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FIJACIN DE PRECIOS DE NUDO
DE CORTO PLAZO DE
ABRIL 2015
SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE
INFORME TCNICO DEFINITIVO
ABRIL 2015
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NDICE FIJACIN DE PRECIOS DE NUDO DE CORTO PLAZO DE ABRIL 2015 .................................................. 1
NDICE .................................................................................................................................................. 2
INTRODUCCIN ................................................................................................................................... 5
1 ANTECEDENTES GENERALES ....................................................................................................... 6
1.1 Ventas Mensuales de Energa ............................................................................................. 6
1.2 Precio del Dlar ................................................................................................................... 6
1.3 Precios de Combustibles ..................................................................................................... 7
1.3.1 Referencia de Precios del Disel ................................................................................. 7
1.3.2 Referencia de Precios del Carbn ............................................................................... 8
1.4 Evolucin del Precio Medio de Mercado ............................................................................ 8
2 BASES DEL PLAN DE OBRAS ......................................................................................................... 9
3 MODELO DE SIMULACIN DE LA OPERACIN PTIMA DEL SING ............................................ 10
4 BASES DE CLCULO ................................................................................................................... 10
4.1 Previsin de Demanda ...................................................................................................... 10
4.1.1 Previsin de Ventas Anuales ..................................................................................... 10
4.1.2 Modelacin Geogrfica y Temporal de la Demanda ................................................. 11
4.2 Plan de Obras .................................................................................................................... 11
4.3 Costos Variables de Centrales ........................................................................................... 13
4.4 Costo de racionamiento .................................................................................................... 18
4.5 Tasa de actualizacin ........................................................................................................ 18
4.6 Horizonte de estudio ......................................................................................................... 18
4.7 Modelacin del Sistema de Transmisin .......................................................................... 18
5 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO .............................................................................................. 19
5.1 Precio Bsico de la Energa ................................................................................................ 19
5.2 Precio bsico de la potencia punta ................................................................................... 20
5.3 Precios de la energa y potencia en el resto del SING ....................................................... 20
5.3.1. Precios de la energa en el resto del SING ................................................................. 20
5.3.2. Precios de la potencia en el resto del SING ............................................................... 20
6 FRMULAS DE INDEXACIN PARA PRECIOS DE NUDO ............................................................. 22
6.1 Indexacin del precio de la potencia punta ...................................................................... 22
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6.2 Indexacin del precio de la energa .................................................................................. 23
7 CARGOS POR ENERGA REACTIVA ............................................................................................. 23
7.1 Indexacin cargos por energa reactiva ............................................................................ 23
7.2 Condiciones de aplicacin ................................................................................................. 24
8 DETERMINACIN BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y COMPARACIN PRECIO MEDIO
TERICO CON PRECIOS DE MERCADO .............................................................................................. 24
9.1 Determinacin Precio Medio Bsico ................................................................................. 24
9.2 Determinacin Precio Medio Bsico ................................................................................. 25
9.3 Comparacin del Precio Medio Terico con Precio Medio de Mercado .......................... 25
10 CARGO NICO TRONCAL ....................................................................................................... 26
10.1 Utilizacin del Sistema de Transmisin Troncal ao 2014 ................................................ 26
10.2 Cargo nico traspasable a usuarios .............................................................................. 27
11 CUMPLIMIENTO ERNC ........................................................................................................... 27
ANEXO N1 PRECIOS DE COMBUSTIBLES...................................................................................... 28
ANEXO N2 PRECIOS BSICOS DE ENERGA Y POTENCIA ............................................................. 30
A.2.1 Precio Bsico de Energa ...................................................................................................... 30
A.2.2 Precio Bsico de la Potencia de Punta ................................................................................. 32
ANEXO N3 CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SING ....................................................................... 33
A.3.1 Simplificaciones Adoptadas ........................................................................................... 33
A.3.2 Calidad de Suministro.................................................................................................... 33
1) Indisponibilidad de Generacin ........................................................................................ 33
2) Indisponibilidad de Transmisin ....................................................................................... 34
ANEXO N4 ACTUALIZACIN VALOR COSTO DE FALLA ................................................................ 35
A.4.1 Costo de Racionamiento por Sectores SING ................................................................. 35
ANEXO N5 BASES METODOLGICAS Y CONCEPTUALES DEL CLCULO DE FACTORES DE
PENALIZACIN 36
A.5.1 Introduccin ......................................................................................................................... 36
A.5.2 Modelo de Factores de Penalizacin ................................................................................... 36
A.5.2.1 Bases Generales del Clculo de Factores de Penalizacin ............................................ 36
ANEXO N6 PLAN DE OBRAS ......................................................................................................... 37
A.6.1 Introduccin ......................................................................................................................... 37
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A.6.2 Metodologa ......................................................................................................................... 37
A.6.3 Proyectos de Generacin ..................................................................................................... 38
A.6.3.1 Alternativas de Expansin del Parque Generador ........................................................ 38
A.6.3.2 Centrales a Gas Natural Licuado (GNL) ......................................................................... 39
A.6.3.3 Centrales a Carbn ........................................................................................................ 39
A.6.3.4 Centrales Elicas, Solares Fotovoltaicas y Geotrmicas ............................................... 39
A.6.4 Costos Unitarios de Inversin por Tecnologa ..................................................................... 40
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INTRODUCCIN
En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultados obtenidos por la Comisin
Nacional de Energa, en adelante la Comisin o indistintamente la CNE, en la determinacin de los
Precios de Nudo de Corto Plazo del Sistema Interconectado del Norte Grande, en adelante SING,
para la fijacin de precios correspondiente al mes de abril de 2015, en conformidad a lo estipulado
en el DFL N4 de 2006 del Ministerio de Economa, Fomento y Reconstruccin, en adelante DFL
N4/2006, el Decreto Supremo N327, en adelante Reglamento Elctrico1, y el Decreto Supremo
N86, que Aprueba Reglamento para la Fijacin de Precios de Nudo, en adelante Reglamento de
Precio de Nudo.
En la presente fijacin se ha establecido el programa de obras de generacin para los prximos 15
aos y se han calculado los costos marginales de energa para un perodo de 48 meses.
1 Modificado segn Decreto Supremo N158 publicado en el Diario Oficial el 9 de Octubre de 2003.
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1 ANTECEDENTES GENERALES
Para la determinacin de insumos tales como previsin de demanda, costos de combustibles y
programa de obras, la Comisin tuvo a la vista los antecedentes que se indican a continuacin para
el clculo de estos y su posterior incorporacin a la presente fijacin de precios.
1.1 Ventas Mensuales de Energa
De acuerdo a la informacin entregada a esta Comisin por la Direccin de Operacin y Peajes del
Centro de Despacho Econmico de Carga del Sistema Interconectado Norte Grande, en adelante
CDEC-SING, en sus Informes Mensuales, las ventas de electricidad de este sistema han tenido la
evolucin que se muestra en el grfico a continuacin.
Grfico 1: Ventas mensuales de energa del SING, ltimos 24 meses
1.2 Precio del Dlar
La Comisin utiliz como tipo de cambio, el promedio mensual del dlar observado, publicado por
el Banco Central.
La variacin del dlar observado promedio de marzo de 2015, utilizado en el presente Informe
Definitivo, respecto del dlar observado promedio de septiembre de 2014, utilizado en la ltima
fijacin de precio de nudo, es de un 5,9%. En el siguiente grfico se muestra la evolucin del
promedio mensual para el dlar observado de los ltimos 24 meses.
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Grfico 2: Dlar observado en los ltimos 24 meses, en $/USD
1.3 Precios de Combustibles
Para la elaboracin del presente informe esta Comisin utiliz los precios de combustibles para las
distintas centrales trmicas del SING, contenidos en la programacin semanal del CDEC-SING
vigente al da 15 de marzo de 2015. La informacin sealada fue enviada a esta Comisin por la
Direccin de Operacin del CDEC-SING, de acuerdo a lo establecido en el artculo N19 del
Reglamento de Precios de Nudo.
Los costos de combustibles y parmetros utilizados para las centrales trmicas del SING se
entregan en el punto 4.3, en los formatos de modelacin utilizados por la Comisin.
1.3.1 Referencia de Precios del Disel
El precio del petrleo West Texas Intermediate (WTI) a nivel internacional se haba mantenido,
desde abril de 2009 y hasta la fijacin anterior, por sobre los 50 US$/bbl, sin embargo en enero de
2015 baj a 47,6 US$/bbl.
El siguiente grfico muestra la evolucin del precio WTI desde abril de 2007 a marzo de 2015. La
variacin experimentada entre septiembre de 2014 y marzo de 2015 es de -48,8%.
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Grfico 3: Precio del petrleo WTI en [US$/bbl]
1.3.2 Referencia de Precios del Carbn
En el grfico siguiente se muestran los precios del carbn, para los ltimos 5 aos, para las
centrales relevantes del SING: la unidad U12 de la central Tocopilla, la unidad NTO1 de la central
Norgener, la unidad CTM1 de la central Mejillones y la unidad CTTAR de la central Tarapac.
Grfico 4: Precio del Carbn en Centrales del SING en US$/Ton
1.4 Evolucin del Precio Medio de Mercado
En la presente fijacin, los precios de nudo quedaron determinados por la banda de mercado
calculada en base a la informacin enviada a la Comisin por las empresas generadoras, de los
contratos con sus clientes libres y las ventas efectuadas a las distribuidoras a precios de nudo de
largo plazo. A continuacin se entrega una descripcin del promedio mensual de precios libres, el
precio de mercado para las ltimas 15 fijaciones y el costo marginal del SING.
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U12 NTO1 CTM1 CTTAR
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Grfico 5: Evolucin del Precio Medio de Mercado
2 BASES DEL PLAN DE OBRAS
El Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artculo N162 del
DFL N4/2006 y el artculo N38 del Reglamento de Precio de Nudo, consider las centrales
existentes y en construccin, as como tambin otras alternativas de desarrollo en el horizonte
establecido en la ley y segn los antecedentes indicados en el Informe Tcnico Anual Programa de
Obras de Generacin y Transmisin en el Sistema Interconectado Central (SIC) y en el Sistema
Interconectado del Norte Grande (SING) de agosto de 2014 vigente.
Sin perjuicio de lo anterior, esta Comisin actualiz el Programa de Obras tomando en
consideracin nuevos antecedentes proporcionados por aquellas empresas propietarias de
instalaciones que tienen en construccin unidades generadoras y para empresas que tienen en
construccin instalaciones de transmisin, cuyos proyectos hayan cumplido los requisitos
indicados en el artculo N31 del Reglamento de Precio de Nudo y el numeral 62 del artculo 1-7 de
la Norma Tcnica de Calidad y Seguridad del Servicio.
En relacin a las obras de transmisin troncal, fueron incluidos en la presente fijacin, los
proyectos indicados en el decreto exento N115 del Ministerio de Energa, de fecha 2 de mayo de
2011, y sus modificaciones respectivas.
Adems se incluyen en la presente fijacin, las obras contempladas en el decreto exento N82 del
Ministerio de Energa, de fecha 29 de febrero de 2012, el cual fija el Plan de Expansin del Sistema
de Transmisin Troncal para los doce meses siguientes.
