cne_02_2015

CDEC-SING C0024/2015 Clasificación: Emitido como Informe

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Autor Dirección de Operación y Peajes Fecha Creación 13 de marzo del 2015 Correlativo CDEC-SING C0024/2015

FEBRERO 2015 INFORME MENSUAL A LA CNE


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INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 2 de 30

1. INTRODUCCIÓN 3

2. SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN Y HECHOS RELEVANTES 4

2.1 SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN 42.1.1 COSTOS MARGINALES 42.1.2 GENERACIÓN BRUTA 5

2.2 HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN 82.2.1 MANTENIMIENTOS 82.2.2 FALLAS 102.2.3 DESCONEXIONES MANUALES DE CARGA 112.2.4 OPERACIÓN DE UNIDADES CON GAS NATURAL 12

3. PRECIOS DE COMBUSTIBLES 13

4. NUEVAS INSTALACIONES DEL SING 14

4.1 INICIO DE LA OPERACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES EN EL SING 144.2 INTERCONEXIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SING 15

5. PROGRAMA DE OPERACIÓN PARA LOS SIGUIENTES 12 MESES. 16

6. ANEXOS. 18

ANEXO 1. DETALLE PRECIOS DE COMBUSTIBLES 18ANEXO 2. TIPO DE CAMBIO 24ANEXO 3. PROGRAMA DE 12 MESES 25


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1. INTRODUCCIÓN

De acuerdo a lo estipulado en el Artículo 31 del DS Nº291/2007 modificado a través del DS N°115/2012, el Directorio del Centro de Despacho Económico de Carga del Norte Grande, CDEC-SING, debe enviar a la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE, dentro de los primeros 10 días hábiles de cada mes, un informe resumido que contenga, entre otras, las siguientes materias:

a) Costos marginales instantáneos de energía, transferencias de energía y de potencia, cobros y pagos entre generadores, correspondientes al mes anterior;

b) Síntesis de las desviaciones más importantes entre la programación y la operación real de las unidades generadoras y hechos relevantes ocurridos en la operación del sistema durante el mes anterior, tales como vertimientos en centrales hidroeléctricas y fallas de unidades generadoras;

c) Valores de las variables que mayor incidencia han tenido en los costos marginales instantáneos durante el mes anterior;

d) Programa de operación para los siguientes 12 meses, incluyendo niveles de operación de los embalses, stock de combustibles disponible para generación y la generación esperada de cada central, y

e) Las modificaciones que se hayan efectuado a los modelos matemáticos y programas computacionales destinados a la planificación de la operación y al cálculo de los costos marginales instantáneos de energía.

En cumplimiento con lo señalado, se presenta a la CNE el Informe Mensual del CDEC-SING del mes de febrero 2015, el cual incluye las materias definidas en los literales antes descritos, a excepción del literal a), el cual será publicado el día 17 de marzo de 2015, con motivo de la emisión del Informe de Valorización de Transferencias (IVT) del mes de febrero 2015.


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2. SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN Y HECHOS RELEVANTES

2.1 SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN

2.1.1 COSTOS MARGINALES

El detalle de los costos marginales del mes de febrero se incluye en el Informe de Valorización de Transferencias respectivo, publicado por la DP. Sin perjuicio de lo anterior, en el presente informe se incluye una revisión del comportamiento de los costos marginales promedio diarios en las barras Crucero 220 kV y Lagunas 220 kV con la información disponible a la fecha.

El costo marginal promedio del mes de febrero de 2015 en la barra Crucero 220 kV fue de 49,6 US$/MWh, lo que representa una disminución de 49,7% con respecto al valor de febrero de 2014 (98,5 US$/MWh). Asimismo, esto constituye también una disminución de 2,0% con respecto al costo marginal promedio del mes de enero de 2015 (50,6 US$/MWh).

Por su parte, el costo marginal promedio del mes de febrero de 2015 en la barra Lagunas 220 kV fue de 50,8 US$/MWh, siendo un 2,4% mayor al costo marginal promedio de la barra Crucero 220 kV.

En la siguiente figura se presentan los costos marginales promedio diarios de las barras Crucero 220 kV y Lagunas 220 kV, observados durante el mes de febrero de 2015.

Figura 1: Costos Marginales Promedio Diarios del mes.

0

20

40

60

80

100

120

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

Febrero

CM

g [U

S$/

MW

h]

Crucero 220 kV Lagunas 220 kV


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2.1.2 GENERACIÓN BRUTA

La generación bruta del mes de febrero alcanzó 1.432,24 GWh, con una desviación del 4,4% con respecto al programa diario emitido por la DO.

En el siguiente cuadro, se muestra la generación bruta real y programada por empresa, incluyendo la diferencia resultante entre la generación real y programada del mes.

Tabla 1: Generación Bruta Real v/s Programación Diaria del mes. Empresa Real (GWh) Programada (GWh) Desviación (GWh)

AES GENER 177,3247 165,14 12,19 ANDINA 104,1 101,70 2,36

ANGAMOS 279,3 290,15 -10,89 CAVANCHA 1,3 1,28 0,02

CELTA 93,5 91,29 2,22 E-CL 522,5 516,15 6,38

ENERNUEVAS 1,5 1,30 0,23 ENORCHILE 1,0 0,21 0,82

EQUIPOS DE GENERACION 0,0 0,00 0,00 GASATACAMA 99,3 71,67 27,59

GENERACIÓN SOLAR SpA. 15,9 0,00 15,90 HORNITOS 98,5 97,07 1,47

LOS PUQUIOS 0,4 0,00 0,37 NORACID 10,4 11,02 -0,65

ON GROUP 0,0 0,01 0,03 POZO ALMONTE SOLAR 2 1,5 1,48 0,06 POZO ALMONTE SOLAR 3 3,6 4,05 -0,40

SPS LA HUAYCA 1,4 0,00 1,36 TECNET 0,1 0,10 -0,04

VALLE DE LOS VIENTOS 20,6 19,49 1,15 Total 1.432,24 1.372,08 60,17

A continuación, se presenta gráficamente la comparativa de la generación real con la generación programada por empresa.

Figura 2: Comparación Generación Real y Programada por empresas.

0

100

200

300

400

500

600

700

Ene

rgía

[GW

h]

Real Programada


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Con respecto a la generación por tipo de combustible, las centrales térmicas que utilizan carbón aportaron el 80,62% de la producción de energía bruta, mientras que el gas natural participó con un 7,61. Por su parte, las unidades que utilizan combustibles derivados del petróleo contribuyeron con el 7,54%, la cogeneración aportó un 0,72%, la energía hídrica con un 0,46% y la energía eólica y solar con un 3,05%.

En la siguiente figura se expone de manera gráfica la generación por tipo de combustible.

Figura 3: Comparación Generación Real y Programada por combustibles.

En el siguiente cuadro se presenta el total de generación bruta real, consumos propios y retiros de energía a clientes libres y regulados del mes de febrero.

Tabla 2: Operación Real del SING.

Resumen Mes GWh %

Generación Bruta 1.432,2 100,0 Consumos Propios 109,0 7,6 Generación Neta 1.323,4 92,4 Pérdidas 46,6 3,3 Retiros a Clientes Libres 1.133,0 79,1 Retiros a Clientes Regulados 143,8 10,0

Total Retiros 1.276,8 89,1

A continuación se presenta la evolución de la potencia media horaria bruta del sistema en el mes de febrero. La máxima generación fue de 2.335,9 MW durante la hora 24 del día 22 de febrero, y la mínima fue de 1.930,5 MW durante la hora 19 del día 10 de febrero.

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

Hidro Carbón Gas Natural Diesel+Fuel Oil Cogeneración Solar Eólico

Ener

gía

[GW

h]

Real Programada


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Figura 4: Potencia Media Horaria Bruta del mes.

