itp sing abr 2014

FIJACIN DE PRECIOS DE NUDO DE CORTO PLAZO

ABRIL DE 2014 SISTEMA INTERCONECTADO

DEL NORTE GRANDE (SING)

INFORME TCNICO PRELIMINAR

MARZO DE 2014

SANTIAGO CHILE

Informe Tcnico Preliminar Abril 2014 COMISIN NACIONAL DE ENERGA

FONO (56-2) 2797 2612 - FAX (56-2) 2797 2600 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL: [email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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NDICE

1.- INTRODUCCIN ..................................................................................................................... 2 2.- ANTECEDENTES GENERALES ............................................................................................ 2

2.1.- Ventas Mensuales de Energa ............................................................................................ 2 2.2.- Precios de Dlar Observado ............................................................................................... 3 2.3.- Precios de Combustibles ..................................................................................................... 4

3.- PREVISIN DE DEMANDA .................................................................................................... 6 4.- PROGRAMA DE OBRAS EN EL SING................................................................................... 7 5.- NIVEL DE PRECIOS ............................................................................................................... 8 6.- COSTOS VARIABLES DE OPERACIN................................................................................ 8 7.- COSTO DE RACIONAMIENTO ............................................................................................ 10 8.- TASA DE ACTUALIZACIN ................................................................................................. 10 9.- CLCULO DE LOS PRECIOS DE NUDO Y RESULTADOS OBTENIDOS ......................... 10 9.1.- Precio Bsico de la Energa .................................................................................................. 11 9.2.- Precio Bsico de la Potencia de Punta ................................................................................. 12 9.3.- Precios de Energa y Potencia Resto del SING .................................................................... 13 10.- FRMULAS DE INDEXACIN PARA LOS PRECIOS DE NUDO ....................................... 14

10.1.- Precio de la Potencia Punta .......................................................................................... 14 10.2.- Precio de la Energa ...................................................................................................... 15

11.- CARGOS POR ENERGA REACTIVA .................................................................................. 16 12.- CARGO NICO TRONCAL (CU) .......................................................................................... 17 13.- ANEXO N 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES .................................................................... 18 14.- ANEXO N 2: PRECIOS BSICOS DE ENERGA Y POTENCIA DE PUNTA ..................... 20

14.1.- Precio Bsico de Energa .............................................................................................. 20 14.2.- Precio Bsico de la Potencia de Punta ......................................................................... 22

15.- ANEXO N 3: CALIDAD DE SUMINISTRO ........................................................................... 23 15.1.- Simplificaciones Adoptadas .......................................................................................... 23 15.2.- Calidad de Suministro ................................................................................................... 23

16.- ANEXO N 4: BASES METODOLGICAS Y CONCEPTUALES DEL CLCULO FACTORES DE PENALIZACIN ..................................................................................................... 26

16.1.- Introduccin ................................................................................................................... 26 16.2.- Modelo de Factores de Penalizacin ............................................................................ 26 16.3.- Resultados ..................................................................................................................... 28

17.- ANEXO N 5: PLAN DE OBRAS ........................................................................................... 29 17.1.- Introduccin ................................................................................................................... 29 17.2.- Metodologa ................................................................................................................... 29 17.3.- Proyectos de Generacin .............................................................................................. 30 17.4.- Obras de Transmisin ................................................................................................... 31 17.5.- Escenario de Demanda ................................................................................................. 32 17.6.- Precios de Combustibles ............................................................................................... 32 17.7.- Costos y Criterios de Localizacin de Centrales ........................................................... 32 17.8.- Resultados ..................................................................................................................... 33

18.- ANEXO N 6: ACTUALIZACIN VALOR COSTO DE FALLA DE LARGA DURACIN. ..... 34 18.1.- Introduccin ................................................................................................................... 34 18.2.- Costo de Racionamiento por Sectores SING ................................................................ 34

19.- ANEXO N 7: ALTERNATIVAS DE GENERACIN Y DE TRANSPORTE .......................... 35 20.- ANEXO N 10: OBLIGACIN ERNC. ................................................................................... 36



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INFORME TCNICO PRELIMINAR CLCULO DE PRECIOS DE NUDO DE CORTO PLAZO

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING) PARA LA FIJACIN DE PRECIOS DE ABRIL DE 2014

1.- INTRODUCCIN En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultados obtenidos por la Comisin Nacional de Energa, en adelante la Comisin, en la determinacin de los precios de nudo de corto plazo del Sistema Interconectado del Norte Grande, en adelante SING, el cual tiene una potencia instalada igual o superior a 200 MW, efectundose en l distribucin de Servicio Pblico, sujeta a la regulacin de precios a que se refieren los artculos 147, 155 y siguientes del DFL N4/06. Debe tenerse presente que este sistema elctrico es abastecido bsicamente por unidades termoelctricas, no existiendo 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 10 aos, los costos marginales de energa se han calculado para un perodo de 48 meses, de acuerdo al artculo 8 y siguientes del Decreto N86, que Aprueba Reglamento para la Fijacin de Precios de Nudo, en adelante Reglamento de Precio de Nudo. Los valores de costos que deban estar expresados a las fechas correspondientes para esta fijacin y las frmulas de indexacin resultantes de estos valores podrn variar en el Informe Tcnico Definitivo, as como los resultados finales de Precios de Nudo. 2.- ANTECEDENTES GENERALES En relacin a la determinacin de insumos tales como Previsin de Demanda, Costos de Combustibles, Programa de Obras, y resultados determinados en la presente fijacin, la Comisin tuvo a la vista los siguientes antecedentes: 2.1.- Ventas Mensuales de Energa De acuerdo a la informacin hecha llegar a esta Comisin por la Direccin de Operacin y Peajes del Centro de Despacho Econmico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande, en adelante CDEC-SING, en sus Informes Mensuales, las ventas de electricidad de este sistema han tenido la evolucin que se muestra a continuacin:



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GRFICO N 1: VENTAS MENSUALES DE ENERGA DEL SING, LTIMOS 24 MESES

2.2.- Precios de Dlar Observado 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 febrero de 2014, utilizado en el presente informe preliminar, respecto del dlar observado promedio de septiembre de 2013, utilizado en la ltima fijacin de precio de nudo, es de un 9,9%. En el siguiente grfico se muestra la evolucin del promedio mensual para el dlar observado de los ltimos 24 meses.

