.200 62.192Valdivia 220 161.906 161.523 173.048 167.051 213.323 272.659 192.898 169.839 148.825 113.892 118.525 77.879 83.074 79.991 91.031 88.674 117.757 150.767 125.629 110.408 89.299 81.111 74.257 64.927Barro Blanco 220 164.429 165.434 177.162 169.583 216.277 274.907 193.591 170.360 148.839 114.159 118.872 79.013 85.452 83.015 94.600 90.636 120.863 154.798 126.876 111.609 90.091 81.625 75.454 66.171Puerto Montt 220 166.322 168.820 180.639 171.025 215.135 273.880 193.105 170.071 148.410 114.461 119.158 80.139 86.822 85.630 97.309 91.970 121.764 156.290 127.692 112.473 90.898 82.261 76.499 67.222

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COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

FONO (56-2) 365 6800 – FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 – CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO – CHILE

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CUADRO N° 36: DEMANDA DE ENERGÍA EN BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE VALLE [GWh] MES

BARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Diego de Almagro 220 71.594 69.054 70.132 50.033 60.770 63.842 41.513 46.773 44.302 44.343 47.943 49.688 75.420 72.780 73.942 53.742 65.248 68.537 44.554 50.214 47.558 47.604 51.458 53.333Carrera Pinto 220 12.949 12.690 12.818 1.000 12.813 14.834 9.681 9.601 9.641 9.290 10.403 10.362 14.307 14.020 14.161 10.994 13.790 15.965 10.419 10.333 10.377 9.998 11.196 11.152Cardones 220 148.082 144.128 148.404 110.068 133.163 151.107 92.892 97.562 89.862 85.328 99.763 108.235 167.301 162.762 167.591 117.667 142.366 161.551 99.474 104.459 96.209 91.322 106.789 115.822Maitencillo 220 46.813 43.847 46.594 35.998 44.451 49.210 29.284 30.782 29.266 25.706 33.389 32.635 52.680 49.359 52.434 39.853 49.361 54.482 32.470 34.120 32.410 28.549 36.886 36.116Pan de Azucar 220 81.341 82.976 90.078 59.771 76.983 85.755 48.191 47.461 44.040 41.044 44.520 48.417 86.608 88.361 95.959 63.676 81.990 91.402 51.382 50.597 46.950 43.774 47.473 51.634Los Vilos 220 20.922 21.862 24.308 17.388 22.001 23.340 13.021 11.952 10.490 9.688 10.908 12.629 21.905 22.907 25.486 18.316 23.176 24.559 13.684 12.538 10.996 10.149 11.436 13.259Quillota 220 341.791 336.411 361.588 247.097 313.067 347.216 209.042 210.451 205.753 199.247 217.133 229.453 365.361 360.021 387.089 260.220 329.719 365.476 220.099 221.474 216.692 209.836 228.761 241.485Polpaico 220 173.073 172.966 180.570 127.466 164.816 178.487 115.689 114.097 106.731 98.298 116.272 121.216 186.605 186.535 194.962 136.564 176.676 191.160 123.893 122.161 114.348 105.248 124.434 129.809Cerro