Tabla 3: Resumen potencia media horaria. Potencia Media Horaria

Resumen del Mes MW

Promedio 2.131,9

Desviación Estándar 80,8

Mínima 1.930,5

Máxima 2.335,9

Factor de Carga 91,3%

Coeficiente Variación 3,8% Asimismo, la siguiente figura presenta la evolución de la energía bruta diaria del mes de febrero de 2015, comparado con igual mes del año 2014.

Figura 5: Energía Bruta Diaria mensual.

0

500

1000

1500

2000

2500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

Pot

enci

a [M

W]

Día

30

35

40

45

50

55

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

Febrero

Ener

gía

[GW

h]

2014 2015


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2.2 HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN

2.2.1 MANTENIMIENTOS

2.2.1.1 Mantenimiento Mayor realizado durante el mes. Durante el mes de febrero se desarrolló mantenimiento mayor de las siguientes unidades de acuerdo con el programa vigente.

Tabla 4: Mantenimientos Mayor según Programa. Unidad/

Empresa Inicio Fin

Componente Día-Mes Hora Día-Mes Hora

GMAR1 E-CL 02-feb 11:06 20-feb 17:08

U16-TG E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00

U16-TV E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00

2.2.1.2 Desconexiones fuera del Programa Mantenimiento Mayor Durante el mes de febrero se realizaron las siguientes desconexiones de unidades generadoras fuera del programa vigente, con duración mayor a 24 horas.

Tabla 5: Desconexiones fuera del Programa. Unidad/

Empresa Inicio Fin


ANG1 ANGAMOS 11-feb 1:13 12-feb 11:00

CTM3-TG E-CL 10-feb 22:49 11-feb 23:01

CTM3-TV E-CL 10-feb 22:44 11-feb 23:14

ENAEX1 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00




GMAR2 E-CL 01-feb 0:00 03-feb 16:16

INACAL1 EQUIPOS DE GENERACION S.A. 01-feb 0:00 01-mar 0:00




MAIQ E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00

MIIQ4 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00

MIMB1 ENORCHILE 01-feb 0:00 01-mar 0:00


MIMB5 ENORCHILE 03-feb 2:57 12-feb 19:09

MIMB5 ENORCHILE 25-feb 21:56 27-feb 18:01


MSIQ E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00


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Unidad/ Empresa

Inicio Fin


NTO1 AES GENER 03-feb 0:02 04-feb 17:05

SUIQ1 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00

SUIQ3 E-CL 01-feb 0:00 02-feb 19:26

SUTA1 E-CL 22-feb 19:19 23-feb 19:10

SUTA10 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00

SUTA2 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00

SUTA3 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00

SUTA4 E-CL 11-feb 18:33 12-feb 19:06

SUTA5 E-CL 17-feb 3:18 18-feb 19:01

SUTA5 E-CL 24-feb 20:52 27-feb 22:58

SUTA7 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00

SUTA8 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00

TG1B GASATACAMA 11-feb 6:40 12-feb 16:38

TGIQ E-CL 01-feb 0:00 04-feb 12:59

TGTAR CELTA 24-feb 1:51 26-feb 16:31

U10 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00

U11 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00

ZOFRI_10 ENORCHILE 02-feb 20:54 18-feb 19:50


ZOFRI_13 ENORCHILE 01-feb 0:00 01-mar 0:00





ZOFRI_6 ENORCHILE 20-feb 22:13 01-mar 0:00


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2.2.2 FALLAS A continuación, se presentan los eventos ocurridos en la operación del mes de febrero, que tuvieron como resultado la elaboración de un Informe Resumen de Falla (IRF) de acuerdo al Artículo 10 del Anexo Técnico N° 3: Informes de Falla de Coordinados de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

2.2.2.1 Fallas Unidades Generadoras

Tabla 6: Fallas de Unidades de Generación.

Evento Fecha Hora Descripción Causa Frecuencia [Hz]

Nº Escalón

Pérdida de Generación

[MW]

Desconexión Consumos

[MW]

3756 03-feb 15:39 Desenganche de la unidad CTA.

Trip VTI N°1 y N°2 por señal errónea de vibraciones descansos. 48,84 2 157,0 57,69

3758 04-feb 21:20 Desenganche de la unidad U12.

Falla de relé de protección caldera MFT (main fuel trip). 49,58 No 57,0 0

3759 05-feb 18:21 Regresión de carga y

desenganche de la unidad CTM3.

Señal errónea de bajo nivel en estanque de aceite de lubricación. 49,00 1 163,0 27,20

3763 10-feb 22:20 Regresión de carga de la unidad CTM3.

Saturación de sistema de filtros de aire del compresor de la Turbina a Gas. 48,91 1 190,0 42,00

3764 11-feb 1:13 Desenganche de la unidad ANG1.

Alta presión del Hogar por problemas en quemadores diesel. 48,85 2 165,0 50,70

3766 13-feb 15:32 Desenganche de la unidad CTM2.

Pérdida de señal de temperatura de vapor de entrada de la turbina de

media presión. 48,92 2 149,0 49,50

3770 17-feb 9:18 Desenganche de la unidad NT02.

Error humano cuando se revisaba el control asociado al estado de los limit switch de los damper de entrada del

filtro de manga.

49,43 No 134,0 0

3774 21-feb 13:44 Desenganche de la unidad NTO2.

Alto nivel del Domo por rotura del calentador de agua alimentación de

alta presión N° 1. 49,63 No 82,0 0

3777 28-feb 14:41 Desenganche de la unidad U16.

Falla en transmisor de presión de gas de descarga del compresor. 48,88 3 240,0 95,50

2.2.2.2 Fallas Sistema Transmisión

Tabla 7: Fallas del Sistema de Transmisión.


Desconexión Consumos

[MW]

3757 03-feb 16:56 Interrupción de la línea 66 kV Parinacota - Quiani. Poste chocado. 50,00 7,40

3761 09-feb 9:29 Interrupción de la Línea 110 kV Chacaya - Muelle. Se investiga. 50,10 20,70

3762 10-feb 20:18 Interrupción de la línea 110 kV Arica - Pozo Almonte. Se investiga. 50,00 1,52

3767 13-feb 20:06 Interrupción de la línea 110 kV Chacaya - Muelle. Jote Electrocutado. 50,11 21,20

3768 14-feb 12:31 Interrupción de la Línea 220 kV Angamos - Laberinto. Circuito Nº1.

Flashover durante lavado de aisladores de S/E Angamos y Torres de Acometida. 50,00 17,40

3769 16-feb 16:32 Interrupción del Autotransformador S/E Pozo Almonte 110/66/13.8 kV N° 1. Se investiga. 50,00 9,55

3771 17-feb 15:27 Interrupción de la línea 110 kV Chacaya - Muelle. Jote Electrocutado. 50,00 11,00

3772 18-feb 20:31 Interrupción de la línea 110 kV Chacaya - Muelle. Jote electrocutado en estructura N°241. 50,00 20,70

3775 23-feb 20:27 Interrupción de la Línea 110 kV Muelle - Guayaques. Se investiga. 50,00 18,00

3776 24-feb 8:58 Interrupción de la línea 66 kV Parinacota - Quiani. Acto vandálico, alambre sobre la línea. 50,00 6,50


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2.2.2.3 Fallas Clientes Tabla 8: Fallas en instalaciones de cliente.


Desconexión Consumos [MW]

3760 08-feb 21:35 Rechazo de carga de minera Sierra Gorda. Cable suelto de control en regleta de panel incomming principal 4,16 kV provoca falla de

comunicación y pérdida de molinos. 50,30 60,0

3765 11-feb 15:57 Rechazo de carga de minera Sierra Gorda. Trip por vibraciones de su línea de molienda, debido a sismo en la zona. 50,50 80,0

3773 20-feb 8:49 Rechazo de carga de minera Collahuasi. Cortocircuito en interior de celda de 23 kV. 50,36 90,0

2.2.3 DESCONEXIONES MANUALES DE CARGA Durante el mes de febrero no hubo registro de desconexiones manuales de carga.


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2.2.4 OPERACIÓN DE UNIDADES CON GAS NATURAL

En el siguiente cuadro resumen se presenta la generación con gas natural por empresa durante el mes de febrero, junto con un gráfico con la generación diaria con dicho combustible por empresa.