Adicionalmente, tambin fueron consideradas las obras incluidas en el decreto exento N310 del
Ministerio de Energa, de fecha 29 de julio de 2013 y en el decreto exento N201, de fecha 4 de
junio del 2014, modificado por el decreto exento N134 de fecha 1 de abril de 2015, que fijan el
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S$/M
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Precio Medio Libre US$/MWh
Precio Medio Mercado US$/MWh
CMg SING US$/MWh
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Plan de Expansin del Sistema de Transmisin Troncal correspondiente al periodo 2012-2013 y
2013-2014 respectivamente.
As mismo, tambin fueron consideradas las obras de expansin troncal propuestas en la
resolucin exenta N96, de fecha 2 de marzo de 2015, que aprueba Plan de Expansin del Sistema
de Transmisin Troncal, periodo 2014-2015. Cabe destacar que en dicha resolucin, se ha
incorporado el proyecto de interconexin entre el Sistema Interconectado Central (SIC) y el
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) a partir de enero de 2018, entre la S/E Los
Changos y la S/E Nueva Cardones.
3 MODELO DE SIMULACIN DE LA OPERACIN PTIMA DEL SING
Este sistema interconectado es abastecido principalmente por unidades de centrales
termoelctricas, sin existir embalses de regulacin interanual que establezcan una ligazn entre
los costos de produccin de un ao respecto de los aos siguientes.
No obstante lo anterior, y en virtud de que en la presente fijacin se ha establecido el programa
de obras de generacin necesario para los prximos 15 aos, los costos marginales de energa se
han calculado para un perodo de 48 meses, de acuerdo al artculo 8 y siguientes del Reglamento
de Precio de Nudo.
4 BASES DE CLCULO
4.1 Previsin de Demanda
4.1.1 Previsin de Ventas Anuales
En la Tabla 1 se indica la previsin de ventas anuales de energa para el SING utilizada para la
elaboracin del Informe Tcnico Definitivo de abril de 2015.
Tabla 1: Previsin de Demanda en el SING
Ao Previsin de Demanda SING [GWh] Tasas de Crecimiento
Libre Regulado Sistema Libre Regulado Sistema
2015 14.903 1.872 16.775 - - -
2016 15.769 1.944 17.714 5,82% 3,85% 5,60%
2017 16.690 2.020 18.709 5,83% 3,87% 5,62%
2018 17.636 2.097 19.732 5,67% 3,82% 5,47%
2019 18.633 2.176 20.809 5,66% 3,76% 5,46%
2020 19.693 2.256 21.949 5,69% 3,70% 5,48%
2021 20.799 2.338 23.138 5,62% 3,64% 5,41%
2022 21.956 2.419 24.375 5,56% 3,47% 5,35%
2023 23.177 2.506 25.683 5,56% 3,56% 5,36%
2024 24.453 2.595 27.048 5,50% 3,55% 5,31%
2025 25.773 2.686 28.459 5,40% 3,53% 5,22%
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Ao Previsin de Demanda SING [GWh] Tasas de Crecimiento
Libre Regulado Sistema Libre Regulado Sistema
2026 27.162 2.781 29.943 5,39% 3,53% 5,21%
2027 28.607 2.879 31.486 5,32% 3,53% 5,15%
2028 30.046 2.981 33.027 5,03% 3,53% 4,89%
2029 31.489 3.086 34.576 4,80% 3,53% 4,69%
2030 32.703 3.196 35.898 3,85% 3,53% 3,82%
Las bases y antecedentes que fundamentan la anterior previsin de demanda, se encuentran
contenidos en el informe ESTUDIO DE PREVISIN DE DEMANDA 2015-2030 SIC SING, de la
fijacin de precios de nudo de abril 2015, en concordancia con los artculos 14 y 15 del Reglamento
de Precio de Nudo.
4.1.2 Modelacin Geogrfica y Temporal de la Demanda
La desagregacin geogrfica de la demanda se efectu a partir de la informacin contenida en las
respuestas a las cartas CNE N180, CNE N182 y CNE N184, todas de fecha 09 de junio de 2014,
por parte de las empresas generadoras y distribuidoras del SING.
Por otro lado, las bases de tiempo de las curvas de duracin, se presentan en la Tabla 2.
Tabla 2: Curvas de duracin mensual de demanda
Mes Duracin Bloque (horas)
Total Bloque 1 Bloque 2 Bloque 3 Bloque 4 Bloque 5
Abril 181 101 162 224 52 720
Mayo 163 121 158 279 23 744
Junio 60 139 139 335 47 720
Julio 167 110 184 258 25 744
Agosto 163 113 220 221 27 744
Septiembre 41 191 163 275 50 720
Octubre 168 105 236 186 49 744
Noviembre 193 86 229 179 33 720
Diciembre 194 108 209 196 37 744
Enero 26 222 151 272 73 744
Febrero 176 93 223 160 20 672
Marzo 187 111 262 152 32 744
4.2 Plan de Obras
Con las condiciones mencionadas en el punto 1.4, se genera el programa de generacin y
transmisin para el SING. En la Tabla 3 y Tabla 4 se presentan las obras de generacin en
construccin e indicativas. Las obras de transmisin en construccin e indicativas se muestran en
la Tabla 5 y Tabla 6.
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Tabla 3: Obras de generacin en construccin
Obras de Generacin en Construccin Fecha Puesta
en Servicio Potencia
[MW] Tecnologa
PMGD Pica I abr-15 0,6 Solar Fotovoltaico
Jama (ex - San Pedro III) abr-15 30,0 Solar Fotovoltaico
Pular (ex - San Pedro IV) abr-15 24,0 Solar Fotovoltaico
Paruma (ex - San Pedro I) abr-15 17,0 Solar Fotovoltaico
Andes Solar may-15 21,0 Solar Fotovoltaico
Arica Solar 1 (Etapa I) sep-15 18,0 Solar Fotovoltaico
Arica Solar 1 (Etapa II) sep-15 22,0 Solar Fotovoltaico
Lascar (ex - San Pedro II) sep-15 30,0 Solar Fotovoltaico
Saln (ex - Calama Sur) sep-15 30,0 Solar Fotovoltaico
Uribe Solar nov-15 50,0 Solar Fotovoltaico
Quillagua I dic-15 23,0 Solar Fotovoltaico
Atacama I dic-15 100,0 Solar Fotovoltaico
Quillagua II abr-16 27,0 Solar Fotovoltaico
Cochrane U1 may-16 236,0 Carbn
Bolero I (ex - Laberinto I) may-16 42,0 Solar Fotovoltaico
Finis Terrae jun-16 138,0 Solar Fotovoltaico
Huatacondo jul-16 98,0 Solar Fotovoltaico
Blue Sky 2 ago-16 51,0 Solar Fotovoltaico
Bolero II (ex - Laberinto II) oct-16 104,0 Solar Fotovoltaico
Kelar oct-16 517,0 GNL
Cochrane U2 oct-16 236,0 Carbn
Blue Sky 1 oct-16 34,0 Solar Fotovoltaico
Quillagua III feb-17 50,0 Solar Fotovoltaico
Cerro Dominador mar-17 110,0 Solar - Termosolar
Infraestructura Energtica Mejillones jun-18 375 Carbn
Tabla 4: Obras de generacin del Plan Indicativo
Obras de Generacin del Plan Indicativo Fecha puesta en servicio
Potencia [MVA]
Tecnologa
Irruputuncu jun-21 50 Geotermia
Solar SING I mar-22 150 Solar Fotovoltaica
Elico SING I ene-23 200 Elica
Solar SING IV ene-23 150 Solar Fotovoltaica
Solar SING II ene-24 150 Solar Fotovoltaica
Elico SING II sep-24 200 Elica
Elico SING IV ene-25 200 Elica
Tarapac I ene-27 300 Carbn
Solar SING III jul-27 200 Solar Fotovoltaica
Solar SING V mar-28 75 Solar Fotovoltaica
Mejillones I jun-28 350 Carbn
Elico SING III jul-28 300 Elica
Mejillones III dic-29 380 Carbn
Elico SING V ene-30 300 Elica
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Tabla 5: Obras de transmisin en construccin
Obras de Transmisin en construccin Fecha puesta
en servicio Potencia
[MVA]
Ampliacin SE Lagunas 220 kV, Banco de condensadores de 60 MVAr y cambio TTCC paos J1 y J2
jun-15 -
S/E Seccionadora Miraje 220 kV oct-15 -
Ampliacin S/E Encuentro 220 kV, aumento de capacidad de lnea 2x220 Crucero-Encuentro y cambio TTCC S/E Crucero
mar-16 1.000
Nueva Lnea 2x220 kV Encuentro - Lagunas, primer circuito abr-17 290
Tendido segundo circuito lnea 2x220 kV Encuentro - Lagunas (*) abr-17 290
Nueva Subestacin Crucero Encuentro (*) ago-18 -
(*) Obra cuya construccin se encuentra en proceso de Licitacin
Tabla 6: Obras de transmisin del Plan Indicativo
Obras de Transmisin del Plan Indicativo (*) Fecha estimada
puesta en servicio Potencia
[MVA]
Extensin lneas 2x220 kV Crucero Lagunas para reubicacin de conexiones desde S/E Crucero a S/E Nueva Crucero Encuentro
dic-18 -
Ampliacin de conexiones al interior de la S/E Crucero para la reubicacin a S/E Nueva Crucero Encuentro
dic-18 -
Ampliacin S/E Nueva Crucero Encuentro dic-18 -
(*) Obras propuestas en Plan de Expansin 2014-2015, segn resolucin exenta N96 del 2015
Las obras adicionales propuestas en el Plan de Expansin 2014-2015 necesarias para la
interconexin entre el SIC y el SING, se presentan en la Tabla 7.
Tabla 7: Obras para la interconexin en construccin
Obras de Transmisin en Construccin (lneas) Fecha puesta
en servicio Potencia
[MW]
Nueva Lnea 2x220 kV entre SE Los Changos y SE Kapatur ene-18 2 x 1.500
Nueva Lnea 2x500 kV entre SE Los Changos y SE Nueva Crucero Encuentro ene-20 2 x 1.500
Obras de Transmisin en Construccin (subestaciones) Fecha puesta
en servicio Potencia
[MVA]
Bancos de Autotransformadores 500/220 kV en SE Nueva Crucero Encuentro ene-20 2 x 750
Banco de Autotransformadores 500/220 kV en SE Los Changos ene-20 750
4.3 Costos Variables de Centrales
De acuerdo a los valores informados por el CDEC-SING se elabor la Tabla 8, en ella se muestran
los costos variables combustibles y no combustibles para las centrales de generacin en operacin
y tambin para las que son parte del plan de obras presentado en la Tabla 3 y Tabla 4.
Para las centrales trmicas, la columna C.Var. corresponde al costo variable de cada central
utilizado en la modelacin del sistema para efectos de determinar la prioridad de despacho de las
centrales, en cada etapa y condicin hidrolgica. Para cada una de las centrales, su valor se
obtiene a travs de la siguiente expresin:
-
Tabla 8: Costos variables de centrales trmicas
Propietario Central Unidad Potencia
Neta [MW]
Puesta en
Servicio
Tasa de Salida
Forzada Tipo de Combustible
Porcentaje de Mezcla
Unidad Consumo Especfico
Consumo Especfico
Unidad Costo de
Comb.