Navia 220 627.930 628.493 664.067 446.956 553.927 661.254 360.070 376.762 346.105 336.335 377.715 377.349 669.001 669.531 707.848 474.702 588.190 701.938 382.328 400.072 367.519 357.162 401.121 400.907Alto Jahuel 220 646.534 631.135 655.341 440.347 550.622 658.979 383.351 414.964 386.565 370.635 412.590 416.497 682.076 665.876 691.515 479.717 599.226 716.746 417.939 452.644 421.246 403.724 449.486 454.322Rancagua 154 69.856 70.821 82.626 52.440 77.732 92.684 52.029 52.067 47.639 44.180 44.849 43.194 74.721 75.869 88.545 55.981 82.945 98.851 55.527 55.597 50.898 47.197 47.901 46.142San Fernando 154 31.801 33.977 39.962 26.150 43.335 55.116 29.633 20.969 19.539 17.985 19.383 18.565 33.820 36.136 42.499 27.886 46.189 58.742 31.585 22.354 20.831 19.178 20.661 19.790Itahue 154 95.695 95.920 101.703 64.860 97.375 115.576 65.523 57.878 53.198 54.522 60.431 60.941 100.623 100.889 107.007 69.274 103.918 123.318 69.912 61.734 56.815 58.243 64.562 65.143Parral 154 78.145 77.588 89.369 58.962 82.532 93.445 49.439 49.198 46.867 45.260 46.634 46.416 82.714 82.092 94.534 62.616 87.520 99.050 52.470 52.235 49.809 48.098 49.561 49.330Ancoa 220 0.185 0.180 0.199 0.158 0.190 0.196 0.131 0.141 0.134 0.126 0.133 0.137 0.196 0.191 0.211 0.169 0.202 0.208 0.140 0.150 0.143 0.134 0.142 0.146Charrua 220 253.532 266.338 245.337 186.851 227.758 252.877 161.208 170.812 146.027 146.735 161.192 164.467 266.903 280.024 258.356 199.911 243.474 270.314 172.409 182.656 156.111 156.918 172.354 175.927Concepcion 220 80.191 75.102 78.331 50.835 64.739 74.166 44.613 47.981 46.232 45.840 49.291 49.587 85.287 79.915 83.297 54.007 68.764 78.764 47.396 50.957 49.099 48.676 52.357 52.673San Vicente 154 158.247 146.549 155.681 117.977 138.222 158.777 102.235 103.781 94.426 94.613 102.644 103.718 169.680 157.207 167.197 128.766 150.289 173.230 111.650 113.372 103.099 103.256 112.153 113.493Temuco 220 85.184 76.787 86.708 55.398 70.656 79.395 48.908 52.161 48.976 48.115 50.399 51.686 89.915 81.035 91.537 58.834 75.011 84.299 51.939 55.392 52.006 51.090 53.518 54.882Valdivia 220 46.422 42.540 42.852 28.457 38.593 42.688 26.511 28.297 26.784 26.177 29.537 29.928 48.898 44.856 45.179 30.128 40.841 45.162 28.047 29.942 28.327 27.705 31.252 31.676Barro Blanco 220 33.433 32.125 33.332 19.846 25.298 27.776 17.278 19.990 18.991 18.531 19.904 20.610 34.794 33.407 34.655 20.712 26.396 28.996 18.030 20.878 19.845 19.368 20.798 21.534Puerto Montt 220 75.321 73.875 75.389 46.892 59.673 70.172 40.365 41.664 38.343 37.513 43.060 43.027 79.667 78.108 79.696 49.785 63.381 74.577 42.901 44.297 40.772 39.887 45.776 45.730