Tabla 9: Generación con Gas Natural mes.

Empresa GWh

Gas Atacama 0

E-CL 101,5

AES Gener 7,5

Total 109,0

Figura 6: Generación con gas natural.

Gas Atacama0%

E-CL93%

AES Gener7%

Generación con Gas Natural (GNL)Participación Empresas

0

2

4

6

8

10

12

14

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

Gene

ració

n (G

Wh)

Generación con Gas NaturalFebrero 2015

Gas Atacama E-CL AES Gener


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3. PRECIOS DE COMBUSTIBLES

A continuación se presenta una síntesis de los precios de combustibles de las centrales del SING durante el mes de febrero, incluyéndose el detalle respectivo en el Anexo 1 del presente informe.

En los cuadros siguientes, se indican los precios promedio del mes de febrero para los tres principales combustibles utilizados en el SING: carbón, gas natural y diesel. Cabe destacar que CDEC-SING publica los precios del carbón y del gas natural referidos al Procedimiento DO “Costos de Combustibles de las Centrales Generadoras del SING” (enviado a la CNE para informe favorable), es decir utiliza una base equivalente de 6.000 kcal/kg para el precio del carbón y de 9.300 kcal/kg para el precio del gas natural.

Tabla 10: Precio promedio mensual Carbón. Carbón US$/Ton

TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 80,44 TERMOELÉCTRICA ANGAMOS 85,15 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 81,34 TERMOELÉCTRICA ANDINA 70,50 TERMOELÉCTRICA HORNITOS 75,72 TERMOELÉCTRICA NORGENER 76,56 TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ 80,24

Tabla 11: Precio promedio mensual Diesel.

Diesel US$/m3

TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 502,89 ATACAMA 523,91 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 504,39 TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ 490,04

Tabla 12: Precio promedio mensual Gas Natural.

Gas Natural US$/MMBTU

TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 5,71 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES (Norgener) 12,06 ATACAMA 13,90 ATACAMA (AES Gener) 12,06 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 5,71


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4. NUEVAS INSTALACIONES DEL SING

4.1 INICIO DE LA OPERACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES EN EL SING En relación a lo establecido en el Artículo 32 del Procedimiento DO “Interconexión, Modificación y Retiro de instalaciones del SING” aprobado mediante Res. Exenta N° 627 de la Comisión nacional de Energía de fecha 22 de agosto de 2012, se presentan las instalaciones de generación, transmisión y clientes del SING que declararon el inicio de su operación desde marzo de 2014 hasta febrero de 2015.

Tabla 13: Nuevas instalaciones de generación en operación en el SING.

Nº Nombre Propietario Potencia Bruta [MW] Fecha Inicio Operación

1 Central Eólica Valle de los Vientos Parque Eólico Valle de los Vientos S.A. 90,0 21 marzo 2014

2 Pozo Almonte Solar 2 Pozo Almonte Solar 2 S.A. 7,5 29 marzo 2014

3 Pozo Almonte Solar 3 Pozo Almonte Solar 3 S.A. 16,0 7 junio 2014

4 PMG La Portada TECNET S.A. 3,0 9 agosto 2014

5 María Elena FV Generación Solar SpA 68,0 21 enero 2015

Tabla 14: Nuevas instalaciones de transmisión en operación en el SING.

Nº Nombre Propietario Tensión [kV] Longitud [km] N° Circuitos

Fecha Inicio Operación

1 Línea 110 kV Valle de los Vientos – Calama

Parque Eólico Valle de los Vientos S.A.

110 13,6 1 21 marzo 2014

2 Línea 220 kV Encuentro – Sierra Gorda, Circuito N°2

Transmisora Mejillones 220 78,6 1 29 abril 2014

3 Línea 110 kV Tap Off Enlace Antucoya - Antucoya

Minera Antucoya 110 14,0 1 23 mayo 2014

4 Línea 220 kV Angamos - S/E Bombeo Sierra Gorda N°1

Transmisora Baquedano 220 11,0 1 01 agosto 2014

5 Línea 110 kV S/E Bombeo Sierra Gorda N°1 - S/E Bombeo Sierra

Gorda N°2.

Transmisora Baquedano 110 42,7 1 01 agosto 2014

6 Línea 220 kV Encuentro – Sierra Gorda, Circuito N°1

Transmisora Mejillones 220 78,6 1 06 octubre 2014

7 Línea 220 kV Tap Off Enlace -Antucoya

Minera Antucoya 220 25 1 03 febrero 2015

Tabla 15: Nuevas instalaciones de clientes en operación en el SING.

Nº Nombre Propietario Demanda Máx [MW] Fecha Inicio Operación

1 S/E Sierra Gorda1 Sierra Gorda SCM 137,2 29 abril 2014

2 Minera Antucoya Fase I Minera Antucoya 7,0 23 mayo 2014

3 S/E Bombeo Sierra Gorda N°1 y N°2 Transmisora Baquedano 49,0 01 agosto 2014

4 S/E Sierra Gorda Sierra Gorda SCM 137,2 06 octubre 2014

1 Operación comercial de forma parcial.


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Nº Nombre Propietario Demanda Máx [MW] Fecha Inicio Operación

5 Antucoya Fase II Minera Antucoya 82,0 03 febrero 2015

4.2 INTERCONEXIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SING En relación a lo establecido en el Artículo 25, literal f), del DS Nº291/2007 modificado a través del DS N°115/2012, se informa la interconexión, retiro o reincorporación de centrales o unidades de generación y de instalaciones de transmisión en el SING. En particular, se incluyen las interconexiones de proyectos que aún no declaran el inicio de su operación.

Tabla 16: Instalaciones de generación interconectadas al SING.

Nº Nombre Propietario Potencia Bruta [MW] Fecha Interconexión

1 Parque Solar El Águila I E-CL 2,0 04-07-2013

2 PMGD Los Puquios Los Puquios 3,0 07-02-2014

3 Ampliación Planta FV La Huayca SPS La Huayca 9,0 11-05-2014

4 PMGD Minihidro Santa Rosa Enernuevas 1,2 21-11-2014

Tabla 17: Instalaciones de transmisión interconectadas al SING.

Nº Nombre Propietario Tensión [kV] Longitud [km] N° Circuitos Fecha Interconexión

1 Tap Off Quiani EMELARI 66 - - 26-01-2014

2 Ampliación S/E Sulfuros y Línea Sulfuros-OLAP

Minera Escondida 69 5,5 1 08-08-2014

3 Línea Domeyko-OGP1 Minera Escondida 220 15,5 1 23-10-2014

Tabla 18: Instalaciones de clientes interconectadas al SING.

Nº Nombre Propietario Demanda Máx [MW] Fecha Interconexión

1 Mina Pampa Camarones E-CL 2,0 11-07-2014

2 S/E OLAP Minera Escondida 21,0 04-09-2014

3 S/E OGP1 Minera Escondida 15,0 25-11-2014

4 3 Tap-Off Muelle Michilla-Guayaques Minera Centinela 8,6 15-01-2015


Versión: 1.2


5. PROGRAMA DE OPERACIÓN PARA LOS SIGUIENTES 12 MESES.

En anexo 3 se presenta el programa de operación para los próximos 12 meses. El escenario comienza a partir del 1 de marzo de 2015 y considera la siguiente información:

1. Unidad U16 y CTM3, disponibles para operar con gas según lo informado por E-CL en cartas E-CL N° 150/2013 y E-CL N° 131/2014. Adicionalmente, se considera disponibilidad de la unidad CTM3 para operar con gas de acuerdo a las condiciones de arriendo por parte de E-CL hacia AES Gener descritas en carta VPC/043/2014.