Costo de
Comb.
C.Var. No Comb.
[US$/MWh]
C. Var.* [US$/MWh]
E-CL
DISEL ARICA
GMAR 8,4 1973 4,2% Disel - [m3/MWh] 0,2948 [US$/m3] 550,68 9,20 171,55
M1AR 2,9 1953 2,8% Disel - [m3/MWh] 0,3016 [US$/m3] 550,68 9,20 175,31
M2AR 2,8 1965 10,8% Disel - [m3/MWh] 0,3007 [US$/m3] 550,68 9,20 174,79
DISEL IQUIQUE
MIIQ 2,8 1963 2,1% Disel - [m3/MWh] 0,3015 [US$/m3] 541,40 9,90 173,15
SUIQ 4,1 1957 3,0% Disel - [m3/MWh] 0,3260 [US$/m3] 541,40 9,90 186,40
TGIQ 23,6 1978 4,0% Disel - [m3/MWh] 0,3807 [US$/m3] 541,40 1,70 207,82
MAIQ 5,6 1957 7,1% Disel - Fuel Oil Nro. 6 24% - 76% [ton/MWh] 0,2570 [US$/ton] 460,33 7,90 126,21
MSIQ 5,9 1985 7,8% Disel - Fuel Oil Nro. 6 23% - 77% [ton/MWh] 0,2276 [US$/ton] 457,94 4,70 108,93
TERMOELCTRICA MEJILLONES
CTM1 154,9 1995 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4350 [US$/ton] 71,42 2,08 33,15
CTM2 164,0 1998 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4154 [US$/ton] 71,42 2,56 32,23
CTM3 GNL 243,2 2000 2,3% Gas Natural - [MBtu/MWh] 7,1080 [US$/Mbtu] 4,86 4,65 39,16
CTM3d 243,2 2000 2,3% Disel - [m3/MWh] 0,2482 [US$/m3] 547,32 7,21 143,07
TERMOELCTRICA TOCOPILLA
U10 36,0 1970 6,0% Fuel Oil Nro. 6 - [ton/MWh] 0,2972 [US$/ton] 410,20 1,19 123,12
U11 36,0 1970 6,0% Fuel Oil Nro. 6 - [ton/MWh] 0,2972 [US$/ton] 410,20 1,19 123,12
U12 79,6 1983 6,0% Carbn - [ton/MWh] 0,5113 [US$/ton] 80,31 2,97 44,03
U13 79,8 1985 6,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4887 [US$/ton] 80,31 2,97 42,22
U14 127,7 1987 6,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4510 [US$/ton] 80,31 2,00 38,22
U15 124,1 1990 6,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4343 [US$/ton] 80,31 2,00 36,88
U16 GNL 343,0 2001 3,0% Gas Natural - [MBtu/MWh] 6,7020 [US$/Mbtu] 4,86 6,37 38,91
U16d 343,0 2001 3,0% Disel - [m3/MWh] 0,1950 [US$/m3] 548,80 85,35 192,37
TG1 24,6 1960 2,0% Disel - [m3/MWh] 0,3980 [US$/m3] 548,80 0,99 219,41
TG2 24,8 1975 2,0% Disel - [m3/MWh] 0,3980 [US$/m3] 548,80 0,99 219,41
TG3 GNL 37,2 1993 3,0% Gas Natural - [MBtu/MWh] 12,3781 [US$/Mbtu] 4,86 0,99 61,09
TG3d 37,2 1993 3,0% Disel - [m3/MWh] 0,3140 [US$/m3] 548,80 0,99 173,31
DISEL TAMAYA TAMAYA 100,0 2009 5,0% Fuel Oil Nro. 6 - [ton/MWh] 0,2249 [US$/ton] 416,68 12,66 106,38
ANDINA CENTRAL TRMICA ANDINA CTA 152,6 2011 0,05 Carbn - [ton/MWh] 0,3971 [US$/ton] 73,23 5,91 34,99
HORNITOS CENTRAL TRMICA HORNITOS CTH 153,9 2011 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,3863 [US$/ton] 69,82 5,74 32,71
AES GENER
TERMOELCTRICA NORGENER NTO1 127,4 1995 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4008 [US$/ton] 71,10 1,66 30,16
NTO2 131,9 1995 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,3970 [US$/ton] 71,10 1,63 29,86
ANGAMOS ANG I 244,0 2011 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4190 [US$/ton] 87,88 5,63 42,45
ANG II 244,3 2011 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4190 [US$/ton] 87,88 4,22 41,04
SALTA CC SALTA 2 222,8 1999 2,5% Gas Natural - [MBtu/MWh] 0,0000 [US$/Mbtu] 2,00 0,35 0,35
CC SALTA 109,0 1999 2,5% Gas Natural - [MBtu/MWh] 0,0000 [US$/Mbtu] 2,00 0,54 0,54
CELTA TERMOELCTRICA TARAPAC CTTAR 148,5 1998 4,1% Carbn - [ton/MWh] 0,4460 [US$/ton] 71,30 1,40 33,20
TGTAR 23,7 2000 1,5% Disel - [m3/MWh] 0,3929 [US$/m3] 532,41 0,41 209,61
ENAEX DISEL ENAEX CUMMINS 0,7 1996 5,0% Disel - [m3/MWh] 0,3529 [US$/m3] 538,33 14,00 204,00
-
15
Propietario Central Unidad Potencia
Neta [MW]
Puesta en
Servicio
Tasa de Salida
Forzada Tipo de Combustible
Porcentaje de Mezcla
Unidad Consumo Especfico
Consumo Especfico
Unidad Costo de
Comb.
Costo de
Comb.
C.Var. No Comb.
[US$/MWh]
C. Var.* [US$/MWh]
DEUTZ 2,0 1996 5,0% Disel - [m3/MWh] 0,3882 [US$/m3] 538,33 15,00 224,00
GAS ATACAMA ATACAMA
CC1 GNL 325,6 1999 2,3% Gas Natural - [Mbtu/MWh] 7,5029 [US$/Mbtu] 13,90 4,39 108,68
CC1d 325,5 1999 2,3% Disel - [m3/MWh] 0,2152 [US$/m3] 567,82 7,83 130,03
CC2 GNL 325,6 2002 2,3% Gas Natural - [Mbtu/MWh] 7,5029 [US$/Mbtu] 13,90 4,39 108,68
CC2d 325,5 2002 0,5% Disel - [m3/MWh] 0,2152 [US$/m3] 567,82 7,83 130,03
INACAL INACAL INACAL 6,6 2009 2,5% Fuel Oil Nro. 6 - [ton/MWh] 0,2312 [US$/ton] 596,70 9,06 147,04
ENOR DISEL ZOFRI
ZOFRI_1 0,9 2006 2,5% Disel - [m3/MWh] 0,3376 [US$/m3] 568,20 5,00 196,85
ZOFRI_2 5,2 2006 2,5% Disel - [m3/MWh] 0,3376 [US$/m3] 568,20 2,00 193,85
ZOFRI_3 4,8 2009 2,5% Disel - [m3/MWh] 0,2647 [US$/m3] 568,20 23,03 173,44
ESTANDARTES ESTANDARTES 1,6 2014 5,0% Disel - [m3/MWh] 0,2763 [US$/m3] 568,20 17,28 174,25
MANTOS BLANCOS DISEL MANTOS BLANCOS MIMB 27,9 2000 7,0% Disel - Fuel Oil Nro. 6 100% - 0% [ton/MWh] 0,2368 [US$/ton] 696,09 9,00 173,83
NORACID NORACID NORACID 17,0 2012 5,0% Calor Residual - - - - - 1,98 1,98
ON GROUP INGENOVA INGENOVA 2,0 2013 5,0% Disel - [m3/MWh] 0,3088 [US$/m3] 718,92 14,15 236,15
TECNET LA PORTADA PORTADA 3,0 2014 7,3% Disel - [ton/MWh] 0,2485 [US$/ton] 680,65 16,07 185,21
(*) Para obtener el costo variable C.Var. se utilizaron ms decimales que los presentados en esta tabla
Tabla 9: Costos variables de centrales mini-hidro, elicas y solares
Propietario Central Unidad Potencia
Neta [MW] Puesta en Servicio
Tasa de Salida Forzada
Tipo de Combustible C.Var. No Comb.
[US$/MWh] C. Var.
[US$/MWh]
EECSA CAVANCHA (PMGD) CAVA 2,6 1995 2,5% Mini-Hidro - -
ENERNUEVAS
ALTO HOSPICIO (PMGD) MHAH 1,1 2010 2,5% Mini-Hidro - -
EL TORO 2 (PMGD) MHT2 1,1 2010 2,5% Mini-Hidro - -
SANTA ROSA (PMGD) MHSR (*) 1,2 2014 2,5% Mini-Hidro - -
E-CL CHAPIQUIA CHAP 10,1 1967 2,5% Mini-Hidro - -
SOLAR EL AGUILA EL GUILA (*) 2,0 2015 (**) Solar 6,00 6,00
SOLARPACK POZO ALMONTE POZO ALMONTE 2 7,5 2014 (**) Solar 6,00 6,00
POZO ALMONTE 3 16,0 2014 (**) Solar 6,00 6,00
ENEL GREEN POWER VALLE DE LOS VIENTOS VALLE DE LOS VIENTOS 88,9 2014 70,0% Elica 7,70 7,70
SUNEDISON SOLAR MARIA ELENA MARIA ELENA 72,0 2015 (**) Solar 6,00 6,00
LOS PUQUIOS LOS PUQUIOS LOS PUQUIOS (*) 3,0 2015 (**) Solar 6,00 6,00
SELRAY SOLAR LA HUAYCA LA HUAYCA 1,4 2012 (**) Solar 6,00 6,00
LA HUAYCA 2 (*) 8,2 2015 (**) Solar 6,00 6,00
(*) Centrales actualmente en pruebas
(**) Tasa de salida forzada representada mediante factor de planta de centrales solares en archivo CenTerEtaPMax
-
16
Tabla 10: Costos variables de centrales en construccin
Propietario Central Potencia
Neta [MW]
Tipo de Combustible
Unidad Consumo Especfico
Consumo Especfico
Unidad Costo de
Combustible
Costo de Combustible
C.Var. No Comb.