MESBARRA TRONCAL 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48Diego de Almagro 220 80.955 78.124 79.367 57.831 70.184 73.710 47.905 54.007 51.145 51.198 55.331 57.350 87.052 84.012 85.344 62.351 75.639 79.427 51.607 58.198 55.110 55.169 59.609 61.788Carrera Pinto 220 15.397 15.089 15.241 11.853 14.867 17.213 11.233 11.140 11.187 10.780 12.070 12.024 16.601 16.268 16.432 12.804 16.059 18.593 12.134 12.034 12.085 11.644 13.038 12.988Cardones 220 178.744 173.868 178.937 126.020 152.486 173.036 106.721 112.054 103.198 97.920 114.524 124.171 191.322 186.072 191.399 135.231 163.647 185.703 114.722 120.441 110.917 105.204 123.064 133.388Maitencillo 220 58.311 54.668 58.027 42.981 53.235 58.710 34.985 36.758 34.928 30.713 39.761 38.927 62.829 58.881 62.504 46.444 57.524 63.388 37.767 39.677 37.714 33.104 42.944 42.039Pan de Azucar 220 92.372 94.252 102.391 67.968 87.465 97.623 54.907 54.065 50.164 46.792 50.748 55.192 98.725 100.734 109.445 72.764 93.605 104.579 58.845 57.945 53.752 50.157 54.415 59.173Los Vilos 220 23.016 24.089 26.817 19.302 24.425 25.853 14.389 13.159 11.533 10.636 11.997 13.927 24.195 25.344 28.232 20.349 25.752 27.228 15.137 13.817 12.103 11.154 12.591 14.636Quillota 220 384.331 379.036 407.667 277.849 352.077 390.136 234.979 236.333 231.278 223.906 244.216 258.011 410.436 404.082 435.357 294.292 372.800 413.003 248.888 250.166 244.948 237.148 258.760 273.315Polpaico 220 199.846 199.756 208.975 146.741 189.951 205.366 133.089 131.209 122.868 113.038 133.605 139.441 214.727 214.582 224.634 158.009 204.597 221.084 143.272 141.232 132.308 121.674 143.769 150.115Cerro Navia 220 710.678 711.036 752.158 503.755 624.094 744.498 405.614 424.367 389.814 378.835 425.439 425.361 753.944 754.306 798.274 535.938 663.888 791.726 431.475 451.421 414.653 402.978 452.532 452.605Alto Jahuel 220 741.147 724.166 752.360 514.185 642.138 767.901 447.926 484.889 451.166 432.443 481.265 486.617 793.600 775.547 806.191 549.999 686.751 821.182 479.185 518.545 482.299 462.221 514.295 520.126Rancagua 154 79.804 81.035 94.632 59.820 88.595 105.536 59.318 59.429 54.437 50.471 51.211 49.338 85.316 86.644 101.233 63.982 94.720 112.785 63.429 63.590 58.279 54.025 54.800 52.806San Fernando 154 36.062 38.527 45.318 29.748 49.249 62.626 33.676 23.839 22.216 20.457 22.031 21.104 38.467 41.088 48.339 31.745 52.528 66.784 35.916 25.432 23.699 21.828 23.498 22.511Itahue 154 107.547 107.805 114.282 74.068 111.018 131.717 74.678 65.917 60.748 62.291 69.055 69.717 115.082 115.328 122.189 79.240 118.676 140.772 79.819 70.418 64.991 66.667 73.912 74.668Parral 154 87.919 87.214 100.385 66.524 92.850 105.040 55.710 55.483 52.957 51.134 52.691 52.445 93.486 92.690 106.638 70.738 98.629 111.550 59.217 59.002 56.341 54.407 56.059 55.794Ancoa 220 0.209 0.204 0.225 0.180 0.215 0.222 0.149 0.160 0.152 0.143 0.151 0.156 0.223 0.217 0.239 0.191 0.229 0.236 0.159 0.171 0.162 0.152 0.161 0.166Charrua 220 285.464 299.618 276.274 214.073 260.502 289.210 184.560 195.510 167.050 167.962 184.465 188.365 305.597 320.909 295.692 229.620 279.196 309.929 197.916 209.642 179.052 180.081 197.764 202.028Concepcion 220 90.558 84.874 88.444 57.438 73.116 83.732 50.406 54.176 52.200 51.742 55.674 56.011 96.254 90.233 94.006 61.152 77.824 89.104 53.665 57.657 55.553 55.058 59.264 59.623San Vicente 154 185.120 171.595 182.769 140.122 163.025 188.339 121.515 123.365 112.160 112.259 122.060 123.697 201.276 186.662 199.096 152.865 177.282 205.287 132.584 134.580 122.326 122.351 133.178 135.158Temuco 220 95.470 86.026 97.172 62.447 79.584 89.448 55.124 58.788 55.187 54.214 56.795 58.241 101.302 91.264 103.082 66.292 84.443 94.918 58.511 62.394 58.567 57.532 60.275 61.812Valdivia 220 51.726 47.494 47.831 31.785 43.075 47.616 29.568 31.575 29.864 29.221 32.956 33.411 54.542 50.111 50.466 33.571 45.478 50.265 31.212 33.330 31.516 30.850 34.789 35.278Barro Blanco 220 36.350 34.880 36.178 21.608 27.533 30.262 18.810 21.800 20.731 20.236 21.726 22.492 37.963 36.409 37.759 22.555 28.735 31.595 19.634 22.771 21.661 21.146 22.701 23.499Puerto Montt 220 84.648 82.973 84.653 52.876 67.345 79.287 45.613 47.113 43.368 42.424 48.680 48.620 89.974 88.173 89.953 56.223 71.629 84.370 48.538 50.146 46.163 45.156 51.810 51.737