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

GWh

[GWh] Tasa12meses



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GRFICO N 2: EVOLUCIN DLAR OBSERVADO LTIMOS 24 MESES, $/US$

2.3.- 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 enviada el da 14 de febrero de 2014. La informacin mencionada fue enviada a esta Comisin por la Direccin de Operacin del CDEC-SING de acuerdo a lo establecido en el artculo N 19 del Reglamento de Precio de Nudo. Los costos de combustibles y parmetros utilizados para las centrales trmicas del SING se entregan en el punto 6 de este informe, resumidos en el Cuadro N 4, en los formatos de modelacin utilizados por esta Comisin. 2.3.1 Referencia de Precios de Diesel El precio del petrleo West Texas Intermediate (WTI) a nivel internacional, desde abril de 2009, se ha mantenido por sobre los 50 US$/bbl. El siguiente grfico entrega la evolucin del precio WTI desde marzo de 2006 a febrero de 2014. La variacin experimentada entre febrero de 2014 y agosto de 2013 es de un -5,5%.

485,40

486,00

497,09

505,63

491,93

480,99474,97

475,36

480,57477,13

472,67

472,34

472,48

472,14479,58

502,89 504,96512,59

504,57

500,81

519,25

529,45

537,03

554,41

400,00

420,00

440,00

460,00

480,00

500,00

520,00

540,00

560,00

580,00Tipo

deCa

mbio[

$/USD

]



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GRFICO N 3: EVOLUCIN PETRLEO WTI

2.3.2 Referencia de Precios del Carbn Este insumo desde enero de 2010 se ha mantenido sobre 75 US$/Ton, tal como se aprecia en el grfico siguiente, en el cual se muestran los precios para las centrales a carbn relevantes del SING.

GRFICO N 4: EVOLUCIN PRECIO CARBN

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

110,0

120,0

130,0

140,0

150,0

US$/b

blPerfilCrudoWTI

0102030405060708090

100110120130140150160170180190200210

PrecioCarbn(US$/Ton)

U12 NTO1 CTM1 CTTAR



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3.- PREVISIN DE DEMANDA

En el Cuadro N 1 se presenta la previsin de demanda para el SING.

CUADRO N 1: PREVISIN DE DEMANDA

PROYECCIN DE VENTAS DE ENERGA Ao Sistema [GWh] Tasa Sistema 2014 16.591 5,9% 2015 17.695 6,7% 2016 18.832 6,4% 2017 20.009 6,3% 2018 21.248 6,2% 2019 22.509 5,9% 2020 23.831 5,9% 2021 25.211 5,8% 2022 26.640 5,7% 2023 28.130 5,6% 2024 29.626 5,3%

Las bases y antecedentes que fundamentan la anterior previsin de demanda, se encuentran contenidos en el informe ESTUDIO DE PREVISIN DE DEMANDAS DE ENERGA Y POTENCIA 2013-2023 del Sistema Interconectado del Norte Grande, fijacin de precios de Nudo octubre 20131, de la Comisin Nacional de Energa, conforme los artculos 14 y 15 del Reglamento de Precio de Nudo. La desagregacin geogrfica de la demanda se efectu a partir de la informacin contenida en las respuestas a las cartas CNE N 07, CNE N 08 y CNE N 09, todas de fecha 09 de enero de 2014, por parte de las empresas generadoras y distribuidoras del SING. Las bases de tiempo de las curvas de duracin se entregan en CUADRO N2:

CUADRO N 2: CURVAS DE DURACIN MENSUAL DE DEMANDA

CURVAS DE DURACIN MENSUAL DE DEMANDA

Duracin Bloque (horas) Total Mes 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

1 Modificada de acuerdo a la evolucin observada durante el presente ao.



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4.- PROGRAMA DE OBRAS EN EL SING El presente Programa de Obra de Generacin fue desarrollado tomando en consideracin los antecedentes y criterios 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) vigente de agosto de 2013, de acuerdo a lo establecido en el artculo 38 del Reglamento de Precio de Nudo. Sin perjuicio de lo anterior, esta Comisin actualiz el Programa de Obras tomando en consideracin los antecedentes proporcionados por aquellas empresas propietarias de instalaciones que tienen en construccin unidades generadoras, para los cuales se hayan obtenido los respectivos permisos de construccin de obras civiles o se haya dado orden de proceder para la fabricacin y/o instalacin del correspondiente equipamiento elctrico o electromagntico, tal como se menciona el artculo N 31 del Reglamento de Precio de Nudo. Las fechas de puesta en operacin para las centrales elctricas en construccin se establecen segn informacin entregada por sus propietarios.

CUADRO N 3: PROYECTOS DE GENERACIN EN CONSTRUCCIN Y RECOMENDADOS.