[US$/MWh]
C. Var. [US$/MWh]
RIJN CAPITAL JAMA 30,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
ATACAMA SOLAR PICA I 0,6 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
AES GENER ANDES SOLAR 21,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
SKY SOLAR GROUP ARICA SOLAR 1 18,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
SKY SOLAR GROUP ARICA SOLAR 2 22,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
RIJN CAPITAL PARUMA 17,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
RIJN CAPITAL PULAR 24,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
GESTAMP URIBE SOLAR 50,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
QUILLAGUA QUILLAGUA I 23,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
ABENGOA CERRO DOMINADOR 110,0 Termosolar - - - 0,00 6,00 6,00
RIJN CAPITAL LASCAR 30,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
RIJN CAPITAL SALN 30,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
QUILLAGUA QUILLAGUA II 27,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
AES GENER COCHRANE 1 236,0 Carbn [ton/MWh] 0,4250 [US$/ton] 95,32 6,00 46,51
HELIO ATACAMA 3 BOLERO I 42,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
ENEL GREEN POWER FINIS TERRAE 138,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
AUSTRIAN SOLAR HUATACONDO 98,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
CRUCERO ESTE DOS BLUE SKY II 51,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
AES GENER COCHRANE 2 236,0 Carbn [ton/MWh] 0,4250 [US$/ton] 95,32 6,00 46,51
BHP BILLITON KELAR 517,0 Gas Natural [MBtu/MWh] 7,2080 [US$/Mbtu] 8,16 3,20 62,02
HELIO ATACAMA 3 BOLERO II 104,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
CRUCERO ESTE DOS BLUE SKY I 34,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
QUILLAGUA QUILLAGUA III 50,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
ABENGOA ATACAMA I 100,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
E-CL INFRAESTRUCTURA ENERGTICA MEJILLONES 375,0 Carbn [ton/MWh] 0,3965 [US$/ton] 95,32 6,00 43,79
Tabla 11: Costos variables de centrales del plan de obras indicativo
Central Potencia
Neta [MW] Tipo de
Combustible
Unidad Consumo Especfico
Consumo Especfico
Unidad Costo de Combustible
Costo de Combustible
C.Var. No Comb.
[US$/MWh]
C. Var. [US$/MWh]
Irruputuncu 50,0 Geotermia - - - 0,00 2,00 2,00
Solar SING I 150,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
-
17
Central Potencia
Neta [MW] Tipo de
Combustible
Unidad Consumo Especfico
Consumo Especfico
Unidad Costo de Combustible
Costo de Combustible
C.Var. No Comb.
[US$/MWh]
C. Var. [US$/MWh]
Elico SING I 200,0 Elica - - - 0,00 7,70 7,70
Solar SING IV 150,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
Solar SING II 150,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
Elico SING II 200,0 Elica - - - 0,00 7,70 7,70
Elico SING IV 200,0 Elica - - - 0,00 7,70 7,70
Tarapac I 300,0 Carbn [ton/MWh] 0,3965 [US$/ton] 95,32 6,00 43,79
Solar SING III 200,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
Solar SING V 75,0 Solar - - - 0,00 6,00 6,00
Mejillones I 350,0 Carbn [ton/MWh] 0,3965 [US$/ton] 95,32 6,00 43,79
Elico SING III 300,0 Elica - - - 0,00 7,70 7,70
Mejillones III 380,0 Carbn [ton/MWh] 0,3965 [US$/ton] 95,32 6,00 43,79
Elico SING V 300,0 Elica - - - 0,00 7,70 7,70
-
4.4 Costo de racionamiento
En base al Estudio Costo de Falla de Corta y Larga Duracin SIC, SING y SSMM remitido a los
CDEC con carta CNE N 324 de fecha 3 de agosto de 2012 para su distribucin entre las empresas
integrantes, los diferentes valores utilizados segn los niveles de dficit de suministro y el valor
nico representativo del costo de racionamiento estipulado en el artculo 30 del Reglamento de
Precio de Nudo, son los que se presentan en la Tabla 12.
Tabla 12: Costo de falla segn su profundidad Profundidad de Falla [$/kWh] [US$/MWh]
0-5% 218,67 347,93
5-10% 240,8 383,13
10-20% 358,18 569,89
Sobre 20% 460,97 733,45
Valor nico representativo, denominado Costo de Racionamiento: 347,93 US$/MWh.
Este valor nico representativo, se obtiene de calcular un precio de nudo de falla, definido como la
valoracin a costo marginal de falla, de la energa de falla esperada para todas las barras del
sistema, dentro del horizonte de clculo de precio de nudo.
Este valor nico representa el costo por kilowatt-hora (218,67 $/kWh), en que incurriran en
promedio los usuarios al no disponer de energa.
4.5 Tasa de actualizacin
La tasa de actualizacin considerada para las simulaciones es de 10%, segn lo estipula el artculo
35 del Reglamento de Precio de Nudo.
4.6 Horizonte de estudio
El horizonte del estudio para las simulaciones fue de 15 aos, considerando desde abril 2015 a
marzo 2030. Adicionalmente, para efectos de la simulacin se consideran 2 aos al final de la
misma que permiten satisfacer las condiciones de borde.
4.7 Modelacin del Sistema de Transmisin
La modelacin de los sistemas de transmisin considera:
- Reduccin de algunos tramos en paralelo. - Representacin lineal de las prdidas por tramo (5 tramos para sistema troncal, 3 tramos
para el resto del sistema). - Criterio N-1 para tramos relevantes del sistema. - Niveles de tensin desde 66 kV hasta 500 kV, en forma simplificada.
-
19
5 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO
Para determinar los costos marginales de energa se hizo un llenado de la curva montona de
carga utilizando el modelo multinodal OSE2000, el cual permite una completa modelacin del
sistema, en donde cada uno de los componentes se representa con la profundidad requerida,
manteniendo un nivel de detalle acorde entre las diferentes partes de la modelacin.
Sin perjuicio de que los desarrollos de generacin previstos reconocen en sus costos de inversin
elementos de control y regulacin de frecuencia, mantener la frecuencia del sistema dentro de los
lmites establecidos por la reglamentacin vigente requiere de una operacin coordinada de las
unidades de generacin, destinada a mantener un margen de reserva de potencia en el sistema.
Para este efecto se incorpor en la modelacin una reduccin de 8,5 % de la potencia de las
centrales generadoras del SING que no han sido limitadas por restricciones operacionales.
De igual forma, las instalaciones previstas contemplan costos en elementos de compensacin. Sin
embargo, los costos implcitos en el plan de obras no permiten a priori suponer que se pueda
prescindir de una operacin coordinada, con objeto de mantener los rangos de tensin en los
lmites aceptados. As, la regulacin de tensin es efectuada mediante el despacho de una unidad
de generacin destinada a mantener los perfiles de tensin en los rangos nominales. Para este
efecto se incorpor en la modelacin descrita anteriormente la operacin forzada de una unidad
de 4MW ubicada en la ciudad de Arica considerando un costo de combustible para esta unidad de
550,68 US$/m3. Se determin el costo con la operacin forzada del sistema y adems se identific
el costo de la operacin de la unidad forzada, incorporndolo como un coeficiente de sobrecosto
por el que se ponder los costos marginales de energa obtenidos de la simulacin, lo que permite
recuperar la diferencia de costos de operacin en el mismo periodo de clculo de precios de nudo.
El perfil de costos marginales mostrados en el cuerpo de este informe considera este efecto. Dicho
coeficiente es:
Frv= 1,0086
La utilizacin de este modelo permite la representacin detallada del sistema de transmisin del
SING, adems de la incorporacin de la totalidad de las unidades generadoras existentes y futuras.
5.1 Precio Bsico de la Energa
El Precio Bsico de la Energa se calcul en el Nudo Troncal Crucero 220 kV a partir de la asociacin
de consumos aguas abajo de esta barra. Para esto, se consider los costos marginales esperados y
energas mensuales tanto, en esta barra como en las barras de consumo asociadas a sta.
De esta forma, considerando los primeros 48 meses de operacin del SING, contados a partir del 1
de abril de 2015, el precio bsico de la energa se determina como:
-
20
( )
( )
Dnde:
: Nudo Troncal definido como Subestacin Bsica de Energa para el Precio de Nudo Bsico de la Energa, Crucero 220 kV.
: Costo Marginal Mensual en el mes i en la Subestacin Bsica de Energa.
: Energa Mensual en el mes i asociada a la Subestacin Bsica de Energa.
: Mes i-simo.
: Tasa de descuento mensual, equivalente a 10% anual.
En las Tablas 13 y 14 se presentan los precios de nudo de las barras troncales del sistema.
El Precio Bsico de la Energa es de 28,856 $/kWh para el Nudo Bsico de referencia. En este
clculo se ha considerado una operacin que recoge exigencias de calidad de servicio establecidas
en la normativa vigente, en lo relativo a regulacin de frecuencia y tensin, estos se presentan en
el ANEXO N3.
5.2 Precio bsico de la potencia punta
El Precio Bsico de la Potencia de Punta se obtuvo del costo de ampliar la capacidad instalada en
turbinas a gas disel. Conforme a lo establecido en el artculo 162, N 3 DFL N4/2006. El precio
bsico de potencia de punta resulta igual a 5.338,29 $/kW/mes en el nudo Lagunas 220 kV.
Los clculos y consideraciones se detallan en el punto A.2.2.
5.3 Precios de la energa y potencia en el resto del SING
5.3.1. Precios de la energa en el resto del SING
Los precios de energa en los restantes nudos troncales del sistema de transmisin se determinan
aplicando los factores de penalizacin sealados en la Tabla 14, los cuales incorporan las
exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en el ANEXO N3.
Los Factores de Penalizacin de Energa resultan de referir los precios determinados en el resto de
las subestaciones principales del SING respecto del nudo de referencia Crucero 220 kV. La
determinacin de los precios mencionados entre otros factores considera las prdidas marginales
y saturaciones del sistema de transmisin as como tambin los costos de operacin del sistema.
5.3.2. Precios de la potencia en el resto del SING
Los precios de potencia en los restantes nudos o barras del SING se determinaron aplicando
Factores de Penalizacin a los Precios Bsicos de la Potencia sealados en el punto 5.2.
-
21
Estos Factores se obtienen de referir al nudo de referencia, los precios para el bloque de mayor
demanda para los meses de abril a septiembre, obtenidos de acuerdo a la expresin del punto
A.2.2, para cada nudo troncal. Dichos factores de penalizacin incorporan las exigencias de calidad
de servicio correspondientes, que se describen en el ANEXO N3.
En la Tabla 13 se muestran los factores de penalizacin y los precios de energa y potencia
resultantes en las distintas barras troncales del SING.
Tabla 13: Factores de penalizacin y precios de nudo sin ajuste de banda
NUDO TENSIN
[kV]
FACTORES DE PENALIZACIN PRECIOS DE NUDO
ENERGA POTENCIA POTENCIA
[$/kW/mes] ENERGA [$/kWh]
TARAPAC 220 1,0670 1,0499 5.604,67 30,789
LAGUNAS 220 1,0251 1,0000 5.338,29 29,580
CRUCERO 220 1,0000 0,9711 5.184,01 28,856
ENCUENTRO 220 0,9983 0,9682 5.168,53 28,807
ATACAMA 220 1,0162 0,9936 5.304,12 29,323
Los factores de penalizacin de potencia y energa para las barras troncales del SING, incluyendo
los potenciales nudos troncales.