2. Unidades de Central Atacama sin disponibilidad de gas, según lo informado por GasAtacama en las cartas CDEC-SING-A N° 0075/2013 y CDEC-SING G/E N° 0010/2014.

3. Programa de Mantenimiento Mayor 2015 versión 2. Con las siguientes modificaciones: • Retraso de TG1A y TG1B según carta CDEC-SING N° 12/2015 • ANG1 según FAX CDEC-SING N° 05/2015 • U14 según carta E-CL N°026/2015

4. Previsión de demanda CDEC-SING, en base a la previsión elaborada por el Departamento de Planificación a la cual se ha aplicado un factor de ajuste equivalente a un -4%, de acuerdo a la desviación promedio absoluta de los últimos 12 meses observada en la previsión de demanda informada por los Coordinados para la elaboración de la Programación de Corto Plazo.

5. Se considera Salta indisponible, de acuerdo a previsiones de MP y LP que realiza CDEC-SING, las que a su vez se basan en las consideraciones de la CNE para el precio de nudo.

6. Se consideran las siguientes fechas para la puesta en servicio de las siguientes centrales generadoras:

Tabla 19: Proyectos de generación consideradas en el programa de 12 meses.

Central Potencia [MW] Fecha Entrada

Andes Solar 21 01-06-2015

Arica Solar 40 01-04-2015

Uribe 50 01-07-2015

Solar Jama 30 01-04-2015

Solar Paruma 17 01-04-2015

Solar Pular 24 01-04-2015

Solar Lascar 30 01-10-2015

Solar Salín 30 01-10-2015

Pampa Camarones FV 6 01-06-2015

Respecto a los precios de combustibles, se utiliza la Tabla de Costo Variable (TCV) del día 10 de marzo de 2015. En el siguiente cuadro se presenta el Programa de Mantenimiento Mayor del año 2015 del SING, el cual corresponde a la versión 2, en vigencia desde el 01/02/2015.


Versión: 1.2


Tabla 20: Programa de Mantenimiento Mayor del año 2015. Empresa Unidad desde hasta duración (días) antecedentes

AES GENER NTO1 24-08-2015 17-09-2015 25 CDEC-SING N° 09/2015

AES GENER NTO2 23-03-2015 11-05-2015 50 CDEC-SING N° 09/2015

ANDINA CTA1 13-04-2015 07-05-2015 25 CTA/2015/002

ANGAMOS ANG1 11-05-2015 04-06-2015 25 CDEC-SING N° 17/2014

ANGAMOS ANG2 20-07-2015 13-08-2015 25 CDEC-SING N° 02/2015

CELTA CTTAR 09-03-2015 07-04-2015 30 CDEC-SING N° 067/2014

CELTA TGTAR 11-05-2015 25-05-2015 15 CDEC-SING N° 067/2014

E-CL CTM1 07-06-2015 26-07-2015 50 E-CL N° 055/2014

E-CL CTM2 05-01-2015 29-01-2015 25 E-CL N° 097/2013

E-CL CTM3-TG 12-07-2015 16-07-2015 5 E-CL N°013/2015

E-CL CTM3-TV 12-07-2015 16-07-2015 5 E-CL N°013/2015

E-CL TG3 18-05-2015 21-06-2015 35 E-CL N° 071/2014

E-CL U12 15-11-2015 14-12-2015 30 E-CL N° 007/2015

E-CL U13 15-05-2015 14-06-2015 31 E-CL N° 007/2015

E-CL U14 26-07-2015 08-09-2015 45 E-CL N° 071/2014

E-CL U15 11-10-2015 09-11-2015 30 E-CL N° 071/2014

E-CL U16-TG 26-01-2015 16-03-2015 50 E-CL N° 071/2014

E-CL U16-TV 26-01-2015 16-03-2015 50 E-CL N° 071/2014

GASATACAMA TG1A 04-05-2015 13-05-2015 10 CDEC-SING-A N° 0053/2014

GASATACAMA TG1B 06-04-2015 30-04-2015 25 CDEC-SING-A N° 0053/2014

HORNITOS CTH1 09-10-2015 02-11-2015 25 CTH/2015/002


Versión: 1.2


6. ANEXOS.

ANEXO 1. DETALLE PRECIOS DE COMBUSTIBLES El siguiente cuadro presenta los precios de combustibles por central generadora para el mes de febrero de 2015.

Tabla A.1: Precios de combustibles del mes.

Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor

AES GENER

ATACAMA (2) Gas Natural [$/m3]

01-02-2015 03-02-2015 275,54

04-02-2015 04-02-2015 272,26

05-02-2015 11-02-2015 273,83

12-02-2015 18-02-2015 275,73

19-02-2015 25-02-2015 272,78

26-02-2015 28-02-2015 308,03

SALTA

Diesel [$/m3]

01-02-2015 04-02-2015 607.661,08

05-02-2015 11-02-2015 611.170,36

12-02-2015 18-02-2015 610.653,71

19-02-2015 25-02-2015 604.103,06

26-02-2015 28-02-2015 607.183,42

Gas Natural [$/m3]

01-02-2015 04-02-2015 46,12

05-02-2015 11-02-2015 46,39

12-02-2015 18-02-2015 46,35

19-02-2015 25-02-2015 45,85

26-02-2015 28-02-2015 46,08

AES GENER

TERMOELÉCTRICA MEJILLONES (3) Gas Natural [$/m3]

01-02-2015 03-02-2015 275,54

04-02-2015 04-02-2015 272,26

05-02-2015 11-02-2015 273,83

12-02-2015 18-02-2015 275,73

19-02-2015 25-02-2015 272,78

26-02-2015 28-02-2015 308,03

TERMOELÉCTRICA NORGENER

Carbón [$/ton]

01-02-2015 04-02-2015 53.859,17

05-02-2015 10-02-2015 54.170,21

11-02-2015 11-02-2015 44.577,57

12-02-2015 18-02-2015 44.539,88

19-02-2015 25-02-2015 44.062,09

26-02-2015 28-02-2015 44.286,77

Carbón + Petcoke [$/ton]

01-02-2015 04-02-2015 53.859,17

05-02-2015 10-02-2015 54.170,21

11-02-2015 11-02-2015 44.577,57


Versión: 1.2



AES GENER TERMOELÉCTRICA NORGENER Carbón + Petcoke [$/ton]

12-02-2015 18-02-2015 44.539,88

19-02-2015 25-02-2015 44.062,09

26-02-2015 28-02-2015 44.286,77

Fuel Oil Nro. 6 [$/ton] 01-02-2015 28-02-2015 298.482,00

ANDINA TERMOELÉCTRICA ANDINA

Carbón [$/ton]

01-02-2015 04-02-2015 44.895,11

05-02-2015 11-02-2015 45.154,38

12-02-2015 18-02-2015 45.116,21

19-02-2015 25-02-2015 41.998,42

26-02-2015 28-02-2015 42.212,58


01-02-2015 04-02-2015 47.824,95

05-02-2015 11-02-2015 48.101,14

12-02-2015 18-02-2015 48.060,48

19-02-2015 25-02-2015 45.382,10

26-02-2015 28-02-2015 45.613,50

ANGAMOS TERMOELÉCTRICA ANGAMOS Carbón [$/ton]

01-02-2015 04-02-2015 50.012,98

05-02-2015 10-02-2015 50.301,80

11-02-2015 11-02-2015 55.098,12

12-02-2015 18-02-2015 55.051,55

19-02-2015 25-02-2015 54.460,99

26-02-2015 28-02-2015 54.738,69

CELTA TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ

Carbón [$/ton]