Central Estado Potencia Neta [MW] Tecnologa Barra de conexin Fecha

puesta en servicio

Costo Unitario de Inversin

[US$/kW]

Portada En Construccin 3 Diesel La Portada 110 abr-14 - Arica Solar 1 En Construccin 18 Solar Fotovoltaica Parinacota 066 abr-14 - La Huayca En Construccin 9 Solar Fotovoltaica Pozo Almonte 066 abr-14 -

Pozo Almonte 3 En Construccin 16 Solar Fotovoltaica Pozo Almonte 066 abr-14 - Arica Solar 2 En Construccin 22 Solar Fotovoltaica Parinacota 066 may-14 - La Huayca 2 En Construccin 21 Solar Fotovoltaica Pozo Almonte 066 may-14 - Mara Elena En Construccin 71 Solar Fotovoltaica Crucero 220 sep-14 - San Pedro 1 En Construccin 17 Solar Fotovoltaica Calama 110 sep-14 - San Pedro 3 En Construccin 30 Solar Fotovoltaica Calama 110 sep-14 - San Pedro 4 En Construccin 30 Solar Fotovoltaica Calama 110 sep-14 - San Pedro 2 En Construccin 24 Solar Fotovoltaica Calama 110 nov-14 - Calama Sur En Construccin 30 Solar Fotovoltaica Calama 110 nov-14 - Quillagua I En Construccin 23 Solar Fotovoltaica Crucero 220 dic-14 - Quillagua II En Construccin 27 Solar Fotovoltaica Crucero 220 dic-15 - Cochrane 1 En Construccin 236 Carbn Encuentro 220 may-16 - Cochrane 2 En Construccin 236 Carbn Encuentro 220 oct-16 -

Kelar En Construccin 517 Gas Natural Atacama 220 oct-16 - Quillagua III En Construccin 50 Solar Fotovoltaica Crucero 220 dic-16 - Solar SING I Recomendadas 150 Solar Fotovoltaica Pozo Almonte 220 ene-21 2.500 Elico SING I Recomendadas 50 Elica Laberinto 220 mar-21 2.300

Geotrmica Irruputunco Recomendadas 50 Geotrmica Collahuasi 220 jun-21 3.550 Elico SING II Recomendadas 200 Elica Lagunas 220 jun-22 2.300 Solar SING II Recomendadas 150 Solar Fotovoltaica Lagunas 220 may-23 2.500

Geotrmica Puchuldiza 01 Recomendadas 40 Geotrmica Cerro Colorado 110 oct-23 3.550

En el Anexo N 5 del presente informe se presentan las bases utilizadas para la elaboracin del plan de obras presentado anteriormente.



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5.- NIVEL DE PRECIOS Todos los costos utilizados en los clculos del presente informe, corresponden a los precios existentes a febrero de 2014, de acuerdo a lo establecido en el artculo 162, nmero siete, del DFL N 4/06. La tasa de cambio utilizada corresponde al valor promedio del mes de febrero de 2014, del tipo de cambio observado del dlar EEUU, publicado por el Banco Central (554,41 [$/US$]). 6.- COSTOS VARIABLES DE OPERACIN Los costos variables de cada unidad, presentados en el cuadro N 3, se han obtenido de acuerdo a lo establecido en el artculo 162 del DFL N 4/06, utilizando los valores vigentes a febrero de 2014 para cada uno de ellos. Para determinar los precios del carbn, de las mezclas carbn-petcoke, de los combustibles lquidos y del gas natural, puesto en cada central, se consider el valor informado por la Direccin de Operacin del CDEC-SING segn lo establecido en el artculo N 19 del Reglamento de Precio de Nudo. En el Anexo N1 se muestra un cuadro resumen de estos precios.



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CUADRO N 4: COSTOS VARIABLES DE OPERACIN

El precio de combustible utilizado en la modelacin considera la modulacin descrita en el Anexo N1 del presente ITP, implementada en el archivo CenTerEtaCVar.csv de la base de datos de los archivos OSE 2000.

Potencia Puesta Tasadesalida Tipo Porcentaje Unidades Consumo Unidades Costo C.Var. C.Var.Propietario Central Unidad Neta en forzada de de deConsumo Especfico Costode de noComb.

[MW] Servicio (%) Combustible Mezcla Especfico Combustible Combustible [US$/MWh] [US$/MWh]EECSA CAVANCHA CAVA 2,6 1995 2,5% Hidro ENERNUEVAS MINIHIDROALTOHOSPICIO(PMGD) MHAH 1,1 2010 2,5% Hidro

MINIHIDROELTORON2(PMGD) MHT2 1,1 2010 2,5% Hidro ECL CHAPIQUIA CHAP 10,1 1967 2,5% Hidro

DIESELARICA GMAR 8,4 1973 4,2% Diesel [m3/MWh] 0,2948 [US$/m3] 834,94 9,20 255,36M1AR 2,9 1953 2,8% Diesel [m3/MWh] 0,3016 [US$/m3] 834,94 9,20 261,06M2AR 2,8 1965 10,8% Diesel [m3/MWh] 0,3007 [US$/m3] 834,94 9,20 260,27

DIESELIQUIQUE MIIQ 2,8 1964 2,1% Diesel [m3/MWh] 0,3015 [US$/m3] 825,43 9,90 258,79SUIQ 4,1 1957 3,0% Diesel [m3/MWh] 0,3260 [US$/m3] 825,43 9,90 278,99TGIQ 23,6 1978 4,0% Diesel [m3/MWh] 0,3807 [US$/m3] 825,43 1,70 315,94MAIQ 5,6 1972 7,1% Diesel 24%76% [Ton/MWh] 0,2570 [US$/Ton] 743,12 7,90 198,88MSIQ 5,9 1985 7,8% Diesel 23%77% [Ton/MWh] 0,2276 [US$/Ton] 740,04 4,70 173,13

TERMOELCTRICAMEJILLONES CTM1 154,9 1995 5,0% Carbn [ton/MWh] 0,4350 [US$/ton] 89,74 2,08 41,11CTM2 164,0 1998 5,0% Carbn [ton/MWh] 0,4154 [US$/ton] 89,74 2,56 39,84CTM3GNL 243,2 2000 2,3% GasNatural [MBtu/MWh] 7,1080 [US$/Mbtu] 7,95 4,65 61,18CTM3d 243,2 2000 2,3% Diesel [m3/MWh] 0,2482 [US$/m3] 830,50 7,21 213,37