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COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

FONO (56-2) 365 6800 – FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 – CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO – CHILE

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CUADRO N° 37: DEMANDA DE ENERGÍA EN BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE DEMANDA MÁXIMA [GWh]

MESBARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Diego de Almagro 220 4.359 4.490 4.622 24.405 9.129 6.816 28.388 31.985 32.936 36.736 31.470 27.081 4.592 4.733 4.873 26.214 9.802 7.318 30.468 34.338 35.356 39.438 33.778 29.068Carrera Pinto 220 0.764 0.790 0.845 5.340 1.850 1.541 6.500 6.446 7.027 7.751 6.715 5.983 0.844 0.873 0.933 5.747 1.991 1.659 6.995 6.938 7.563 8.341 7.227 6.439Cardones 220 8.948 9.362 9.826 55.949 19.758 15.959 61.474 64.432 63.897 71.515 64.209 57.649 10.077 10.526 11.049 59.741 21.105 17.030 65.782 68.941 68.346 76.455 68.688 61.643Maitencillo 220 3.334 3.305 3.656 20.927 7.613 6.160 22.048 23.112 24.670 23.999 24.459 21.075 3.761 3.731 4.122 23.197 8.465 6.847 24.485 25.662 27.356 26.707 27.099 23.367Pan de Azucar 220 6.531 6.941 7.687 38.794 14.373 12.306 40.673 40.040 38.404 41.908 40.543 37.402 6.951 7.390 8.187 41.329 15.309 13.116 43.368 42.687 40.941 44.694 43.231 39.882Los Vilos 220 1.607 1.791 1.996 10.400 3.768 3.088 10.759 9.858 9.310 9.802 9.118 8.934 1.682 1.877 2.093 10.950 3.967 3.246 11.307 10.340 9.760 10.268 9.555 9.377Quillota 220 24.404 25.458 27.865 143.822 53.245 44.698 167.525 169.625 172.697 188.526 171.727 150.523 25.983 27.135 29.721 151.289 55.999 46.986 176.220 178.340 181.714 198.316 180.671 158.216Polpaico 220 10.993 12.007 12.812 70.975 25.783 18.576 81.405 80.006 86.041 90.708 78.250 69.980 11.855 12.938 13.822 76.027 27.644 19.951 87.205 85.684 92.100 97.098 83.843 74.979Cerro Navia 220 51.932 56.213 60.611 288.692 101.433 88.937 333.256 349.016 365.532 399.779 364.234 301.228 55.316 59.870 64.590 306.523 107.673 94.376 353.751 370.490 388.030 424.396 386.666 319.940Alto Jahuel 220 50.566 53.752 56.564 274.132 96.242 84.672 328.318 355.361 375.214 412.042 364.639 300.696 53.411 56.774 59.764 297.776 104.318 91.697 356.279 385.721 406.395 446.610 394.496 325.625Rancagua 154 5.140 5.652 6.797 33.397 13.336 11.773 40.576 40.090 43.440 45.981 37.543 30.834 5.489 6.045 7.273 35.637 14.223 12.550 43.268 42.768 46.382 49.096 40.067 32.908San Fernando 154 2.635 3.019 3.566 17.770 8.064 7.465 24.899 17.688 20.183 20.416 17.400 14.278 2.802 3.211 3.792 18.950 8.596 7.957 26.536 18.853 21.514 21.766 18.546 15.220Itahue 154 6.733 7.237 8.012 41.431 15.929 13.856 47.316 42.225 47.065 52.385 45.761 39.620 7.089 7.621 8.439 44.227 16.989 14.780 50.482 45.035 50.236 55.932 48.872 42.323Parral 154 6.320 6.654 7.802 38.587 15.802 13.595 44.274 44.177 45.561 51.035 44.155 36.402 6.690 7.041 8.253 40.979 16.758 14.411 46.988 46.904 48.420 54.233 46.927 38.690Ancoa 220 0.010 0.012 0.012 0.075 0.027 0.021 0.076 0.082 0.088 0.099 0.088 0.072 0.011 0.013 0.013 0.079 0.029 0.022 0.081 0.087 0.093 0.106 0.094 0.077Charrua 220 16.462 18.176 17.450 99.398 36.680 29.633 115.843 122.926 125.224 136.584 112.748 98.601 17.337 19.121 18.383 106.241 39.182 31.655 123.782 131.336 133.786 145.967 120.411 105.346Concepcion 220 6.222 6.081 6.598 31.351 11.500 10.003 38.476 41.652 44.405 49.843 43.129 37.099 6.607 6.457 7.003 33.288 12.205 10.618 40.834 44.192 47.115 52.875 45.750 39.354San Vicente 154 10.266 10.162 11.049 61.775 21.422 17.954 71.397 72.839 78.379 86.678 69.311 60.343 10.985 10.885 11.845 67.252 23.261 19.536 77.817 79.398 85.395 94.324 75.536 65.852Temuco 220 6.773 6.459 7.451 35.754 13.022 11.372 42.399 45.189 46.529 53.023 45.830 39.183 7.152 6.819 7.869 37.947 13.816 12.066 45.001 47.962 49.389 56.276 48.635 41.581Valdivia 220 3.501 3.445 3.508 17.618 6.987 5.847 22.034 23.601 24.635 27.455 25.255 21.116 3.682 3.625 3.691 18.636 7.382 6.175 23.282 24.943 26.029 29.016 26.684 22.301Barro Blanco 220 2.792 2.584 2.717 11.885 4.608 3.966 14.938 17.300 17.614 19.792 17.841 15.111 2.906 2.687 2.825 12.404 4.808 4.140 15.589 18.069 18.409 20.689 18.644 15.791Puerto Montt 220 5.992 6.231 6.588 29.582 10.779 9.708 35.866 37.001 39.190 42.740 38.179 32.477 6.338 6.589 6.965 31.408 11.449 10.316 38.125 39.346 41.682 45.454 40.591 34.522