Tabla 14: Factores de penalizacin del SING
NUDO TENSIN [kV] FACTORES DE PENALIZACIN
ENERGA POTENCIA
CRUCERO 220 1,0000 0,9711
DOMEYKO(*) 220 1,0406 1,0112
ENCUENTRO 220 0,9983 0,9682
ESCONDIDA(*) 220 1,0318 1,0003
LABERINTO(*) 220 1,0024 0,9749
LAGUNAS 220 1,0251 1,0000
NUEVA ZALDIVAR(*) 220 1,0322 1,0021
POZO ALMONTE(*) 220 1,0338 1,0069
TARAPAC 220 1,0670 1,0499
CNDORES(*) 220 1,0400 1,0336
PARINACOTA(*) 220 1,0666 1,0703
EL COBRE(*) 220 1,0019 0,9685
ATACAMA 220 1,0162 0,9936
(*) Potenciales nudos troncales
-
22
6 FRMULAS DE INDEXACIN PARA PRECIOS DE NUDO
6.1 Indexacin del precio de la potencia punta2
Los parmetros de la frmula de indexacin de la potencia representan el peso relativo de cada
una de las componentes utilizadas en la determinacin del precio bsico 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.
,( ) - [
(
)
]
Donde:
: Precio bsico de la potencia actualizado en $/kW/mes.
: Precio bsico de la potencia vigente segn la ltima fijacin tarifaria en
$/kW/mes.
: Dlar observado EEUU promedio publicado por el Banco Central
correspondiente al mes anterior a cual se registre la indexacin.
: Dlar observado EEUU promedio correspondiente al mes de marzo 2015
(628,5 $/US$), utilizado en la fijacin tarifaria vigente publicado por el Banco Central.
: Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit
Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, PCU333611333611)
correspondiente al sexto mes anterior al cual se registre la indexacin.
: Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit
Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, PCU333611333611) al mes de
octubre de 2014 (223,2).
: Producer Price Index- Commodities publicados por el Bureau of Labor
Statistics (www.bls.gov, WPU00000000) correspondiente al sexto mes anterior al cual se registre la
indexacin.
: Producer Price Index- Commodities publicados por el Bureau of Labor
Statistics (www.bls.gov, WPU00000000) correspondiente al mes de octubre de 2014 (203,4).
2 La frmula de indexacin, as como la estructura y valores base del clculo del precio bsico de la potencia, han sido
determinados considerando el ESTUDIO DE DETERMINACIN DE LOS COSTOS DE INVERSIN Y COSTOS FIJOS DE
OPERACIN DE LA UNIDAD DE PUNTA EN SISTEMAS SIC, SING Y SSMM del 2012. Dicho estudio se enmarca dentro de lo
estipulado en el Reglamento de Precio de Nudo, especficamente en su artculo 49
-
23
: ndice de precio al consumidor publicados por el INE para el segundo mes
anterior al cual se registre la indexacin.
: Valor de ndice de precios al consumidor correspondiente al mes de
febrero de 2015 publicado por el INE (106,68). IPC determinado, en conformidad a lo estipulado en
el Informe Empalme de las Series del IPC y Factor de Reajustabilidad publicado en enero 2014
por el Instituto Nacional de Estadsticas.
Tabla 15: Precio bsico de la potencia
Central Potencia [MW] Pb0 COEF 1 PPIturb
COEF 2 PPI
COEF 3 IPC
Lagunas 70 5338,29 0,49096 0,10539 0,40365
6.2 Indexacin del precio de la energa
El precio de nudo de la energa ser indexado respecto de las variaciones que experimente el
precio medio de mercado de acuerdo a la siguiente expresin:
[
]
Dnde:
: Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos
informados por las empresas generadoras a la Comisin, correspondientes a la ventana de cuatro
meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicacin de este precio.
: Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos
informados por las empresas generadoras a la Comisin, correspondientes a la ventana de cuatro
meses, que incluye los meses de noviembre de 2014 a febrero de 2015 (57,006).
A ms tardar el primer da hbil de cada mes, la Comisin publicar en su sitio de dominio
electrnico, el valor del respectivo, para efectos de la aplicacin de la frmula anterior.
Los precios medios de los contratos de clientes libres sern indexados mediante el ndice de
Precios al Consumidor (IPC), al mes anterior al cual se realice la aplicacin de la frmula de
indexacin de la energa.
7 CARGOS POR ENERGA REACTIVA
7.1 Indexacin cargos por energa reactiva
Los cargos por energa reactiva de la actual fijacin, varan en un 5,24% respecto de la fijacin de
octubre de 2014, cifra que corresponde a un 4,30% por la variacin del tipo de cambio (Dlar
Acuerdo) entre septiembre de 2014 y marzo de 2015, y a un 0,90% por la variacin del valor real
-
24
del dlar en adquisicin de maquinaria elctrica (IPM USA), en seis meses (julio de 2014 a enero de
2015).
7.2 Condiciones de aplicacin
Los cargos para los diferentes rangos de tensin se muestran en la Tabla 16. Estos valores se
aplicarn en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio pblico
que est recibiendo energa elctrica de una empresa generadora o de otra empresa distribuidora
de servicio pblico, horariamente, conforme al siguiente procedimiento:
1. Medir y registrar energa activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva.
2. Calcular el cociente entre energa reactiva inductiva y la energa activa.
3. Conforme al cociente anterior y de acuerdo al nivel de tensin del punto de compra,
aplicar los cargos por energa reactiva inductiva presentados en la Tabla 16 para cada una
de las horas del perodo comprendido entre las 08:00 y 24:00 hrs.
4. Se excepta la aplicacin de los siguientes cargos slo para aquellas horas
correspondientes a los das domingos o festivos.
El mecanismo de aplicacin de los cargos sealados en la Tabla 16, ser 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 energa activa o reactiva, distintos a los reconocidos por la empresa distribuidora
consumidora, la Direccin de Peajes del Centro de Despacho Econmico de Carga (CDEC)
respectivo, deber realizar un balance horario que permita identificar el consumo de energa activa
y reactiva al cual se deben aplicar los recargos presentados en la Tabla 16 segn corresponda.
Tabla 16: Cargos por energa reactiva inductiva segn nivel de tensin de punto de compra
Cuociente %
Cargo para tensin superior a 100 kV
$/KVArh
Cargo para tensin entre 100 kV y 30 kV
$/KVArh
Cargo para tensin inferior a 30 kV
$/KVArh
Desde 0 y hasta 20 0,000 0,000 0,000
Sobre 20 y hasta 30 5,816 0,000 0,000
Sobre 30 y hasta 40 10,473 10,473 0,000
Sobre 40 y hasta 50 10,473 10,473 10,473
Sobre 50 y hasta 80 13,956 13,956 13,956
Sobre 80 17,438 17,438 17,438
8 DETERMINACIN BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y COMPARACIN PRECIO MEDIO TERICO CON PRECIOS DE MERCADO
8.1 Determinacin Precio Medio Bsico
Conforme a lo establecido en el inciso primero del artculo 168 del DFL 4/2006, el Precio Medio
Bsico resulta:
-
25
Tabla 17: Precio Medio Bsico3
Precio Medio Bsico SING [$/kWh]
Precio Bsico Energa [$/kWh] 28,856
Precio Bsico Potencia [$/kW/mes] 5184,01
Precio Medio Bsico [$/kWh] 37,019
El procedimiento para determinar la Banda de Precios de Mercado (BPM) se describe a
continuacin:
{
|
|
|
| |
|
|
|
De la aplicacin del procedimiento descrito anteriormente, el lmite inferior de la BPM para la
presente fijacin resulta igual a -12%.
8.2 Determinacin Precio Medio Bsico
Segn lo establecido en los nmeros 2, 3 y 4, del artculo 168 del DFL N4/2006, para la
determinacin de la Banda de Precios de Mercado (BPM) se debe determinar la diferencia
porcentual (PMB/PMM%) entre el Precio Medio Bsico, calculado en el punto anterior, y el Precio
Medio de Mercado (PMM) determinado en conformidad a lo establecido en artculo 167 del DFL
N4/2006. Esta comparacin se muestra en la Tabla 18.
Tabla 18: Comparacin Precio Medio Bsico Precio Medio de Mercado
Precio Medio Bsico Mercado SING [$/kWh]
Precio Medio Bsico [$/kWh] 37,019
Precio Medio de Mercado [$/kWh] 57,006
PMB / PMM (%) -35,1%
8.3 Comparacin del Precio Medio Terico con Precio Medio de Mercado
En conformidad al procedimiento estipulado en el artculo 167 del DFL N4/2006, la diferencia
porcentual entre el Precio Medio de Mercado y el Precio Medio Terico resulta ser igual a:
Tabla 19: Comparacin Precio Medio Terico Precio Medio de Mercado
Precio Medio Terico - Mercado SING [$/kWh] Precio Medio Terico [$/kWh] 45,232
Precio Medio de Mercado [$/kWh] 57,006
Diferencia (%) -20,65%
3 Precio Bsicos en nudo Crucero 220 kV., Factor de carga Sistema utilizado: 0,870
-
26
Dicha diferencia porcentual es menor al lmite inferior de la BPM calculado en el punto anterior.
Por lo tanto, segn lo sealado en el artculo 168 del DFL N4/2006, se procedi a ajustar todos
los precios de nudo, slo en su componente de energa, por un coeficiente nico, de modo de
alcanzar el lmite inferior de la BPM.
Tabla 20: Comparacin Precio Medio Terico AJUSTADO Precio Medio de Mercado
Precio Medio Terico Ajustado - Mercado SING [$/kWh]
Precio Medio Terico Ajustado [$/kWh] 50,166
Precio Medio de Mercado [$/kWh] 57,006
Diferencia (%) -12,00%
Con el Ajuste de la Banda los precios de nudo se presentan en la Tabla 21.
Tabla 21: Factores de penalizacin y precios de nudo ajustados a banda
NUDO TENSIN
[kV]
FACTORES DE PENALIZACIN PRECIOS DE NUDO
ENERGA POTENCIA POTENCIA
[$/kW/mes] ENERGA [$/kWh]
TARAPAC 220 1,0670 1,0499 5.604,67 35,978
LAGUNAS 220 1,0251 1,0000 5.338,29 34,565
CRUCERO 220 1,0000 0,9711 5.184,01 33,719
ENCUENTRO 220 0,9983 0,9682 5.168,53 33,662
ATACAMA 220 1,0162 0,9936 5.304,12 34,265
9 CARGO NICO TRONCAL A continuacin se presenta las componentes involucradas para determinar el Cargo nico Troncal
aplicable a las empresas usuarias del respectivo sistema de transmisin troncal segn lo establece
la LGSE en su artculo 102.
9.1 Utilizacin del Sistema de Transmisin Troncal ao 2014
De acuerdo a lo informado por la Direccin de Peajes del CDEC-SING en su Procedimiento
Contabilidad de Recaudacin Cargo nico Troncal, la deuda por la utilizacin del Sistema de
Transmisin Troncal y el cargo asociado se muestra en la siguiente tabla.
Tabla 22: Utilizacin STT 2014, CU2 Utilizacin STT 2014, CU2
Deuda Utilizacin STT 2014 MM$ 2.922
Demanda proyectada GWh 1.581
CU2 2014 $/kWh 1,849
En la presente fijacin se determin el saldo actualizado de cada componente que determina el
valor del Cargo nico Troncal. Los resultados para cada segmento se muestran en la siguiente
tabla.