DIESELMANTOSBLANCOS MIMB 27,9 2000 7,0% Diesel [m3/MWh] 0,2368 [US$/m3] 994,62 9,00 244,53TERMOELCTRICATOCOPILLA U12 79,6 1983 6,0% Carbn [ton/MWh] 0,5113 [US$/ton] 85,80 2,97 46,84

U13 79,8 1985 6,0% Carbn [ton/MWh] 0,4887 [US$/ton] 85,80 2,97 44,90U14 127,7 1975 6,0% Carbn [ton/MWh] 0,4510 [US$/ton] 85,80 2,00 40,69U15 124,1 1975 6,0% Carbn [ton/MWh] 0,4343 [US$/ton] 85,80 2,00 39,26TG1 24,6 1970 2,0% Diesel [m3/MWh] 0,3980 [US$/m3] 832,02 0,99 332,13TG2 24,8 1970 2,0% Diesel [m3/MWh] 0,3980 [US$/m3] 832,02 0,99 332,13U10 36,0 1993 6,0% FuelOilNro.6 [ton/MWh] 0,2972 [US$/ton] 680,28 1,19 203,39U11 36,0 2001 6,0% FuelOilNro.6 [ton/MWh] 0,2972 [US$/ton] 680,28 1,19 203,39TG3GNL 37,2 1993 3,0% GasNatural [MBtu/MWh] 12,3781 [US$/Mbtu] 7,95 0,99 99,43TG3d 37,2 1975 3,0% Diesel [m3/MWh] 0,3140 [US$/m3] 832,02 0,99 262,24U16GNL 343,0 1990 3,0% GasNatural [MBtu/MWh] 6,7020 [US$/Mbtu] 7,95 6,37 59,67U16d 343,0 1990 3,0% Diesel [m3/MWh] 0,1950 [US$/m3] 832,02 85,35 247,59TAMAYA 100,0 2009 5,0% FuelOilNro.6 [ton/MWh] 0,2249 [US$/ton] 687,27 12,66 167,24

ANDINA CENTRALTRMICAANDINA CTA 152,6 2011 5,0% Carbn [ton/MWh] 0,3971 [US$/ton] 100,88 5,91 45,97HORNITOS CENTRALTRMICAHORNITOS CTH 153,9 2011 5,0% Carbn [ton/MWh] 0,3863 [US$/ton] 109,29 5,74 47,96NORGENER TERMOELCTRICANORGENER NTO1 127,4 1995 5,0% Carbn [ton/MWh] 0,4008 [US$/ton] 82,03 1,66 34,54

NTO2 131,9 1997 5,0% Carbn [ton/MWh] 0,3970 [US$/ton] 82,03 1,63 34,20CELTA TERMOELCTRICATARAPAC CTTAR 148,5 1998 4,1% Carbn [ton/MWh] 0,4460 [US$/ton] 90,08 1,40 41,57

TGTAR 23,7 2000 1,5% Diesel [m3/MWh] 0,3929 [US$/m3] 820,82 0,41 322,94ENAEX DIESELENAEX CUMMINS 0,7 1996 5,0% Diesel [m3/MWh] 0,3529 [US$/m3] 832,94 14,00 307,98

DEUTZ 2,0 1996 5,0% Diesel [m3/MWh] 0,3882 [US$/m3] 832,94 15,00 338,38GASATACAMA ATACAMA CC1GNL 325,6 1999 2,3% GasNatural [MBtu/MWh] 7,5029 [US$/Mbtu] 12,82 4,39 100,61

CC1d 325,5 1999 2,3% Diesel [m3/MWh] 0,2152 [US$/m3] 859,49 7,83 192,79CC2GNL 325,6 2002 2,3% GasNatural [MBtu/MWh] 7,5029 [US$/Mbtu] 12,82 4,39 100,61CC2d 325,5 2002 0,5% Diesel [m3/MWh] 0,2152 [US$/m3] 859,49 7,83 192,79

AESGENER SALTA CCSALTA 223 2000 2,5% GasNatural [MBtu/MWh] 0,0000 [US$/Mbtu] 2,00 0,35 0,35CCSALTA 109 2000 2,5% GasNatural [MBtu/MWh] 0,0000 [US$/Mbtu] 2,00 0,54 0,54

ANGAMOS ANGAMOS ANGAMOSI 244 2011 5,0% Carbn [ton/MWh] 0,4190 [US$/ton] 89,48 5,63 43,12ANGAMOSII 244 2011 5,0% Carbn [ton/MWh] 0,4190 [US$/ton] 89,48 4,22 41,71

INACAL INACAL INACAL 6,6 2009 2,5% FuelOilNro.6 [ton/MWh] 0,2312 [US$/ton] 638,17 9,06 156,63ENOR DIESELZOFRI ZOFRI_1 0,9 2006 2,5% Diesel [m3/MWh] 0,3376 [US$/m3] 854,37 5,00 293,47

ZOFRI_2 5,2 2006 2,5% Diesel [m3/MWh] 0,3376 [US$/m3] 854,37 2,00 290,47ZOFRI_3 4,8 2009 2,5% Diesel [m3/MWh] 0,2647 [US$/m3] 854,37 23,03 249,19Estandartes 1,6 2014 3,5% Diesel [m3/MWh] 0,3364 [US$/m3] 836,12 10,62 291,89

NORACID NORACID NORACID 17 2012 2,5% Calorresidual 0,0000 0,00 0,00 0,00ONGROUP INGENOVA Ingenova 2,0 2013 7,3% Diesel [m3/MWh] 0,2276 [US$/m3] 740,04 4,70 173,13ECL ELAGUILA Elguila 2,0 2013 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00SOLARPACK POZOALMONTE PozoAlmonte2 7,5 2014 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00ENEL VALLEDELOSVIENTOS ValledelosVientos 90,0 2014 70,0% Elica 1,0000 0,00 7,70 7,70PLANDEOBRAS PLANDEOBRASENCONSTRUCCIN Portada 3,0 abr14 7,3% Diesel [Ton/MWh] 0,2276 [US$/Ton] 740,04 4,70 173,13