MESBARRA TRONCAL 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48Diego de Almagro 220 4.929 5.080 5.230 28.209 10.544 7.870 32.759 36.932 38.023 42.416 36.320 31.257 5.301 5.463 5.624 30.414 11.363 8.480 35.291 39.798 40.970 45.706 39.128 33.676Carrera Pinto 220 0.909 0.940 1.004 6.196 2.147 1.788 7.542 7.480 8.154 8.993 7.792 6.942 0.980 1.013 1.083 6.693 2.319 1.932 8.147 8.080 8.808 9.714 8.417 7.499Cardones 220 10.754 11.231 11.782 63.904 22.587 18.207 70.522 73.904 73.240 81.888 73.616 66.036 11.498 12.004 12.586 68.489 24.218 19.502 75.752 79.381 78.639 87.880 79.054 70.881Maitencillo 220 4.170 4.140 4.567 25.028 9.133 7.393 26.395 27.662 29.497 28.750 29.242 25.202 4.496 4.462 4.921 27.055 9.873 7.997 28.510 29.876 31.866 31.008 31.616 27.234Pan de Azucar 220 7.412 7.881 8.734 44.102 16.327 14.002 46.331 45.601 43.737 47.761 46.185 42.605 7.917 8.418 9.332 47.193 17.467 14.989 49.633 48.851 46.854 51.175 49.481 45.644Los Vilos 220 1.767 1.974 2.202 11.534 4.179 3.413 11.888 10.851 10.237 10.761 10.017 9.847 1.858 2.076 2.318 12.155 4.403 3.590 12.505 11.392 10.743 11.284 10.508 10.346Quillota 220 27.302 28.533 31.272 161.429 59.726 50.092 188.044 190.205 193.878 211.555 192.667 168.951 29.159 30.411 33.377 170.700 63.133 52.928 198.856 201.013 205.078 223.707 203.737 178.628Polpaico 220 12.705 13.856 14.817 81.693 29.726 21.472 93.705 92.055 98.919 104.280 90.098 80.577 13.659 14.888 15.930 87.953 32.021 23.159 100.894 99.103 106.453 112.226 97.027 86.773Cerro Navia 220 58.746 63.567 68.612 325.157 114.198 100.054 375.144 392.817 411.400 449.949 409.900 339.308 62.299 67.414 72.787 345.796 121.425 106.350 398.889 417.667 437.434 478.412 435.771 360.877Alto Jahuel 220 57.785 61.510 64.740 319.147 111.763 98.215 381.699 413.012 435.069 478.210 422.179 348.610 61.857 65.859 69.357 341.217 119.454 104.960 407.972 441.258 464.631 510.694 450.644 372.170Rancagua 154 5.858 6.452 7.769 38.064 15.183 13.392 46.181 45.671 49.569 52.472 42.799 35.153 6.257 6.893 8.306 40.693 16.223 14.303 49.333 48.816 53.025 56.131 45.755 37.583San Fernando 154 2.988 3.424 4.044 20.215 9.165 8.483 28.291 20.104 22.940 23.215 19.775 16.230 3.187 3.651 4.313 21.572 9.776 9.047 30.169 21.445 24.468 24.768 21.092 17.311Itahue 154 7.571 8.139 9.008 47.261 18.138 15.780 53.914 48.078 53.677 59.783 52.250 45.259 8.095 8.701 9.626 50.527 19.373 16.856 57.604 51.341 57.376 63.929 55.887 48.423Parral 154 7.111 7.481 8.765 43.538 17.779 15.284 49.890 49.821 51.476 57.654 49.892 41.135 7.561 7.950 9.311 46.295 18.886 16.230 53.028 52.979 54.763 61.339 53.080 43.763Ancoa 220 0.012 0.014 0.014 0.085 0.031 0.024 0.086 0.093 0.099 0.112 0.100 0.082 0.013 0.015 0.015 0.090 0.033 0.025 0.092 0.099 0.106 0.120 0.106 0.087Charrua 220 18.528 20.441 19.641 113.658 41.890 33.843 132.384 140.452 143.068 156.135 128.706 112.651 19.819 21.873 21.002 121.790 44.859 36.239 141.828 150.463 153.246 167.284 137.798 120.661Concepcion 220 7.009 6.850 7.429 35.382 12.967 11.281 43.379 46.932 50.039 56.145 48.575 41.785 7.444 7.274 7.889 37.647 13.789 11.998 46.127 49.889 53.194 59.673 51.621 44.405San Vicente 154 11.949 11.854 12.916 73.013 25.200 21.190 84.538 86.228 92.725 102.293 82.016 71.599 12.958 12.868 14.038 79.472 27.370 23.043 92.075 93.888 100.943 111.215 89.282 78.048Temuco 220 7.590 7.235 8.350 40.245 14.647 12.793 47.728 50.868 52.386 59.683 51.571 44.092 8.049 7.671 8.853 42.684 15.528 13.563 50.619 53.945 55.561 63.291 54.677 46.752Valdivia 220 3.890 3.831 3.902 19.651 7.779 6.505 24.531 26.287 27.430 30.582 28.120 23.497 4.100 4.039 4.114 20.743 8.206 6.860 25.878 27.731 28.934 32.263 29.662 24.781Barro Blanco 220 3.036 2.806 2.950 12.941 5.016 4.320 16.266 18.869 19.234 21.618 19.477 16.495 3.172 2.929 3.079 13.508 5.235 4.510 16.981 19.712 20.101 22.595 20.353 17.236Puerto Montt 220 6.736 7.000 7.399 33.359 12.165 10.967 40.540 41.853 44.346 48.355 43.171 36.709 7.161 7.440 7.864 35.472 12.940 11.669 43.146 44.554 47.215 51.480 45.951 39.068