01-02-2015 04-02-2015 53.117,36

05-02-2015 11-02-2015 53.424,11

12-02-2015 18-02-2015 53.378,95

19-02-2015 25-02-2015 44.186,04

26-02-2015 28-02-2015 44.411,34

Diesel [$/m3]

01-02-2015 03-02-2015 284.374,00

04-02-2015 05-02-2015 284.431,00

06-02-2015 12-02-2015 290.317,00

13-02-2015 19-02-2015 307.350,00

20-02-2015 26-02-2015 327.199,00

27-02-2015 28-02-2015 332.583,00

Fuel Oil Nro. 6 [$/ton]

01-02-2015 12-02-2015 221.887,00

13-02-2015 19-02-2015 245.347,00

20-02-2015 26-02-2015 265.115,00

27-02-2015 28-02-2015 271.404,00

E-CL DIESEL ARICA Diesel [$/m3] 01-02-2015 05-02-2015 297.828,00

06-02-2015 12-02-2015 301.918,00


Versión: 1.2



E-CL

DIESEL ARICA Diesel [$/m3]

13-02-2015 19-02-2015 316.123,00

20-02-2015 26-02-2015 335.541,00

27-02-2015 28-02-2015 341.367,00

DIESEL ENAEX Diesel [$/m3]

01-02-2015 05-02-2015 297.170,00

06-02-2015 12-02-2015 301.263,00

13-02-2015 20-02-2015 315.472,00

21-02-2015 28-02-2015 334.900,00

DIESEL IQUIQUE

Diesel [$/m3]

01-02-2015 05-02-2015 291.887,00

06-02-2015 12-02-2015 295.980,00

13-02-2015 19-02-2015 310.189,00

20-02-2015 26-02-2015 329.617,00

27-02-2015 28-02-2015 335.499,00

Diesel + Fuel Oil [$/ton]

01-02-2015 05-02-2015 238.373,35

06-02-2015 12-02-2015 243.077,47

13-02-2015 19-02-2015 261.370,42

20-02-2015 26-02-2015 281.879,89

27-02-2015 27-02-2015 288.320,38

Diesel + Fuel Oil(1) [$/ton]

01-02-2015 05-02-2015 236.951,42

06-02-2015 12-02-2015 241.654,04

13-02-2015 19-02-2015 259.968,33

20-02-2015 26-02-2015 280.446,03

27-02-2015 28-02-2015 286.880,03

DIESEL TAMAYA

Diesel [$/m3]

01-02-2015 05-02-2015 300.296,00

06-02-2015 12-02-2015 304.389,00

13-02-2015 19-02-2015 318.598,00

20-02-2015 26-02-2015 338.026,00

27-02-2015 28-02-2015 343.908,00


01-02-2015 05-02-2015 212.879,00

06-02-2015 12-02-2015 217.548,00

13-02-2015 19-02-2015 236.339,00

20-02-2015 26-02-2015 256.107,00

27-02-2015 28-02-2015 262.396,00

TERMOELÉCTRICA MEJILLONES Carbón [$/ton]

01-02-2015 04-02-2015 49.773,60

05-02-2015 11-02-2015 50.061,05

12-02-2015 18-02-2015 50.634,52

19-02-2015 25-02-2015 50.091,35

26-02-2015 28-02-2015 50.346,77


Versión: 1.2



E-CL

TERMOELÉCTRICA MEJILLONES


01-02-2015 04-02-2015 49.773,60

05-02-2015 11-02-2015 50.061,05

12-02-2015 18-02-2015 50.634,52

19-02-2015 25-02-2015 50.091,35

26-02-2015 28-02-2015 50.346,77

Diesel [$/m3]

01-02-2015 05-02-2015 295.635,00

06-02-2015 12-02-2015 299.728,00

13-02-2015 19-02-2015 313.937,00

20-02-2015 26-02-2015 333.365,00

27-02-2015 28-02-2015 339.247,00


01-02-2015 05-02-2015 209.460,00

06-02-2015 12-02-2015 214.129,00

13-02-2015 19-02-2015 232.920,00

20-02-2015 26-02-2015 252.688,00

27-02-2015 28-02-2015 258.977,00

Gas Natural [$/m3]

01-02-2015 04-02-2015 139,59

05-02-2015 09-02-2015 140,40

10-02-2015 11-02-2015 128,21

12-02-2015 18-02-2015 128,10

19-02-2015 25-02-2015 126,73

26-02-2015 28-02-2015 127,37

TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA

Carbón [$/ton]

01-02-2015 04-02-2015 51.065,85

05-02-2015 11-02-2015 51.360,76

12-02-2015 18-02-2015 51.317,34

19-02-2015 25-02-2015 49.769,71

26-02-2015 28-02-2015 50.023,49


01-02-2015 04-02-2015 51.065,85

05-02-2015 11-02-2015 51.360,76

12-02-2015 18-02-2015 51.317,34

19-02-2015 25-02-2015 49.769,71

26-02-2015 28-02-2015 50.023,49

Diesel [$/m3]

01-02-2015 05-02-2015 296.572,00

06-02-2015 12-02-2015 300.665,00

13-02-2015 19-02-2015 314.874,00

20-02-2015 26-02-2015 334.302,00

27-02-2015 28-02-2015 340.184,00

Fuel Oil Nro. 6 [$/ton] 01-02-2015 05-02-2015 208.778,00


Versión: 1.2



E-CL TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA


06-02-2015 12-02-2015 213.447,00

13-02-2015 19-02-2015 232.238,00

20-02-2015 26-02-2015 252.006,00

27-02-2015 28-02-2015 258.295,00

Gas Natural [$/m3]

01-02-2015 04-02-2015 139,59

05-02-2015 09-02-2015 140,40

10-02-2015 11-02-2015 128,21

12-02-2015 18-02-2015 128,10

19-02-2015 25-02-2015 126,73

26-02-2015 28-02-2015 127,37

ENORCHILE

DIESEL ZOFRI Diesel [$/m3]

01-02-2015 09-02-2015 310.857,00

10-02-2015 12-02-2015 312.944,00

13-02-2015 19-02-2015 327.153,00

20-02-2015 26-02-2015 346.581,00

27-02-2015 28-02-2015 352.463,00

ESTANDARTES Diesel [$/m3]

01-02-2015 09-02-2015 310.857,00

10-02-2015 12-02-2015 312.944,00

13-02-2015 19-02-2015 327.153,00

20-02-2015 26-02-2015 346.581,00

27-02-2015 28-02-2015 352.463,00

EQUIPOS DE GENERACION DIESEL INACAL Fuel Oil Nro. 6 [$/ton] 01-02-2015 28-02-2015 377.730,00

GASATACAMA ATACAMA

Diesel [$/m3]

01-02-2015 04-02-2015 308.611,00

05-02-2015 12-02-2015 312.704,00

13-02-2015 19-02-2015 326.913,00

20-02-2015 26-02-2015 346.341,00

27-02-2015 28-02-2015 352.223,00

Gas Natural [$/m3]

01-02-2015 04-02-2015 319,78

05-02-2015 11-02-2015 321,63

12-02-2015 18-02-2015 321,35

19-02-2015 25-02-2015 317,91

26-02-2015 28-02-2015 319,53

HORNITOS TERMOELÉCTRICA HORNITOS Carbón [$/ton]

01-02-2015 04-02-2015 49.956,87

05-02-2015 11-02-2015 50.245,38

12-02-2015 18-02-2015 50.202,90

19-02-2015 25-02-2015 41.998,42

26-02-2015 28-02-2015 42.212,58

Carbón + Petcoke [$/ton] 01-02-2015 04-02-2015 51.964,12


Versión: 1.2



HORNITOS TERMOELÉCTRICA HORNITOS Carbón + Petcoke [$/ton]

05-02-2015 11-02-2015 52.264,22

12-02-2015 18-02-2015 52.220,04

19-02-2015 25-02-2015 43.268,85

26-02-2015 28-02-2015 43.489,48

2 Según contrato de Servicio de Maquila informado en carta 3 Según contrato de arriendo informado en cartas

FAX CDEC-SING N° 80/2014. VPC/043/2014 de E-CL y Fax CDEC-SING N° 08/2014.