AricaSolar1 18,0 abr14 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00LaHuayca 9,0 abr14 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00QuillaguaI 23,0 dic14 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00AricaSolar2 22,0 may14 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00LaHuayca2 21,0 may14 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00PozoAlmonte3 16,0 abr14 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00MaraElena 71,0 sep14 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00SanPedro1 17,0 sep14 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00SanPedro3 30,0 sep14 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00SanPedro4 30,0 sep14 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00SanPedro2 24,0 nov14 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00CalamaSur 30,0 nov14 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00QuillaguaII 27,0 dic15 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00Cochrane1 236,0 may16 5,0% Carbn [ton/MWh] 0,4250 [US$/ton] 94,19 6,00 46,03Cochrane2 236,0 oct16 5,0% Carbn [ton/MWh] 0,4250 [US$/ton] 94,19 6,00 46,03Kelar 517,0 oct16 3,0% GasNatural [MBtu/MWh] 7,2080 [[US$/Mbtu]] 12,70 3,20 94,77QuillaguaIII 50,0 dic16 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00

PLANDEOBRASRECOMENDADAS SolarSINGI 150 ene21 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00EOLICOSINGI 50 mar21 70,0% Elica 1,0000 0,00 7,70 7,70GeotermicaIrruputunco 50 jun21 4,3% Geotrmica 1,0000 0,00 2,00 2,00EOLICOSINGII 200 jun22 70,0% Elica 1,0000 0,00 7,70 7,70SolarSINGII 150 may23 70,0% Solar 1,0000 0,00 6,00 6,00GeotermicaPuchuldiza01 40 ene23 4,3% Geotrmica 1,0000 0,00 2,00 2,00



10

7.- 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 falla de larga duracin estipulado en el artculo N 30 del Reglamento de Precio de Nudo, son los siguientes:

CUADRO N 5: COSTO DE FALLA SEGN PROFUNDIDAD DE LA MISMA

Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% 404,74

5-10% 451,27 10-20% 671,62

Sobre 20% 862,79

Estos valores se determinan conforme a lo sealado en el ANEXO N 6. Valor nico representativo, denominado Costo de Racionamiento: 404,74 [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 kilowatthora (224,39 $/kWh), en que incurriran en promedio, los usuarios al no disponer de energa. 8.- TASA DE ACTUALIZACIN Se utiliz la tasa de 10% que estipula el artculo N35 del Reglamento de Precio de Nudo. 9.- CLCULO DE LOS PRECIOS DE NUDO Y RESULTADOS OBTENIDOS 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.



11

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 4 MW ubicada en la ciudad de Arica considerando un costo de combustible para esta unidad de 834,94 [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=1,0032 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. 9.1.- 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 esta. En el ANEXO N 2 se muestra el clculo del precio bsico de la energa. De esta forma, considerando los primeros 48 meses de operacin del SING, contados a partir del 1 de abril de 2014, el precio bsico se determina como:



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Precio Bsico Energa Nudo Referencia=

48

1)1(

,

48

1)1(

,,

)1(

)1(

iiiNref

ii

iNrefiNref

rEr

ECMg

Donde: Nref : Nudo Troncal definido como Subestacin Bsica de Energa para

el Precio de Nudo Bsico de la Energa, Crucero 220 kV. CMgNref,i : Costo Marginal Mensual en el mes i en la Subestacin Bsica de

Energa. ENref,i : Energa Mensual en el mes i asociada a la Subestacin Bsica de

Energa. i : mes i-simo. r : Tasa de descuento mensual, equivalente a 10% anual. El Precio Bsico de la Energa es de 47,708 [$/kWh] para el Nudo Bsico de referencia. En este clculo se ha considerado una operacin que recoge exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente, en lo relativo a regulacin de frecuencia y tensin, cuyos aspectos generales se describen en ANEXO N 3. En el ANEXO N 4 se entrega la informacin necesaria para determinar los precios de nudo en las barras troncales del sistema. 9.2.- Precio Bsico de la Potencia de Punta El Precio Bsico de la Potencia de Punta se obtuvo a partir del costo de ampliar la capacidad instalada mediante turbinas a diesel de tamao y caractersticas adecuadas al SING. Conforme a lo establecido en el artculo 162, N 3 DFL N4/2006, el precio bsico de la potencia de punta resulta igual a 4.805,18 [$/kW/mes] en el nudo Lagunas 220 kV, por ser el nudo del sistema de Transmisin Troncal en donde se necesita incrementar la capacidad de generacin para el horizonte de evaluacin pertinente, de acuerdo a los clculos que se detallan en el ANEXO N 2.



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9.3.- Precios de Energa y Potencia Resto del SING

9.3.1 Precios de Energa en el Resto del SING Los precios de energa en los restantes nudos troncales del sistema de transmisin se determinan aplicando la expresin sealada en el punto 9.1, los cuales incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en el ANEXO N 3: CALIDAD DE SUMINISTRO. 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.

9.3.2 Precios de Potencia en el Resto del SING Los precios de potencia en los restantes nudos o barras del SING se determinaron aplicando Factores de Penalizacin al Precio Bsico de la Potencia sealado en el punto 9.2. Estos Factores se obtienen de referir al nudo de referencia, los precios para el bloque de mayor demanda obtenidos de acuerdo a la expresin del punto 9.1, para cada nudo troncal. Dichos factores de penalizacin incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en ANEXO N 3. Finalmente, los factores de penalizacin y los precios bsicos, tanto de energa como de potencia de punta, se presentan en el Cuadro N 6.