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82 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

FONO (56-2) 365 6800 – FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 – CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO – CHILE

17 ANEXO Nº 7: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA. La energía anual afluente al sistema desde abril de 1960 hasta marzo de 2006, incluyendo las centrales hidroeléctricas ingresadas al SIC a la fecha, se muestra en el CUADRO N° 38.

CUADRO N° 38: ENERGÍA AFLUENTE SIC [GWh] Año ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR TOTAL

60-61 894,8 920,0 1.881,2 1.980,0 1.749,1 1.694,3 2.840,3 2.958,5 2.146,3 1.438,2 892,8 1.122,0 20.517,461-62 788,7 933,7 1.974,8 2.347,0 2.384,9 2.661,7 3.206,2 3.118,9 2.736,0 2.055,4 1.192,4 1.010,3 24.409,962-63 760,5 831,4 1.348,9 1.172,8 1.997,7 1.723,3 2.141,9 2.089,0 1.252,4 924,1 770,1 782,3 15.794,463-64 801,5 933,0 1.271,7 2.087,5 2.176,2 2.484,6 2.680,9 3.128,9 3.245,3 2.533,2 1.483,5 1.264,8 24.091,064-65 913,5 991,2 1.203,2 1.204,0 1.354,3 1.973,9 2.420,0 2.367,4 2.312,4 1.405,6 1.073,7 858,5 18.077,665-66 1.685,7 1.898,2 2.847,0 2.850,9 2.927,0 2.223,4 3.066,3 3.168,4 3.257,4 2.445,3 1.531,6 1.301,7 29.203,066-67 1.191,1 1.647,2 2.410,7 2.730,5 1.942,4 2.106,2 2.789,6 3.097,6 3.289,7 2.730,1 1.737,8 1.244,6 26.917,567-68 964,3 1.466,7 1.229,3 1.356,3 1.795,7 1.781,9 2.896,4 2.977,3 2.339,2 1.201,0 973,7 878,0 19.859,868-69 708,6 787,6 747,5 877,0 1.037,5 1.118,0 1.182,0 1.386,3 1.133,6 903,0 676,3 589,3 11.146,669-70 684,6 1.659,3 2.693,5 2.325,8 2.509,9 2.306,6 2.219,2 2.968,0 2.813,2 1.563,4 1.057,5 908,0 23.709,070-71 839,2 1.048,6 1.639,2 1.848,7 1.744,6 1.687,0 2.362,0 2.877,8 2.711,0 1.521,2 1.106,3 861,8 20.247,671-72 716,4 1.579,6 1.503,4 2.473,8 2.445,7 2.141,7 2.698,1 3.013,8 2.590,7 1.655,3 997,3 991,3 22.807,172-73 740,0 2.706,2 3.135,5 2.768,5 3.191,1 2.893,4 2.941,5 3.181,8 3.128,9 2.540,5 1.812,9 1.404,6 30.444,973-74 1.166,0 1.869,3 1.997,5 2.449,0 1.917,6 1.634,4 2.549,1 2.868,9 2.287,7 1.657,5 1.062,9 989,2 22.449,174-75 768,3 1.449,5 2.113,4 1.968,4 1.881,7 1.837,7 2.847,5 2.944,2 2.530,9 1.725,0 1.353,3 1.043,3 22.462,975-76 1.294,4 1.859,6 2.546,6 2.603,1 1.827,3 1.897,8 2.700,4 3.070,8 3.052,7 1.937,3 1.128,0 950,0 24.867,976-77 824,0 836,2 2.014,2 1.550,8 1.363,4 1.680,4 2.730,3 2.861,5 2.418,8 1.497,3 942,3 911,6 19.631,077-78 774,9 2.095,1 2.327,1 3.006,6 2.472,4 2.651,9 3.242,0 3.320,4 3.157,2 2.180,2 1.322,6 1.164,4 27.714,978-79 876,4 1.507,8 1.830,1 3.238,1 2.339,2 2.650,7 3.175,0 3.244,8 2.734,6 2.100,3 1.285,2 1.196,6 26.178,879-80 960,6 1.498,2 1.122,7 1.447,2 3.031,5 2.858,0 2.754,3 3.027,8 3.120,6 2.132,3 1.712,9 1.569,4 25.235,680-81 2.388,4 3.244,5 