-
27
Tabla 23: Utilizacin STT 2014, CU15
CU2 CU15 CU30
Deuda Utilizacin STT 2014 MM$ 2.922 281 -
Saldo Periodos anteriores MM$ 24 207 33
El saldo resultante por el uso del Sistema de Transmisin Troncal por parte de los usuarios con
potencia hasta 30 MW ser abonado al saldo resultante por el uso del Sistema de Transmisin
Troncal por parte de los usuarios con una potencia hasta 15 MW.
10.2 Cargo nico traspasable a usuarios Se refiere al cargo nico traspasable a usuarios sometidos a regulacin de precios y cargo nico segmento de usuarios que se seala en la LGSE, artculo 102, letra a), prrafo segundo.
Este valor, durante el perodo mayo 2014 - abril 2015 corresponde a 1,864$/kWh. Para el
segmento de usuarios que se seala en la LGSE, en su artculo 102, letra a), prrafo segundo se
establece un cargo correspondiente a 1,341 $/kWh. Lo anterior se resume en la siguiente tabla.
Tabla 24: Cargo nico Troncal
CU2 CU15
Deuda Utilizacin STT 2014 MM$ 2.922 281
Saldo Utilizacin STT anteriores MM$ 24 240
Saldo Total a Remunerar MM$ 2.946 521
Demanda Proyectada GWh 1.581 389
CU $/kWh 1,864 1,341
11 COMPONENTE DE ENERGA DEL PRECIO MEDIO DE MERCADO DE ACUERDO A LO ESTABLECIDO EN EL ARTCULO 135 QUINQUIES
Para efectos de establecer el valor mximo de las ofertas en caso de eventuales licitaciones
excepcionales de corto plazo a que se refiere el artculo 135 quinquies del DFL N4 de 2006 del
Ministerio de Economa, Fomento y Reconstruccin, la componente de energa del Precio Medio
de Mercado corresponde a 77,328 [USD/MWh], que resulta de considerar un Precio Medio de
Mercado de 90,702 [USD/MWh] y un precio de potencia de 8,4937 [USD/kW/mes].
12 CUMPLIMIENTO ERNC
En virtud de la obligacin establecida en el artculo 150 bis del DFL N4 de 2006 del Ministerio de Economa, Fomento y Reconstruccin, se han calculado los porcentajes de energa anual que deben ser inyectados por medios de generacin renovables, de acuerdo a los criterios sealados en el artculo 1 transitorio de la ley 20.257, modificado por el artculo 2 de la ley 20.698, esto es:
No hay obligacin para los retiros de energa cuyos contratos con su suministrador fueron suscritos con anterioridad al 31 de agosto de 2007.
-
28
Para los contratos celebrados con posterioridad al 31 agosto de 2007 y con anterioridad al 1 de julio de 2013, la obligacin aludida ser del 5% para los aos 2010 a 2014, aumentndose en el 0,5% anual a partir del ao 2015. Este aumento progresivo se aplicar de tal manera que los retiros afectos a la obligacin al ao 2015 debern cumplir con el 5,5%, los del ao 2016 con el 6% y as sucesivamente hasta alcanzar el ao 2024 el 10%.
Para los contratos firmados con posterioridad al 1 de julio de 2013, la obligacin aludida ser del 5% al ao 2013, con incrementos del 1% a partir del ao 2014 hasta llegar al 12% el ao 2020, e incrementos del 1,5% a partir del ao 2021 hasta llegar al 18% el ao 2024, y un incremento del 2% al ao 2025 para llegar al 20% el ao 2025.
En vista de estos criterios, de la proyeccin de demanda, y de los antecedentes con la informacin referente a la fecha de suscripcin de los contratos entre clientes y suministradores, se detalla en la Tabla 18 el porcentaje estimado de la demanda que estara afecta con respecto a la demanda total, necesaria para cumplir con la obligacin ya mencionada. Cabe sealar que se incorporaron dentro del plan de obras indicativo instalaciones necesarias para el cumplimiento de dicha obligacin.
Tabla 25: Cumplimiento ERNC
Ao Tipo de energa
Convencional ERNC
2015 95,92% 4,08%
2016 95,37% 4,63%
2017 94,81% 5,19%
2018 94,27% 5,73%
2019 93,54% 6,46%
2020 92,44% 7,56%
2021 91,35% 8,65%
2022 90,09% 9,91%
2023 88,91% 11,09%
2024 87,51% 12,49%
2025 86,03% 13,97%
2026 85,88% 14,12%
2027 85,60% 14,40%
2028 85,52% 14,48%
2029 85,53% 14,47%
2030 85,53% 14,47%
2031 85,53% 14,47%
ANEXO N1 PRECIOS DE COMBUSTIBLES
Los precios contenidos en la Tabla 8 se modelaron para el horizonte de estudio a travs de los
factores obtenidos de las proyecciones de la Tabla 26, Tabla 27 y Tabla 28.
Para aquellas centrales que utilizan como combustibles el carbn, la mezcla carbn-petcoke y el
GNL, los precios contenidos en el cuadro anterior se modelaron hasta diciembre de 2017 a travs
-
29
de los factores de modulacin obtenidos de las proyecciones de la Tabla 26 y Tabla 27
respectivamente. A contar de enero de 2018 se utilizan los precios de la proyeccin elaborada por
la CNE. Para los combustibles disel, fuel y mezcla disel-fuel la modulacin de precios se realiz a
travs del coeficiente de modulacin del crudo WTI de la Tabla 28.
Tabla 26: Proyeccin para el carbn trmico4
Ao Carbn Trmico Precio [US$/Ton]
Factor de Modulacin
2015 95,32 1,000
2016 95,17 0,998
2017 96,91 1,017
2018 99,66 1,046
2019 100,30 1,052
2020 100,77 1,057
2021 101,21 1,062
2022 101,71 1,067
2023 102,21 1,072
2024 103,07 1,081
2025 103,75 1,088
2026 104,67 1,098
2027 105,38 1,105
2028 105,61 1,108
2029 106,39 1,116
2030 107,08 1,123
Tabla 27: Proyeccin precio de GNL5
Ao
GNL Factor de
Modulacin Precio
[US$/MBtu]
2015 8,16 1,000
2016 8,80 1,078
2017 9,19 1,126
2018 8,92 1,093
2019 8,83 1,082
2020 8,94 1,096
2021 9,09 1,114
2022 9,25 1,134
2023 9,39 1,151
2024 9,51 1,165
4 2015-2018 precios futuros API2 desde sitio www.cmegroup.com, cierre del da 5/03/2015, 6000 kcal/kg. Flete Supra Handymax medio 2014 USEC-Chile: 14,10 US$/ton. Precio de Paridad de carbn se considera en Ventana. 2019 - 2030 aplicacin de la variacion internual del AEO 2014 de la EIA de EE.UU del carbon bituminoso. 5
12% Brent hasta el ao 2018.
Desde el 2019 en adelante 115%HH+4,5.
Arancel de importacin de 6% hasta el ao 2017.
Desde el 2018 en adelante sin arancel.
-
30
Ao
GNL Factor de
Modulacin Precio
[US$/MBtu]
2025 9,61 1,178
2026 9,73 1,192
2027 9,91 1,214
2028 10,01 1,227
2029 10,19 1,249
2030 10,44 1,279
Tabla 28: Proyeccin precio de crudo WTI6
Ao
Crudo WTI Factor de
Modulacin WTI (Spot Cushing)
[US$/BBL]
2015 55,74 1,000
2016 61,36 1,101
2017 64,00 1,148
2018 65,94 1,183
2019 67,44 1,210
2020 68,94 1,237
2021 70,13 1,258
2022 70,50 1,265
2023 70,56 1,266
2024 72,27 1,297
2025 73,85 1,325
2026 75,19 1,349
2027 76,86 1,379
2028 78,22 1,403
2029 79,62 1,429
2030 80,76 1,449
Para las centrales indicativas del programa de obras se utiliz precios de combustibles de las
centrales de caractersticas similares, incluyendo la modulacin correspondiente.
ANEXO N2 PRECIOS BSICOS DE ENERGA Y POTENCIA
A.2.1 Precio Bsico de Energa
Sobre la base de las caractersticas de las unidades y las curvas de carga del sistema elctrico se
calcularon los costos marginales para los diferentes aos calendario de operacin analizados en el
sistema elctrico en el nudo Crucero 220 kV.
6 2015- 2023 precios futuros WTI desde sitio www.cmegroup.com, cierre del dia 5/03/2015.
2024 - 2030 aplicacin de la variacin internual del AEO 2014 de la EIA de EE.UU.
-
31
Una vez obtenidos los costos marginales mensuales para cada ao calendario se calcul el costo
marginal promedio ponderado actualizado en el perodo de 48 meses a partir de abril de 2015 en
el nudo Crucero 220 kV.
El cuadro siguiente muestra los costos marginales resultantes entre los meses de abril de 2015 y
marzo de 2019, y el valor del costo marginal actualizado.
Tabla 29: Costos Marginales y Demanda de Energa Nudo Crucero 220 kV Ao Mes CMg Equivalente [US$/MWh] Demanda Asociada [GWh] Tasa Descuento
2015 Abril 44,1 378,64 1,0000
2015 Mayo 44,0 406,08 0,9922
2015 Junio 43,2 385,20 0,9842
2015 Julio 44,8 401,56 0,9765
2015 Agosto 44,0 392,81 0,9686
2015 Septiembre 42,5 391,63 0,9608
2015 Octubre 43,8 411,06 0,9533
2015 Noviembre 41,8 399,23 0,9457
2015 Diciembre 41,4 422,27 0,9383
2016 Enero 43,7 400,64 0,9307
2016 Febrero 43,8 367,46 0,9232
2016 Marzo 47,7 410,93 0,9165
2016 Abril 43,7 392,61 0,9091
2016 Mayo 44,2 421,19 0,9020
2016 Junio 43,7 399,54 0,8947
2016 Julio 43,7 416,54 0,8877
2016 Agosto 43,6 407,47 0,8806
2016 Septiembre 43,3 406,23 0,8735
2016 Octubre 44,0 426,33 0,8667
2016 Noviembre 43,4 414,08 0,8597
2016 Diciembre 44,2 438,00 0,8530
2017 Enero 44,5 420,34 0,8461
2017 Febrero 44,7 377,85 0,8393
2017 Marzo 45,2 431,04 0,8332
2017 Abril 44,5 411,77 0,8265
2017 Mayo 45,6 441,86 0,8200
2017 Junio 45,2 419,14 0,8134
2017 Julio 45,6 436,99 0,8070
2017 Agosto 45,2 427,46 0,8005
2017 Septiembre 44,6 426,20 0,7941
2017 Octubre 45,4 447,22 0,7879
2017 Noviembre 45,1 434,41 0,7815
2017 Diciembre 45,4 459,53 0,7754
2018 Enero 47,2 445,43 0,7692
2018 Febrero 50,1 399,89 0,7630
2018 Marzo 53,8 457,65 0,7574
2018 Abril 53,7 437,80 0,7513
2018 Mayo 52,8 469,71 0,7455
-
32
Ao Mes CMg Equivalente [US$/MWh] Demanda Asociada [GWh] Tasa Descuento
2018 Junio 46,2 445,26 0,7394
2018 Julio 45,8 464,14 0,7337
2018 Agosto 45,1 453,57 0,7278
2018 Septiembre 44,3 452,58 0,7219
2018 Octubre 45,7 475,24 0,7163
2018 Noviembre 45,2 461,45 0,7105
2018 Diciembre 46,8 488,03 0,7049
2019 Enero 51,6 480,55 0,6993
2019 Febrero 60,6 431,76 0,6936
2019 Marzo 62,5 491,93 0,6886
Precio bsico de la energa en nudo Crucero 220 kV:
Precio Bsico Energa = 45,913 [US$/MWh] x 628,5[$/US$] = 28,856 [$/kWh]
A.2.2 Precio Bsico de la Potencia de Punta7
El clculo del precio bsico de la potencia de punta en el nudo Lagunas 220 kV se obtiene de
acuerdo a la siguiente expresin:
, - *( ) +( )( )
Sus valores y clculo que se detallan a continuacin:
Tabla 30: Factores para clculo del Precio Bsico de la Potencia de Punta
Precio Bsico de la Potencia, Lagunas 70 [MW]
[US$/kW] 607,737 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto.