CUADRO N 6: FACTORES DE PENALIZACIN Y PRECIOS BSICOS*

NUDO Factor de

Penalizacin Factor de

Penalizacin Precio Bsico de la Energa

Precio Bsico mensual de la Potencia de Punta

de la Energa de la Potencia (US$/MWh) ($/kWh) (US$/kW-mes) ($/kW-mes) TARAPAC 1,0302 1,0027 88,6497 49,1490 8,6906 4.818,15 LAGUNAS 1,0323 1,0000 88,8304 49,2490 8,6672 4.805,18 CRUCERO 1,0000 0,9477 86,0510 47,7080 8,2139 4.553,87 ENCUENTRO 1,0123 0,9905 87,1094 48,2950 8,5849 4.759,53 ATACAMA 1,0116 0,9955 87,0492 48,2610 8,6282 4.783,56

*: Subestaciones troncales conforme al Artculo 14 transitorio del DFL N 4/06.



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10.- FRMULAS DE INDEXACIN PARA LOS PRECIOS DE NUDO 10.1.- Precio de la Potencia Punta5

00000 321$ IPC

IPCCoefPPIPPICoef

PPIturbPPIturbCoef

DolDolPbmeskWPb iiii

Potencia Central [MW]

Potencia Central [MW]

Pb0 [$/kW/mes]

PPIturb COEF 1

PPI COEF 2

IPC COEF 3

Lagunas 70 4.805,18 0,46625 0,10373 0,43002

En que: Pb: Precio bsico de la potencia actualizado en $/kW/mes. Pb0: Precio bsico de la potencia vigente segn la ltima fijacin

tarifaria en $/kW/mes. Doli: Dlar observado EEUU promedio publicado por el Banco Central

correspondiente al mes anterior a cual se aplique la indexacin. Dol0: Dlar observado EEUU promedio correspondiente al mes de

febrero 2014 (554,41 [$/US$]), utilizado en la fijacin tarifaria vigente publicado por el Banco Central.

PPIturbi: 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 aplique la indexacin.

PPIturb0: Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator

Set Unit Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, PCU333611333611) correspondiente al mes de septiembre de 2013 (215,90).

5 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. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Reglamento de Precio de Nudo, especficamente en su artculo 49.



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PPIi: Producer Price Index- Commodities publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, WPU00000000) correspondiente al sexto mes anterior al cual se aplique la indexacin.

PPI0: Producer Price Index- Commoditie publicados por el Bureau of

Labor Statistics (www.bls.gov, WPU00000000) correspondiente al mes de septiembre de 2013 (203,90).

IPCi: ndice de precio al consumidor publicados por el INE para el

segundo mes anterior al cual se aplique la indexacin. IPC0: ndice de precio al consumidor publicado por el INE

correspondiente al mes de enero de 2014 (112,08). IPC determinado, en conformidad a lo estipulado el Decreto Supremo N 322 de 2009 del Ministerio de Economa Fomento y Reconstruccin.

10.2.- 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:

Precio Energa = Precio Base

O

i

PMMPMM

Donde: PMMi: 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.

PMM0: 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 2013 a febrero de 2014.

A ms tardar el primer da hbil de cada mes, la Comisin publicar en su sitio de dominio electrnico el valor del PMMi 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.



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11.- CARGOS POR ENERGA REACTIVA Los cargos por energa reactiva de la fijacin de abril de 2014 varan en un 2,08% respecto de la fijacin de octubre de 2013, cifra que corresponde a un 1,15% por la variacin del tipo de cambio entre septiembre de 2013 y febrero de 2014, y a un 0,92% por la variacin real del dlar en adquisicin de maquinaria elctrica (IPM USA) en seis meses (entre los meses julio 2013 y diciembre 2013). Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el Cuadro N 7 y 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 de acuerdo al siguiente procedimiento: 1. Medir y registrar energa activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva. 2. Calcular el cociente entre energa reactiva inductiva y 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 el cuadro N 7 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 el Cuadro N 7 ser detallado en el Decreto de Precios de Nudo respectivo. La aplicacin de los cargos se deber realizar considerando el desglose del cociente entre la energa reactiva inductiva y energa activa para cada uno de los tramos indicados. As en caso de que dicho cociente exceda el rango exento de pago comprendido entre 0% y 20% slo se deber aplicar el cargo al exceso por sobre el 20%. Dicho exceso deber dividirse en cada uno de los rangos indicados en el Cuadro N 7 pagando el valor del rango respectivo hasta alcanzar el valor total del cociente. 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 cargos presentados en el Cuadro N 7 segn corresponda.



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CUADRO N 7: 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 5,320 0,000 0,000 Sobre 30 y hasta 40 9,580 9,580 0,000 Sobre 40 y hasta 50 9, 580 9, 580 9, 580 Sobre 50 y hasta 80 12,767 12,767 12,767

Sobre 80 15,952 15,952 15,952 12.- CARGO NICO TRONCAL (CU) De acuerdo al procedimiento Contabilidad de Recaudacin del Cargo nico Troncal del SING, aprobado por Resolucin Exenta N188 de la Comisin Nacional de Energa, el CDEC-SING en su carta N288/2014 del 5 de marzo de 2014, ha informado a esta Comisin el saldo total de Cargo nico Troncal esperado a enero de 2013.

Total $ SALDO ACUMULADO CU2 46.270.472

En el Informe Tcnico Definitivo de abril 2014, se informar y determinar el cargo traspasable a usuarios sometidos a regulacin de precios y Cargo nico para el segmento de usuarios que se seala en el artculo 102, letra a), prrafo segundo de la LGSE.



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13.- ANEXO N 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES Los precios del carbn y de las mezclas de carbn-petcoke de los combustibles lquidos y del diesel en las distintas centrales se determinaron de acuerdo a los valores informados por la Direccin de Operacin del CDEC-SING, segn lo establecido en el artculo N 19 del Reglamento de Precio de Nudo.