3.209,0 3.192,1 2.861,2 2.244,0 2.549,3 2.564,5 2.478,1 1.941,6 1.266,2 1.219,0 29.157,881-82 1.049,7 3.242,2 2.756,8 2.601,0 2.453,2 2.104,1 2.307,6 2.425,7 1.739,3 1.208,0 929,1 909,2 23.726,082-83 779,4 1.705,8 2.828,9 3.175,1 2.669,8 3.201,4 3.307,4 3.206,4 3.318,0 2.781,7 1.921,9 1.434,4 30.330,383-84 1.270,9 1.312,9 1.879,6 2.180,6 2.028,0 1.926,5 2.944,0 2.940,1 2.062,7 1.271,3 967,2 884,6 21.668,584-85 767,6 1.526,3 1.557,1 2.706,0 1.764,4 2.542,3 3.227,2 3.215,1 3.312,3 2.540,0 1.521,3 1.271,1 25.950,785-86 1.367,4 1.806,3 2.328,1 2.439,4 1.556,1 1.660,5 2.263,8 2.647,1 1.663,0 1.044,7 858,2 885,9 20.520,586-87 1.259,7 2.499,9 3.119,0 2.551,6 2.813,1 2.248,1 3.028,0 2.685,9 2.836,6 1.853,2 1.197,2 1.203,6 27.295,987-88 1.011,0 1.165,8 2.069,1 2.799,0 2.827,6 2.442,2 3.244,0 3.000,8 2.388,4 1.644,8 1.095,9 1.084,1 24.772,788-89 913,3 975,4 1.432,9 1.625,1 2.241,5 1.685,0 2.625,1 2.991,9 2.147,4 1.240,2 899,4 778,3 19.555,589-90 679,6 678,8 1.138,8 1.458,6 2.073,4 2.021,1 2.748,4 2.601,2 1.931,0 1.084,4 821,9 813,5 18.050,690-91 1.138,5 1.548,2 1.672,9 1.349,5 2.117,2 2.574,1 2.342,2 1.893,6 1.340,0 917,0 712,3 653,3 18.258,891-92 945,0 1.984,4 2.788,8 2.762,6 1.973,9 2.583,5 2.539,5 2.698,1 2.428,0 1.764,6 1.136,0 1.064,1 24.668,692-93 1.078,4 2.897,0 3.018,1 2.252,6 1.750,3 2.343,2 3.030,9 3.159,7 3.017,6 2.099,6 1.214,1 1.137,3 26.998,893-94 1.314,0 2.731,6 2.987,6 2.928,6 2.314,7 2.370,6 2.719,7 2.956,1 2.858,2 1.666,2 1.055,6 943,6 26.846,294-95 1.102,2 1.408,4 2.459,7 2.574,7 2.058,6 2.313,2 2.901,0 2.996,8 2.664,8 1.482,4 914,1 897,4 23.773,395-96 1.081,8 1.153,5 2.705,8 2.750,0 2.183,2 2.780,0 2.831,4 3.071,2 2.596,7 1.372,7 961,3 991,3 24.478,996-97 1.023,1 993,2 1.616,1 1.191,6 1.541,8 1.440,2 1.540,8 1.235,4 755,0 690,0 638,3 571,6 13.236,997-98 1.178,8 1.745,6 2.925,6 2.494,7 3.068,2 3.082,1 3.109,3 3.082,0 2.761,4 2.081,3 1.285,3 1.092,1 27.906,298-99 1.138,8 1.083,8 1.040,0 1.041,1 1.010,1 971,4 1.181,7 802,1 690,2 625,1 542,8 525,5 10.652,699-00 441,8 774,0 1.358,9 1.195,4 2.118,5 2.713,5 2.850,0 2.806,1 2.051,8 1.129,7 1.082,0 789,2 19.310,900-01 703,6 781,0 2.792,1 2.697,4 2.516,1 2.628,9 3.078,3 3.046,9 2.767,6 2.140,0 1.280,4 1.070,0 25.502,301-02 888,4 1.710,3 2.638,4 3.167,6 2.901,6 2.505,1 2.844,9 2.590,6 2.373,1 1.446,0 1.090,1 1.534,1 25.690,302-03 1.150,7 1.862,0 2.133,9 2.061,2 2.890,8 2.803,1 3.202,7 3.236,9 3.199,2 2.482,4 1.423,3 1.207,4 27.653,803-04 989,3 1.026,1 2.410,9 2.634,6 1.805,4 2.030,5 2.392,0 2.358,9 1.800,0 1.193,4 905,1 888,7 20.434,904-05 1.725,8 1.050,7 2.062,6 2.390,5 1.869,4 2.405,8 2.349,1 2.577,8 1.998,9 1.183,5 827,0 814,7 21.255,605-06 633,0 1.789,8 2.956,3 2.757,3 3.271,0 2.549,3 2.833,8 3.214,8 2.983,7 2.412,2 1.451,1 1.203,6 28.055,9