Versión: 1.2


ANEXO 2. TIPO DE CAMBIO El tipo de cambio utilizado para convertir los costos de combustibles en [US$/ton], [US$/m3] o [US$/MMBTU] y los costos marginales reales en [US$/MWh], corresponde al dólar observado al día miércoles de cada semana, el cual se encuentra publicado en el sitio web del CDEC-SING. El siguiente cuadro presenta el tipo de cambio utilizado durante del mes de febrero 2015.

Tabla A. 2: Tipo de Cambio mes.

Día CL$/US$

1-4 623,37

5-11 626,97

12-18 626,44

19-25 619,72

26-28 622,88


Versión: 1.2


ANEXO 3. PROGRAMA DE 12 MESES

Tabla A.3: Operación real a febrero 2015 y Programa marzo 2015 – febrero 2016.

CDEC-SINGPROGRAMA DE GENERACION BRUTA DE CENTRALES DEL SING : 2015(GWh)

Prog. (1)ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

CT ANGAMOSC.T. Angamos 324,5 279,3 391,3 377,9 380,1 276,9 258,4 309,3 370,1 391,3 359,0 380,9 4.099,0Total Gen. Bruta 324,5 279,3 391,3 377,9 380,1 276,9 258,4 309,3 370,1 391,3 359,0 380,9 4.099,0Consumos Propios 33,5 34,9 21,1 20,3 20,5 9,4 14,9 21,1 19,5 21,1 18,4 20,0 254,7Total Gen. Neta 291,1 244,3 370,3 357,5 359,6 267,5 243,4 288,2 350,5 370,3 340,6 360,9 3.844,3

CT ANDINA SAC.T. Andina 115,8 104,1 116,8 113,0 116,8 113,0 116,8 116,8 113,0 116,8 113,0 116,8 1.372,9Total Gen. Bruta 115,8 104,1 116,8 113,0 116,8 113,0 116,8 116,8 113,0 116,8 113,0 116,8 1.372,9Consumos Propios 11,4 10,3 12,1 11,7 12,1 11,7 12,1 12,1 11,7 12,1 11,7 12,1 140,6Total Gen. Neta 104,4 93,8 104,8 101,4 104,8 101,4 104,8 104,8 101,4 104,8 101,4 104,8 1.232,2

INVERSIONES HORNITOSC.T. Hornitos 105,2 98,5 117,6 113,8 117,6 113,8 117,6 117,6 113,8 30,3 106,2 117,6 1.269,3Total Gen. Bruta 105,2 98,5 117,6 113,8 117,6 113,8 117,6 117,6 113,8 30,3 106,2 117,6 1.269,3Consumos Propios 11,7 10,8 12,1 11,7 12,1 11,7 12,1 12,1 11,7 3,1 10,9 12,1 131,7Total Gen. Neta 93,5 87,8 105,5 102,1 105,5 102,1 105,5 105,5 102,1 27,2 95,3 105,5 1.137,6

E-CLC.H. Chapiquiña 4,0 3,7 3,8 3,7 4,3 4,1 4,3 4,3 4,1 4,3 3,7 3,8 48,0C.D. Arica 0,9 0,6 1,5C.D. y T.G. Iquique 0,8 0,6 1,4C.T. Mejillones 3 (CC) 30,2 99,0 86,8 216,0C.T. Mejillones 1 103,4 96,8 110,6 107,3 110,6 107,3 39,3 110,6 107,0 110,9 107,3 110,9 1.222,1C.T. Mejillones 2 30,4 99,0 114,6 110,9 114,6 110,6 114,6 114,6 110,6 114,6 110,9 114,6 1.259,9D Enaex

C Enaex

Unidad 12 - 13 70,1 56,6 87,2 111,0 33,2 78,4 106,2 96,5 40,9 79,4 39,4 37,8 836,6Unidad 14 - 15 168,9 157,4 177,1 171,4 177,1 171,4 159,5 86,3 147,8 118,6 146,3 177,1 1.858,7Unidad 16 (CC) 115,3 2,5 112,6 215,3 244,1 224,7 232,6 254,1 239,2 252,7 239,9 244,6 2.377,7T.Gas 1 0,2 0,1 0,3T.Gas 2 0,2 0,1 0,3T.Gas 3 0,4 0,6 1,1SUTA 5,0 5,1 10,0Parque Solar el Águila 0,4 0,3 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 6,5Pampa Camarones FV 1,7 1,9 1,8 1,6 1,9 1,7 1,9 12,3Total Gen. Bruta 530,1 522,5 693,2 720,1 684,5 698,8 658,9 668,7 651,9 682,9 649,7 691,1 7.852,5Consumos Propios 32,6 28,3 39,2 40,9 37,4 39,1 35,5 36,2 35,8 37,1 35,5 38,2 435,9Total Gen. Neta 497,5 494,2 654,0 679,2 647,0 659,7 623,4 632,5 616,1 645,7 614,2 652,9 7.416,6

CELTAC.T. Tarapacá 102,4 93,1 104,2 100,8 104,2 100,8 104,2 104,2 100,8 103,7 100,4 104,2 1.222,7TGTAR 0,2 0,4 0,6Total Gen. Bruta 102,6 93,5 104,2 100,8 104,2 100,8 104,2 104,2 100,8 103,7 100,4 104,2 1.223,3Consumos Propios 8,3 7,4 7,1 6,8 7,1 6,8 7,1 7,1 6,8 7,0 6,8 7,1 85,2Total Gen. Neta 94,3 86,2 97,1 94,0 97,1 94,0 97,1 97,1 94,0 96,7 93,6 97,1 1.138,2

ENERNUEVAS Mini Hidro Alto Hospicio 0,3 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 9,1Mini Hidro El Toro 0,6 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 9,4Mini Hidro Santa Rosa 0,3 0,2 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 9,3Total Gen. Bruta 1,2 1,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,5 27,7Consumos Propios

Total Gen. Neta 1,2 1,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,5 27,7

GASATACAMA CHILEAtacama TG1A 19,0 12,7 0,8 1,1 0,2 8,0 11,9 0,2 53,8Atacama TG1B 35,5 22,7 1,3 0,8 0,0 8,1 12,4 0,2 80,9Atacama TV1C 28,5 17,8 2,3 2,1 0,2 17,8 26,9 0,4 95,9Atacama TG2A 0,8 15,7 0,8 0,0 0,2 7,5 13,7 23,3 0,1 12,0 0,1 0,1 74,3Atacama TG2B 11,7 14,3 26,0Atacama TV2C 6,5 16,1 0,9 0,0 0,2 8,1 14,8 25,2 0,1 13,0 0,1 0,1 85,1Total Gen. Bruta 101,9 99,3 6,1 4,1 0,7 49,3 79,6 49,2 0,2 25,0 0,3 0,2 415,9Consumos Propios 3,7 4,0 0,1 0,1 0,0 1,0 1,6 1,1 0,0 0,5 0,0 0,0 12,0Total Gen. Neta 98,2 95,2 6,0 4,1 0,7 48,4 78,1 48,2 0,2 24,4 0,3 0,2 403,9