CUADRO N 8: PRECIO DE COMBUSTIBLES EN CENTRALES.

Potencia Tipo Porcentaje Unidades Consumo Unidades CostoPropietario Central Unidad Neta de de deConsumo Especfico Costode de

[MW] Combustible Mezcla Especfico Combustible CombustibleEECSA CAVANCHA CAVA 2,6 Hidro ENERNUEVAS MINIHIDROALTOHOSPICIO(PMGD) MHAH 1,1 Hidro

MINIHIDROELTORON2(PMGD) MHT2 1,1 Hidro ECL CHAPIQUIA CHAP 10,1 Hidro

DIESELARICA GMAR 8,4 Diesel [m3/MWh] 0,2948 [US$/m3] 834,94M1AR 2,9 Diesel [m3/MWh] 0,3016 [US$/m3] 834,94M2AR 2,8 Diesel [m3/MWh] 0,3007 [US$/m3] 834,94

DIESELIQUIQUE MIIQ 2,8 Diesel [m3/MWh] 0,3015 [US$/m3] 825,43SUIQ 4,1 Diesel [m3/MWh] 0,3260 [US$/m3] 825,43TGIQ 23,6 Diesel [m3/MWh] 0,3807 [US$/m3] 825,43MAIQ 5,6 Diesel 24%76% [Ton/MWh] 0,2570 [US$/Ton] 743,12MSIQ 5,9 Diesel 23%77% [Ton/MWh] 0,2276 [US$/Ton] 740,04

TERMOELCTRICAMEJILLONES CTM1 154,9 Carbn [ton/MWh] 0,4350 [US$/ton] 89,74CTM2 164,0 Carbn [ton/MWh] 0,4154 [US$/ton] 89,74CTM3GNL 243,2 GasNatural [MBtu/MWh] 7,1080 [US$/Mbtu] 7,95CTM3d 243,2 Diesel [m3/MWh] 0,2482 [US$/m3] 830,50

DIESELMANTOSBLANCOS MIMB 27,9 Diesel [m3/MWh] 0,2368 [US$/m3] 994,62TERMOELCTRICATOCOPILLA U12 79,6 Carbn [ton/MWh] 0,5113 [US$/ton] 85,80

U13 79,8 Carbn [ton/MWh] 0,4887 [US$/ton] 85,80U14 127,7 Carbn [ton/MWh] 0,4510 [US$/ton] 85,80U15 124,1 Carbn [ton/MWh] 0,4343 [US$/ton] 85,80TG1 24,6 Diesel [m3/MWh] 0,3980 [US$/m3] 832,02TG2 24,8 Diesel [m3/MWh] 0,3980 [US$/m3] 832,02U10 36,0 FuelOilNro.6 [ton/MWh] 0,2972 [US$/ton] 680,28U11 36,0 FuelOilNro.6 [ton/MWh] 0,2972 [US$/ton] 680,28TG3GNL 37,2 GasNatural [MBtu/MWh] 12,3781 [US$/Mbtu] 7,95TG3d 37,2 Diesel [m3/MWh] 0,3140 [US$/m3] 832,02U16GNL 343,0 GasNatural [MBtu/MWh] 6,7020 [US$/Mbtu] 7,95U16d 343,0 Diesel [m3/MWh] 0,1950 [US$/m3] 832,02TAMAYA 100,0 FuelOilNro.6 [ton/MWh] 0,2249 [US$/ton] 687,27

ANDINA CENTRALTRMICAANDINA CTA 152,6 Carbn [ton/MWh] 0,3971 [US$/ton] 100,88HORNITOS CENTRALTRMICAHORNITOS CTH 153,9 Carbn [ton/MWh] 0,3863 [US$/ton] 109,29NORGENER TERMOELCTRICANORGENER NTO1 127,4 Carbn [ton/MWh] 0,4008 [US$/ton] 82,03

NTO2 131,9 Carbn [ton/MWh] 0,3970 [US$/ton] 82,03CELTA TERMOELCTRICATARAPAC CTTAR 148,5 Carbn [ton/MWh] 0,4460 [US$/ton] 90,08

TGTAR 23,7 Diesel [m3/MWh] 0,3929 [US$/m3] 820,82ENAEX DIESELENAEX CUMMINS 0,7 Diesel [m3/MWh] 0,3529 [US$/m3] 832,94

DEUTZ 2,0 Diesel [m3/MWh] 0,3882 [US$/m3] 832,94GASATACAMA ATACAMA CC1GNL 325,6 GasNatural [MBtu/MWh] 7,5029 [US$/Mbtu] 12,82

CC1d 325,5 Diesel [m3/MWh] 0,2152 [US$/m3] 859,49CC2GNL 325,6 GasNatural [MBtu/MWh] 7,5029 [US$/Mbtu] 12,82CC2d 325,5 Diesel [m3/MWh] 0,2152 [US$/m3] 859,49

AESGENER SALTA CCSALTA 223 GasNatural [MBtu/MWh] 0,0000 [US$/Mbtu] 2,00CCSALTA 109 GasNatural [MBtu/MWh] 0,0000 [US$/Mbtu] 2,00

ANGAMOS ANGAMOS ANGAMOSI 244 Carbn [ton/MWh] 0,4190 [US$/ton] 89,48ANGAMOSII 244 Carbn [ton/MWh] 0,4190 [US$/ton] 89,48

INACAL INACAL INACAL 6,6 FuelOilNro.6 [ton/MWh] 0,2312 [US$/ton] 638,17ENOR DIESELZOFRI ZOFRI_1 0,9 Diesel [m3/MWh] 0,3376 [US$/m3] 854,37

ZOFRI_2 5,2 Diesel [m3/MWh] 0,3376 [US$/m3] 854,37ZOFRI_3 4,8 Diesel [m3/MWh] 0,2647 [US$/m3] 854,37Estandartes 1,6 Diesel [m3/MWh] 0,3364 [US$/m3] 836,12