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En el GRÁFICO Nº 7 se muestra la energía anual afluente al sistema, ordenada de mayor a menor.

GRÁFICO Nº 7: ENERGÍA AFLUENTE SIC

Energía de Afluentes del Sistema

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

1972

1982

1965

1980

2005

1997

1977

2002

1986

1992

1966

1993

1978

1984

2001

2000

1979

1975

1987

1991

1995

1961

1963

1994

1981

1969

1971

1974

1973

1983

2004

1985

1960

2003

1970

1967

1976

1988

1999

1990

1964

1989

1962

1996

1968

1998

AÑO HIDROLÓGICO

GW

h

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18 ANEXO Nº 8: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN

CUENCAS DEL LAJA.

Cuenca Afluente OSE Afluente CDECRiego Tucapel Laja en TucapelAbanico HI Abanico

Cuenca del Laja Lago Laja Lago Laja + Alto PocuraBoc. Polcura Antuco Pasada – HI Abanico + (Alto Polcura – Alto Polcura Lim.)Boc. Rio Rucue Río Rucúe

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19 ANEXO Nº 9: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL MAULE.

Cuenca Afluente OSE Afluente CDEC

Laguna Invernada La InvernadaLaguna Del Maule Laguna del MauleBoc. Maule Isla HI IslaBoc. Maule Melado Maulen en B.C. Pehuenche – HI Isla

Cuenca del Maule Riego Maule Norte Alto Claro en San CarlosRiego Melado Claro en San CarlosEmbalse Colbun HimaBalance Riego Armerillo R105 Colbún – Hima + Laguna del Maule + La InvernadaBalance Riego Laguna Del Maule Colbún – Hima + Laguna del Maule + La Invernada

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