Versión: 1.2


ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dicAES GENER

Central Salta

Nueva Tocopilla 1 98,6 83,4 100,4 97,2 100,4 97,2 100,4 100,4 97,0 100,4 97,2 100,4 1.173,2Nueva Tocopilla 2 92,6 86,5 71,3 64,2 97,2 100,4 100,4 97,2 100,4 97,2 100,4 1.007,9Andes Solar 5,7 7,1 5,9 5,9 6,3 6,0 6,8 43,6CTM3 (AES Gener) 26,9 26,9Atacama TG1B (AES Gener) 18,3 4,7 23,0Atacama TV1C (AES Gener) 10,7 2,8 13,5Total Gen. Bruta 247,1 177,3 171,7 97,2 164,6 200,1 208,0 206,7 200,1 207,2 200,4 207,7 2.288,0Consumos Propios 16,0 12,9 11,4 6,4 10,9 13,0 13,4 13,4 13,0 13,4 13,0 13,4 150,2Total Gen. Neta 231,1 164,4 160,3 90,8 153,6 187,1 194,5 193,3 187,1 193,8 187,4 194,3 2.137,8

CAVANCHAC.H. Cavancha 1,5 1,3 1,5 1,4 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,4 1,5 18,2Total Gen. Bruta 1,5 1,3 1,5 1,4 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,4 1,5 18,2Consumos Propios 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1Total Gen. Neta 1,5 1,3 1,5 1,4 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,4 1,5 18,1

EQUIPOS DE GENERACIÓNCD Inacal

Total Gen. Bruta

Consumos Propios

Total Gen. Neta

ENORCHILEEstandartes 0,3 0,4 0,7C.D. M.Blancos 0,7 0,6 20,8 20,1 20,7 20,1 20,8 20,8 20,1 20,7 20,1 20,7 206,1Total Gen. Bruta 1,0 1,0 20,8 20,1 20,7 20,1 20,8 20,8 20,1 20,7 20,1 20,7 206,8Consumos Propios 0,1 0,0 5,3 5,2 5,3 5,2 5,3 5,3 5,2 5,3 5,2 5,3 52,8Total Gen. Neta 0,9 1,0 15,4 14,9 15,4 14,9 15,4 15,4 14,9 15,4 14,9 15,4 154,0

NORACIDPAM 11,4 10,4 12,7 12,3 12,8 12,3 12,7 12,7 12,3 12,7 12,3 12,7 147,1Total Gen. Bruta 11,4 10,4 12,7 12,3 12,8 12,3 12,7 12,7 12,3 12,7 12,3 12,7 147,1Consumos Propios 0,1 0,1 4,3 4,2 4,3 4,2 4,3 4,3 4,2 4,3 4,2 4,3 42,8Total Gen. Neta 11,4 10,4 12,7 12,3 12,8 12,3 12,7 12,7 12,3 12,7 12,3 12,7 147,1

SPS LA HUAYCAHuayca1 1,5 1,4 6,8 6,7 6,5 6,1 7,2 6,0 6,1 7,4 7,0 7,3 69,9Total Gen. Bruta 1,5 1,4 6,8 6,7 6,5 6,1 7,2 6,0 6,1 7,4 7,0 7,3 69,9Consumos Propios 0,0 0,0 0,0Total Gen. Neta 1,5 1,4 6,8 6,7 6,5 6,1 7,2 6,0 6,1 7,4 7,0 7,3 69,9

ON GROUPAGB 0,1 0,0 0,1Total Gen. Bruta 0,1 0,0 0,1Consumos Propios

Total Gen. Neta 0,1 0,0 0,1

VALLE DE LOS VIENTOSValle de los vientos 22,6 20,6 23,1 19,1 20,8 21,1 21,2 21,7 20,5 21,8 21,5 20,8 254,8Total Gen. Bruta 22,6 20,6 23,1 19,1 20,8 21,1 21,2 21,7 20,5 21,8 21,5 20,8 254,8Consumos Propios 0,1 0,1 0,2Total Gen. Neta 22,5 20,6 23,1 19,1 20,8 21,1 21,2 21,7 20,5 21,8 21,5 20,8 254,6

LOS PUQUIOSLos Puquios 0,3 0,4 0,8 0,6 1,0 1,1 0,3 1,4 1,2 0,2 0,2 0,2 7,7Total Gen. Bruta 0,3 0,4 0,8 0,6 1,0 1,1 0,3 1,4 1,2 0,2 0,2 0,2 7,7Consumos Propios 0,0 0,0 0,0Total Gen. Neta 0,3 0,4 0,8 0,6 1,0 1,1 0,3 1,4 1,2 0,2 0,2 0,2 7,7

POZO ALMONTE SOLAR 2Pozo Almonte Solar 2 1,5 1,5 1,3 1,4 1,2 1,4 1,4 1,3 1,1 1,4 1,4 1,2 16,2Total Gen. Bruta 1,5 1,5 1,3 1,4 1,2 1,4 1,4 1,3 1,1 1,4 1,4 1,2 16,2Consumos Propios 0,0 0,0 0,0Total Gen. Neta 1,5 1,5 1,3 1,4 1,2 1,4 1,4 1,3 1,1 1,4 1,4 1,2 16,2


Versión: 1.2


ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dicPOZO ALMONTE SOLAR 3

Pozo Almonte Solar 3 4,6 3,6 2,1 2,7 2,3 2,7 2,1 2,5 2,1 2,4 2,3 2,3 31,8Total Gen. Bruta 4,6 3,6 2,1 2,7 2,3 2,7 2,1 2,5 2,1 2,4 2,3 2,3 31,8Consumos Propios 0,0 0,0 0,0Total Gen. Neta 4,6 3,6 2,1 2,7 2,3 2,7 2,1 2,5 2,1 2,4 2,3 2,3 31,7

TECNETTecnet_1_6 0,1 0,1 0,1Total Gen. Bruta 0,1 0,1 0,1Consumos Propios


GENERACIÓN SOLARMaría Elena FV 17,6 15,9 19,8 21,5 18,8 20,4 20,5 20,5 18,2 20,3 22,0 16,4 231,8Total Gen. Bruta 17,6 15,9 19,8 21,5 18,8 20,4 20,5 20,5 18,2 20,3 22,0 16,4 231,8Consumos Propios 0,1 0,1 0,2Total Gen. Neta 17,5 15,8 19,8 21,5 18,8 20,4 20,5 20,5 18,2 20,3 22,0 16,4 231,7

RIJN CAPITALSolar Jama 8,7 9,0 8,5 9,0 9,7 8,3 9,0 8,3 9,6 80,0Solar Paruma 5,4 4,6 4,9 4,8 5,2 5,3 5,0 4,8 4,8 5,0 49,8Solar Pular 6,8 7,3 6,6 7,4 7,1 7,0 7,0 6,5 7,6 63,5Solar Lascar 8,9 8,7 8,9 26,5Solar Salin 8,9 9,2 8,3 26,4Total Gen. Bruta 5,4 20,1 21,2 19,9 21,6 22,1 20,2 38,7 37,6 39,3 246,2Consumos Propios

Total Gen. Neta 5,4 20,1 21,2 19,9 21,6 22,1 20,2 38,7 37,6 39,3 246,2

SKY SOLARArica Solar 1 11,5 11,5 11,8 12,4 11,7 11,1 12,2 11,2 12,0 105,4Total Gen. Bruta 11,5 11,5 11,8 12,4 11,7 11,1 12,2 11,2 12,0 105,4Consumos Propios

Total Gen. Neta 11,5 11,5 11,8 12,4 11,7 11,1 12,2 11,2 12,0 105,4

FOTOVOLTAICA NORTE GRANDE 5Uribe Solar 15,4 14,5 13,7 15,5 14,4 14,9 88,3Total Gen. Bruta 15,4 14,5 13,7 15,5 14,4 14,9 88,3Consumos Propios

Total Gen. Neta 15,4 14,5 13,7 15,5 14,4 14,9 88,3

TOTAL SINGGeneración Bruta 1.590,6 1.432,2 1.697,6 1.646,8 1.689,4 1.673,7 1.683,1 1.711,8 1.680,2 1.714,6 1.682,6 1.770,6 19.973,2Consumos Propios 117,5 109,0 112,6 107,2 109,7 101,9 106,2 112,5 107,8 104,0 105,6 112,4 1.306,5Generación Neta 1.473,2 1.323,4 1.589,3 1.543,8 1.584,0 1.575,9 1.581,2 1.603,6 1.576,6 1.614,9 1.581,2 1.662,5 18.709,6Pérdidas 44,0 46,6 46,3 43,7 42,6 44,2 43,8 42,9 42,0 42,1 42,2 45,6 525,9