[-] 0,008785 Factor de recuperacin de capital de la inversin de la unidad
generadora, corresponde a la mensualidad de la inversin sobre una vida til de 25 aos.
[US$/kW] 71,382 Costo unitario de la subestacin elctrica de este proyecto.
[-] 0,008459 Factor de recuperacin de capital de la inversin de la subestacin
elctrica, corresponde a la mensualidad de la inversin sobre una vida til de 30 aos.
CLT[US$/kW] 9,559 Costo unitario de la lnea de transmisin que conecta la subestacin de
este proyecto con la subestacin Parinacota.
[-] 0,009366 Factor de recuperacin de capital de la inversin de la lnea de
transmisin, corresponde a la mensualidad de la inversin sobre una vida til de 20 aos.
CF[-] 1,048809 Costo financiero.
Cfijo[US$/kW] 1,241 Costo fijo de operacin y mantenimiento.
7 La frmula de indexacin, as como la estructura y valores base del clculo del precio bsico de la potencia, han sido
determinados considerando el Estudio DETERMINACIN DE LOS COSTOS DE INVERSIN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIN
DE LA UNIDAD DE PUNTA, EN SISTEMAS SIC, SING Y SSMM del 2012, enviado a las empresas generadoras mediante
carta CNE N237 de fecha 29 de junio de 2012. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Reglamento de
Precio de Nudo, especficamente en su artculo 49.
-
33
Precio Bsico de la Potencia, Lagunas 70 [MW]
1 + MRT [-] 1,11760 Incremento por Margen de Reserva Terico.
1 + FP [-] 1,00428 Factor de prdidas
Pbpot[US$/kW/mes] 8,4937 Precio Bsico de la potencia.
Se ha adoptado un margen de 11,76% para todos los nudos en consistencia con lo utilizado en la
anterior fijacin correspondiente a una disponibilidad promedio de 89,48% de las unidades
generadoras ms econmica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda
mxima anual del sistema elctrico, esto es, turbinas a gas disel.
Precio Bsico Potencia de Punta = 8,4937 [US$/kW/mes] x 628,50[$/US$] = 5338,29[$/kW/mes]
ANEXO N3 CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SING
A.3.1 Simplificaciones Adoptadas
Para la modelacin del sistema elctrico se han adoptado las siguientes simplificaciones:
a) Modelacin uninodal del sistema elctrico para determinacin de probabilidad de prdida
de carga en generacin y costos de regulacin de tensin y frecuencia.
b) Representacin multinodal del sistema elctrico para determinacin de probabilidad de
prdida de carga en transmisin.
A.3.2 Calidad de Suministro
La calidad de suministro se ha considerado respecto de los parmetros Indisponibilidad de
Generacin, Indisponibilidad de Transmisin, Regulacin de Frecuencia y Regulacin de Tensin.
1) Indisponibilidad de Generacin
Se determin la indisponibilidad de generacin asociada al plan de obras utilizado en la presente
fijacin.
La indisponibilidad del sistema de generacin es representada a travs del desarrollo de un modelo
esttico anual que considera la curva de duracin de la demanda del sistema y las
indisponibilidades caractersticas de las unidades generadoras del sistema.
La modelacin utilizada reemplaza las unidades generadoras reales por unidades ideales con
disponibilidad igual a 100% obtenindose la curva de duracin de la demanda equivalente a
partir del proceso de convolucin entre la curva de duracin de la demanda y las distribuciones de
indisponibilidad de cada una de las unidades del sistema.
Una vez obtenida la curva de duracin de la demanda equivalente y a partir de la capacidad de
oferta de potencia reconocida al sistema se obtiene la probabilidad de prdida de carga (LOLP)
como indicador que representa el nmero de horas esperado en que el sistema de generacin no
es capaz de absorber la demanda de potencia del sistema durante las horas de punta.
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Este valor corresponde al mismo determinado en la fijacin de abril de 2014 y alcanza el valor:
Indisponibilidad de Generacin SING = 3,40 horas/ao
2) Indisponibilidad de Transmisin
La indisponibilidad de transmisin se trat mediante afectacin directa de los factores de penalizacin considerando que los modelamientos que les dieron origen no incorporaron factores de indisponibilidad.
Para ello se efectu una simulacin esttica de la operacin del sistema elctrico para una
condicin tpica de operacin en la hora de demanda mxima utilizando el modelo multinodal
PCP8.
Considerando una tasa de indisponibilidad de 0,001760 horas/km al ao se simul la operacin del
sistema para diferentes escenarios de indisponibilidad de lneas. Se consider la salida sucesiva de
23 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 distribucin de costos marginales por barra se
asign la probabilidad correspondiente determinando un coeficiente promedio de sobrecosto por
sobre el costo marginal promedio del caso base sin salidas de lnea.
Como costo de falla se us el costo correspondiente declarado en el cuerpo de este informe. Se
acumularon las tasas de falla asociadas a cada escenario de falla. Los resultados son los siguientes:
Indisponibilidad de Transmisin SING = 0,24 horas/ao
Factor de Sobrecosto por Indisponibilidad = 1,000085p.u.
Este coeficiente destinado a afectar a los factores de penalizacin resulta ser bajo pues el modelo
utilizado reconoce que pocos eventos de salida de lneas asociados a su vez a bajas probabilidades
provocan insuficiencia en el abastecimiento de la demanda.
Se afect los factores de penalizacin de potencia por dicho factor de sobrecosto. Los factores de
penalizacin de potencia presentados en el cuerpo de este Informe Tcnico Definitivo incluyen
este factor de sobrecosto.
Cabe sealar lo siguiente:
Las metodologas para el tratamiento de los ndices de calidad de suministro deben
entenderse de exclusiva aplicacin en la presente fijacin de precios.
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Los parmetros definidos no pueden entenderse como una condicionante del trabajo que el
CDEC debe efectuar para cumplir con lo establecido en la letra d) del Artculo 36 del Decreto
Supremo N291 de 2007, del Ministerio de Economa, Fomento y Reconstruccin.
ANEXO N4 ACTUALIZACIN VALOR COSTO DE FALLA
En base al Estudio Costo de Falla de Corta y Larga Duracin SIC, SING y SSMM remitido a los
CDEC con carta CNE N 324 de fecha 3 de agosto de 2012 para su distribucin entre las empresas
integrantes, se presenta la actualizacin del Valor de Costo de Falla de Larga Duracin, conforme a
la estructura aplicable indicada en el Anexo N6 del Informe Tcnico de Precio de Nudo de octubre
de 2013.
Conforme a lo anterior, el costo de falla medio del SING est determinado para restricciones de 5,
10, 20 y 30%, y perodos de 1, 2 y 10 meses respectivamente. Adicionalmente se utiliz
ponderadores para cuatro sectores econmicos: sector residencial, sector comercial, sector
minero y empresas varias. Por ltimo, para cada una de las cuatro componentes sealadas se
indica su frmula de indexacin, para finalmente determinar el costo de falla en el SING.
A.4.1 Costo de Racionamiento por Sectores SING
Para la determinacin del valor actualizado del costo de racionamiento, se procede a tomar las
cuatro componentes que corresponden al sector Residencial, Comercial y Minera y Empresas
Varias y se multiplica cada costo de racionamiento por su indexador correspondiente. Con ello se
obtienen los costos de racionamiento para cada sector, para todas las profundidades y duraciones
de racionamiento incluidas en el estudio.
A continuacin se muestran los Indexadores de los cuatro sectores econmicos mencionados
anteriormente.
Tabla 31: Indexadores para el SING SECTOR MINERO (IM)
Profundidad 1 mes 2 meses 10 meses
5% 0,95 0,92 0,89
10% 0,90 0,88 0,86
20% 0,82 0,84 0,85
30% 0,80 0,82 0,84
EMPRESAS VARIAS (IV)
Profundidad 1 mes 2 meses 10 meses
5% 0,90 0,90 0,90
10% 0,90 0,90 0,90
20% 0,90 0,90 0,90
30% 0,90 0,90 0,91
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SECTOR RESIDENCIAL (IB)
Profundidad 1 mes 2 meses 10 meses
5% 1,17 1,17 1,17
10% 1,17 1,17 1,17
20% 1,17 1,17 1,17
30% 1,17 1,17 1,17
SECTOR COMERCIAL (IC)
Profundidad 1 mes 2 meses 10 meses
5% 1,39 1,39 1,39
10% 1,39 1,39 1,39
20% 1,39 1,39 1,39
30% 1,39 1,39 1,39
El Costo de Racionamiento del Sistema se obtiene sumando los Costos indexados de cada sector
multiplicados por su importancia relativa. El Costo de Racionamiento promedio indexado del
Sistema se obtiene aplicando las probabilidades de ocurrencia de cada escenario.
ANEXO N5 BASES METODOLGICAS Y CONCEPTUALES DEL CLCULO DE
FACTORES DE PENALIZACIN
A.5.1 Introduccin
Segn lo establecido en el DFL N 4/06 la Comisin Nacional de la Energa (CNE) debe determinar
semestralmente el Precio de Nudo de la Energa y la Potencia. Asimismo la Comisin debe calcular
los Factores de Penalizacin de Energa y Potencia para los sistemas cuyo tamao sea igual o
superior a 200 MW de capacidad instalada los cuales deben ser utilizados para determinar los
precios regulados en cada una de las subestaciones de los respectivos sistemas elctricos a partir
de los precios bsicos de nudo de energa y potencia.
En virtud de lo anterior, y con motivo de la fijacin de precio de nudo correspondiente a abril de 2015, la Comisin ha decidido actualizar los Factores de Penalizacin vigentes en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) cuyas bases metodolgicas y conceptuales se entregan a continuacin.
A.5.2 Modelo de Factores de Penalizacin
A.5.2.1 Bases Generales del Clculo de Factores de Penalizacin
Los factores de penalizacin reflejan la forma en que las prdidas marginales se distribuyen en la
red elctrica y por lo tanto son un ndice de costos asociado a la generacin elctrica.
En la determinacin de los Factores de Penalizacin de Energa y de Potencia para el SING se utiliz
un Modelo Multinodal OSE2000 mediante una representacin topolgica que se muestra en
detalle ms adelante.
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A partir de la previsin de demanda a que se refiere el cuerpo del presente informe se model la
demanda de carcter residencial e industrial en las diferentes barras del sistema en base a factores
de reparticin mensual y utilizando una curva de duracin para cada tipo de demanda es decir
curva residencial en aquellas barras en las cuales existen consumos principalmente regulados
(ciudades) y curva industrial en todas aquellas barras en las cuales existen consumos de carcter
industrial.
Por otra parte el flujo en cada lnea se represent mediante una aproximacin de 5 tramos.
Los factores de penalizacin se determinaron a partir de la relacin de precios de nudo por barra
de acuerdo a la barra de referencia elegida para un perodo de 48 meses. En el caso particular de
los factores de penalizacin de la potencia dichos precios fueron determinados utilizando los
resultados para el bloque de mayor demanda en cada mes.
Los precios de combustibles, crecimiento, de las ventas y consideraciones operacionales del SING
utilizados, son las que se entregan en el cuerpo del Informe Tcnico Definitivo.
Las barras utilizadas as como sus caractersticas se encuentran disponibles en las bases que
acompaan la publicacin del presente informe.
ANEXO N6 PLAN DE OBRAS
A.6.1 Introduccin
En Chile la legislacin vigente le entrega a la Comisin la responsabilidad de velar por el desarrollo
del sector elctrico. Para cumplir adecuadamente esta labor en materias de generacin y de
transmisin de electricidad, la Comisin debe analizar peridicamente la evolucin de la demanda y
de la oferta de electricidad.
A continuacin se entregan los antecedentes y bases utilizadas para determinar el Programa de
Obras correspondiente a la fijacin de precios de nudo de abril de 2015.
A.6.2 Metodologa
La metodologa para obtener el programa de generacin y transmisin ptima se basa en
determinar, para distintas alternativas de puesta en servicio de centrales trmicas y lneas de
transmisin, la suma de los costos presentes de inversin, operacin (fija y variable) y falla.
Para establecer el costo presente de abastecimiento de cada alternativa se ha incluido lo siguiente:
Inversin en centrales y lneas de transmisin a la fecha de puesta en servicio.
Valor residual de las inversiones a fines del perodo considerado (incluyendo los posibles aos de relleno), en base a una depreciacin lineal, y de acuerdo a las siguientes vidas tiles de las instalaciones:
o Centrales de Ciclo Combinado: 24 aos. o Centrales a Carbn: 24 aos.
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o Proyectos de interconexin y lneas de transmisin: 30 aos.
Costo fijo anual de reserva de transporte de gas de centrales de ciclo combinado por un 90% de su demanda mxima, dependiendo de su fecha de puesta en servicio y localizacin.
Gasto fijo anual de operacin y mantenimiento.
Gasto variable anual, representado por los costos total de operacin y falla entregado por el modelo de optimizacin utilizado.
La determinacin de la alternativa de expansin ms conveniente surge de un proceso iterativo de
comparacin de las opciones de desarrollo y de minimizar la siguiente funcin objetivo:
* +
Sujeto a:
Restricciones de demanda
Limitaciones del sistema de transmisin
Potencias mximas de centrales generadoras.
Donde:
Inv : Valor actualizado de las todas las inversiones futuras a optimizar.
CO&M : Valor actualizado de todos los costos de operacin y mantenimiento de las nuevas
instalaciones. Los valores de CO&M anual previos a su actualizacin se consideran
al final de cada ao.
Cvar : Costo de operacin y falla futuro actualizado del sistema.
Residual : Valor actualizado del monto residual de todas las inversiones futuras.
En la obtencin de los planes de obra se consider una tasa de descuento igual al 10% para las
centrales futuras y para la planta regasificadora de GNL.
A.6.3 Proyectos de Generacin
A.6.3.1 Alternativas de Expansin del Parque Generador
Para determinar las alternativas de expansin y la localizacin indicativa de las centrales de
generacin en estudio, esta Comisin tuvo en vista los antecedentes proporcionados por el
Servicio de Evaluacin Ambiental (SEA), respecto de los proyectos de generacin en estudio que
poseen distintas empresas y que estn en proceso de evaluacin del impacto ambiental por parte
de dicha institucin. Adems se solicit informacin a las empresas de generacin actualmente
operando y a aquellas de las cuales se tiene informacin relacionada con posibles proyectos en
estudio que estn llevando actualmente a cabo.
En cuanto a los tipos de tecnologa y en virtud a lo estipulado en la ley N 20.257, que introduce
modificaciones a la Ley General de Servicios Elctricos, respecto de la generacin de electricidad
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con fuentes de energa renovables no convencionales, se ha considerado tambin en el presente
plan de obras, la inclusin de centrales generadoras pertenecientes a este tipo de tecnologas.
A partir de lo anterior, esta Comisin conform un set de proyectos de generacin, tcnica y
econmicamente factibles de ser desarrollados en el horizonte 2015-2029, incluyendo alternativas
tecnolgicas que cubrieran diferentes fuentes energticas. Las caractersticas y criterios generales
aplicados en la eleccin de los proyectos analizados fueron los siguientes:
A.6.3.2 Centrales a Gas Natural Licuado (GNL)
Para los ciclos abiertos y combinados existentes que utilizan gas natural se consider un valor
adicional de 0,12 US$/MBtu a los valores proyectados de GNL por costos de regasificacin. Se
considera una capacidad de 5,5 Mm3/da la cual es ampliable a medida que la demanda lo
requiera.
A.6.3.3 Centrales a Carbn
Otra de las opciones energticas analizadas tiene que ver con centrales que utilizan carbn como
insumo principal. A partir de los antecedentes disponibles por esta Comisin, se conformaron
proyectos tipo de distintas potencias, factibles de ser localizados en las Regiones de Tarapac y
Antofagasta. Los costos de inversin de estos proyectos incluyen el desarrollo de los puertos,
necesarios para la descarga y almacenamiento del carbn, y los costos de los equipos de
mitigacin ambiental.
A.6.3.4 Centrales Elicas, Solares Fotovoltaicas y Geotrmicas
A partir de antecedentes disponibles por esta Comisin, se conformaron proyectos elicos, solares
fotovoltaicos y geotrmicos de diferentes potencias, factibles de ser localizados en distintas
regiones del pas.
Se han utilizado como factor de planta, un 30% para parques elicos y de 95% para centrales
geotrmicas. En tanto, respecto de las centrales solares, se estimaron horas de radiacin para
zonas geogrficas de ambos sistemas interconectados haciendo una relacin con la construccin
de los bloques de demanda, determinando de este modo la participacin mediante factores de
planta de centrales en base a dicha tecnologa en cada uno de los bloques.
Tabla 32: Factores de Planta por Bloque OSE para Centrales Solares Fotovoltaicas
Zona Bloque
OSE Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Crucero 5 29,8% 0,0% 0,0% 13,2% 54,8% 37,4% 62,9% 42,1% 41,3% 1,9% 5,6% 7,3%
Crucero 4 70,3% 58,7% 46,7% 49,9% 33,9% 34,8% 32,4% 47,4% 59,2% 60,6% 65,8% 70,6%
Crucero 3 34,8% 46,6% 62,5% 51,2% 35,3% 21,5% 34,7% 43,6% 35,2% 62,4% 58,3% 47,6%
Crucero 2 15,3% 29,1% 38,5% 28,4% 22,1% 1,7% 16,1% 18,9% 8,0% 36,8% 42,8% 35,8%
Crucero 1 48,2% 6,8% 5,3% 3,3% 7,2% 0,0% 0,8% 0,8% 38,2% 5,0% 14,7% 14,5%
Pozo Almonte 5 26,4% 0,0% 0,0% 13,4% 53,2% 41,2% 64,6% 42,7% 41,1% 1,9% 5,2% 6,6%
Pozo Almonte 4 64,7% 57,5% 45,8% 49,8% 34,2% 36,2% 33,4% 47,6% 58,4% 60,6% 63,1% 62,9%
Pozo Almonte 3 31,7% 42,3% 58,8% 49,7% 35,2% 22,3% 32,7% 42,2% 33,5% 61,6% 56,3% 44,2%
Pozo Almonte 2 12,1% 26,2% 36,8% 26,9% 22,2% 1,9% 15,1% 18,5% 7,6% 35,9% 41,7% 31,0%
Pozo Almonte 1 44,6% 5,6% 5,1% 2,6% 7,2% 0,0% 0,8% 0,4% 37,5% 4,3% 13,0% 11,0%
San Pedro de Atacama 5 25,1% 0,0% 0,0% 13,4% 49,6% 36,8% 62,8% 42,3% 41,6% 2,0% 5,6% 7,7%
San Pedro de Atacama 4 67,7% 43,0% 45,8% 50,2% 34,2% 33,3% 31,3% 47,5% 60,0% 62,2% 66,3% 68,5%
San Pedro de Atacama 3 35,8% 38,0% 60,3% 50,0% 34,3% 21,1% 34,9% 43,9% 36,7% 63,0% 58,8% 48,9%
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40
Zona Bloque
OSE Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
San Pedro de Atacama 2 16,6% 27,1% 40,8% 30,7% 22,3% 1,7% 17,3% 19,1% 8,5% 39,9% 45,8% 37,9%
San Pedro de Atacama 1 46,5% 6,6% 6,1% 3,5% 7,3% 0,0% 0,9% 0,8% 39,3% 5,5% 15,6% 16,6%
A.6.4 Costos Unitarios de Inversin por Tecnologa
Los costos de inversin considerados para las instalaciones de generacin se determinaron a partir
del estudio de los valores informados por las empresas que actualmente tienen instalaciones en
construccin, as como tambin de la informacin recabada relativa a los proyectos en estudio.
Para proyectos de centrales a carbn, los costos de inversin incluyen la realizacin de puertos
necesarios para la descarga y almacenamiento del carbn, y los costos de los equipos de
mitigacin ambiental. Por su parte, los costos de inversin de proyectos hidroelctricos, de manera
referencial, incluyen los costos de transmisin y los costos asociados al cumplimiento de la
normativa ambiental, as como otros costos de mitigacin. Por ltimo, los proyectos solares
fotovoltaicos, geotrmicos, biomasa y parques elicos, los costos de inversin incluyen la
subestacin y la lnea de conexin el sistema.
Tabla 33: Costos de inversin de centrales de generacin por tipo de tecnologa Tecnologa Costo Unitario de Inversin [US$/kW]
Carbn 3.000
GNL 1.340
Hidro Pasada 2.700
Hidro Embalse 2.700
Elico 2.300
Solar Fotovoltaico 2.300
Geotrmica 3.550
Biomasa 3.125
Para el Costo de Operacin, Mantencin y Administracin de las instalaciones de generacin, se
utiliz como valor fijo equivalente al 2% del Costo de Inversin de cualquier tipo de Central de
Generacin.