RETIROS SING 1.429,3 1.276,8 1.543,0 1.500,1 1.541,4 1.531,7 1.537,5 1.560,7 1.534,5 1.572,8 1.539,0 1.616,9 18.183,7

ENS

Cmg Crucero 220 (USD /MWh) 51,1 49,6 78,1 88,4 51,5 89,9 83,1 83,6 48,1 73,7 48,5 48,1 66,1

Nota: El costo marginal presentado en la planilla de color rojo, que resulta de una optimización lineal para un horizonte de mediano y largo plazo, corresponde al multiplicador de Lagrange (variable dual) asociado a la restricción de balance de energía. Esta variable matemática, en ningun caso, representa una previsión de los costos marginales reales esperados dicho horizonte, dado que los costos marginales reales resultan del proceso de cálculo que realiza la DP, conforme a la normativa vigente para la valorización de las transferencias de energía del SING.


Versión: 1.2


CDEC-SINGPROGRAMA DE GENERACION BRUTA DE CENTRALES DEL SING : 2016(GWh)

Prog. (1)ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

CT ANGAMOSC.T. Angamos 379,1 322,1 701,2Total Gen. Bruta 379,1 322,1 701,2Consumos Propios 19,7 15,0 34,7Total Gen. Neta 359,4 307,1 666,5

CT ANDINA SAC.T. Andina 116,8 109,3 226,1Total Gen. Bruta 116,8 109,3 226,1Consumos Propios 12,1 11,3 23,3Total Gen. Neta 104,8 98,0 202,8

INVERSIONES HORNITOSC.T. Hornitos 117,6 110,0 227,5Total Gen. Bruta 117,6 110,0 227,5Consumos Propios 12,1 11,3 23,3Total Gen. Neta 105,5 98,7 204,2

E-CLC.H. Chapiquiña 3,8 3,5 7,3C.D. Arica

C.D. y T.G. Iquique

C.T. Mejillones 3 (CC)

C.T. Mejillones 1 110,9 103,7 214,6C.T. Mejillones 2 114,3 107,2 221,5D Enaex

C Enaex

Unidad 12 - 13 38,9 35,7 74,6Unidad 14 - 15 177,1 165,6 342,7Unidad 16 (CC) 243,7 228,1 471,8T.Gas 1

T.Gas 2

T.Gas 3

SUTA

Parque Solar el Águila 0,6 0,6 1,2Pampa Camarones FV 1,8 1,6 3,4Total Gen. Bruta 691,0 646,1 1.337,1Consumos Propios 38,3 35,8 74,0Total Gen. Neta 652,8 610,3 1.263,1

CELTAC.T. Tarapacá 104,0 97,3 201,4TGTAR

Total Gen. Bruta 104,0 97,3 201,4Consumos Propios 7,0 6,6 13,6Total Gen. Neta 97,0 90,7 187,7

ENERNUEVAS Mini Hidro Alto Hospicio 0,8 0,8 1,6Mini Hidro El Toro 0,8 0,8 1,6Mini Hidro Santa Rosa 0,9 0,8 1,7Total Gen. Bruta 2,5 2,4 4,9Consumos Propios


GASATACAMA CHILEAtacama TG1A

Atacama TG1B

Atacama TV1C

Atacama TG2A 0,0 0,1 0,1Atacama TG2B

Atacama TV2C 0,0 0,1 0,1Total Gen. Bruta 0,1 0,1 0,2Consumos Propios 0,0 0,0 0,0Total Gen. Neta 0,1 0,1 0,2


Versión: 1.2


ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dicAES GENER

Central Salta

Nueva Tocopilla 1 100,4 94,0 194,4Nueva Tocopilla 2 100,4 94,0 194,4Andes Solar 6,0 5,6 11,7CTM3 (AES Gener)

Atacama TG1B (AES Gener)

Atacama TV1C (AES Gener)

Total Gen. Bruta 206,9 193,6 400,5Consumos Propios 13,4 12,5 26,0Total Gen. Neta 193,5 181,0 374,5

CAVANCHAC.H. Cavancha 1,5 1,4 2,9Total Gen. Bruta 1,5 1,4 2,9Consumos Propios 0,0 0,0 0,0Total Gen. Neta 1,5 1,4 2,9

EQUIPOS DE GENERACIÓNCD Inacal

Total Gen. Bruta

Consumos Propios

Total Gen. Neta

ENORCHILEEstandartes

C.D. M.Blancos 20,8 19,4 40,2Total Gen. Bruta 20,8 19,4 40,2Consumos Propios 5,3 5,0 10,3Total Gen. Neta 15,4 14,4 29,8

NORACIDPAM 12,7 11,9 24,6Total Gen. Bruta 12,7 11,9 24,6Consumos Propios 4,3 4,0 8,4Total Gen. Neta 12,7 11,9 24,6

SPS LA HUAYCAHuayca1 7,5 7,1 14,6Total Gen. Bruta 7,5 7,1 14,6Consumos Propios


ON GROUPAGB

Total Gen. Bruta

Consumos Propios

Total Gen. Neta

VALLE DE LOS VIENTOSValle de los vientos 20,9 20,8 41,7Total Gen. Bruta 20,9 20,8 41,7Consumos Propios


LOS PUQUIOSLos Puquios 0,1 0,1Total Gen. Bruta 0,1 0,1Consumos Propios

Total Gen. Neta 0,1 0,1

POZO ALMONTE SOLAR 2Pozo Almonte Solar 2 1,4 1,2 2,5Total Gen. Bruta 1,4 1,2 2,5Consumos Propios



Versión: 1.2


ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dicPOZO ALMONTE SOLAR 3

Pozo Almonte Solar 3 2,7 1,9 4,6Total Gen. Bruta 2,7 1,9 4,6Consumos Propios


TECNETTecnet_1_6

Total Gen. Bruta

Consumos Propios

Total Gen. Neta

GENERACIÓN SOLARMaría Elena FV 21,3 18,0 39,2Total Gen. Bruta 21,3 18,0 39,2Consumos Propios

Total Gen. Neta

RIJN CAPITALSolar Jama 9,1 8,1 17,3Solar Paruma 5,1 4,8 9,9Solar Pular 7,1 6,4 13,6Solar Lascar 8,9 8,0 16,9Solar Salin 9,1 8,4 17,5Total Gen. Bruta 39,4 35,8 75,2Consumos Propios


SKY SOLARArica Solar 1 12,1 11,0 23,2Total Gen. Bruta 12,1 11,0 23,2Consumos Propios


FOTOVOLTAICA NORTE GRANDE 5Uribe Solar 14,9 13,9 28,8Total Gen. Bruta 14,9 13,9 28,8Consumos Propios


TOTAL SINGGeneración Bruta 1.773,3 1.623,1 3.396,4Consumos Propios 112,2 101,5 213,7Generación Neta 1.644,1 1.507,7 3.151,8Pérdidas 46,6 41,4 88,1

RETIROS SING 1.597,5 1.466,2 3.063,7

ENS

Cmg Crucero 220 (USD /MWh) 48,3 48,0 48,1

Nota: El costo marginal presentado en la planilla de color rojo, que resulta de una optimización lineal para un horizonte de mediano y largo plazo, corresponde al multiplicador de Lagrange (variable dual)asociado a la restricción de balance de energía. Esta variable matemática, en ningun caso, representa una previsión de los costos marginales reales esperados dicho horizonte, dado que los costosmarginales reales resultan del proceso de cálculo que realiza la DP, conforme a la normativa vigente para la valorización de las transferencias de energía del SING.

cne_02_2015

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