NORACID NORACID NORACID 17 Calorresidual 0,0000 0,00ONGROUP INGENOVA Ingenova 2,0 Diesel [m3/MWh] 0,2276 [US$/m3] 740,04ECL ELAGUILA Elguila 2,0 Solar 1,0000 0,00SOLARPACK POZOALMONTE PozoAlmonte2 7,5 Solar 1,0000 0,00ENEL VALLEDELOSVIENTOS ValledelosVientos 90,0 Elica 1,0000 0,00PLANDEOBRAS PLANDEOBRASENCONSTRUCCIN Portada 3,0 Diesel [Ton/MWh] 0,2276 [US$/Ton] 740,04

AricaSolar1 18,0 Solar 1,0000 0,00LaHuayca 9,0 Solar 1,0000 0,00QuillaguaI 23,0 Solar 1,0000 0,00AricaSolar2 22,0 Solar 1,0000 0,00LaHuayca2 21,0 Solar 1,0000 0,00PozoAlmonte3 16,0 Solar 1,0000 0,00MaraElena 71,0 Solar 1,0000 0,00SanPedro1 17,0 Solar 1,0000 0,00SanPedro3 30,0 Solar 1,0000 0,00SanPedro4 30,0 Solar 1,0000 0,00SanPedro2 24,0 Solar 1,0000 0,00CalamaSur 30,0 Solar 1,0000 0,00QuillaguaII 27,0 Solar 1,0000 0,00Cochrane1 236,0 Carbn [ton/MWh] 0,4250 [US$/ton] 94,19Cochrane2 236,0 Carbn [ton/MWh] 0,4250 [US$/ton] 94,19Kelar 517,0 GasNatural [MBtu/MWh] 7,2080 [[US$/Mbtu]] 12,70QuillaguaIII 50,0 Solar 1,0000 0,00

PLANDEOBRASRECOMENDADAS SolarSINGI 150 Solar 1,0000 0,00EOLICOSINGI 50 Elica 1,0000 0,00GeotermicaIrruputunco 50 Geotrmica 1,0000 0,00EOLICOSINGII 200 Elica 1,0000 0,00SolarSINGII 150 Solar 1,0000 0,00GeotermicaPuchuldiza01 40 Geotrmica 1,0000 0,00



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Los precios contenidos en el cuadro anterior se modelaron para el horizonte de estudio a travs de los factores obtenidos de las proyecciones del Cuadro N 9, Cuadro N 10 y N 11. 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 de los factores de modulacin obtenidos de las proyecciones del Cuadro N 9 y Cuadro N 10 respectivamente. A contar de enero de 2018 se utilizan los precios de la proyeccin elaborada por la CNE. Para los combustibles diesel, fuel y mezcla diesel-fuel la modulacin de precios se realiz a travs del coeficiente de modulacin del crudo WTI del Cuadro N 11.

CUADRO N 9: PROYECCIN PRECIO DE CARBN TRMICO6

Carbn Trmico

Ao Precio US$/Ton Factor de

Modulacin2014 94,19 1,00002015 95,61 1,01512016 96,90 1,02882017 99,10 1,05222018 100,78 1,07012019 101,43 1,07692020 101,95 1,08242021 102,34 1,08652022 102,85 1,09202023 103,37 1,09752024 104,28 1,1071

CUADRO N 10: PROYECCIN PRECIO DE GAS NATURAL LICUADO7

GNL

Ao Precio [US$/MBtu] Factor de

Modulacin 2014 12,70 1,00002015 12,48 0,98232016 12,00 0,94482017 11,80 0,92862018 10,68 0,84052019 10,51 0,82702020 10,16 0,79962021 10,51 0,8276

6 Estimacin CNE 2014-2024 en base a la proyeccin de precios de largo (EAO 2014: Early Release) proporcionada por el portal web US Energy Information Administration de Estados Unidos (www.eia.gov). Flete Supra Handymax promedio en dicho clculo y en el actual clculo corresponde a 13,58 US$/ton. Precio de Paridad se considera en Ventanas. 7 Estimacin CNE en base a la proyeccin de precios de largo plazo (EAO 2014: Early Release) proporcionada por el portal web US Energy Information Administration de Estados Unidos (www.eia.gov). Precio Gas Natural entre 2014-2017 se calcula como el 12% Brent; 2018 en adelante el precio del gas natural se calcula como 115% HH ms 4,5 US$/MBTU. En ambos casos se considera un arancel de importacin de 6%.



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GNL

Ao Precio [US$/MBtu] Factor de

Modulacin 2022 10,71 0,84272023 10,87 0,85592024 11,07 0,8716

CUADRO N 11: PROYECCIN PRECIO DE CRUDO WTI8

Crudo WTI

Ao Diesel Paridad [US$/bbl] Factor de

Modulacin 2014 94,02 1,00002015 90,33 0,96082016 88,64 0,98132017 89,72 0,99322018 90,89 1,00622019 93,19 1,03162020 95,51 1,01582021 98,02 1,04252022 100,56 1,06952023 103,23 1,09792024 105,73 1,1245

Para las centrales recomendadas en el Plan de Obras se utiliz precios de combustible de las centrales ms cercanas, incluyendo la modulacin correspondiente.

14.- ANEXO N 2: PRECIOS BSICOS DE ENERGA Y POTENCIA DE PUNTA

14.1.- 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. 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 2014 en el nudo Crucero 220 kV. El cuadro siguiente muestra los costos marginales resultantes entre los meses de abril de 2014 y marzo de 2018, y el valor del costo marginal actualizado. 8 Estimacin CNE 2014-2024 en base a la proyeccin de precios de largo plazo (EAO 2014: Early Release) proporcionada por el portal web US Energy Information Administration de Estados Unidos (www.eia.gov).



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CUADRO N 12: COSTOS MARGINALES Y DEMANDA DE ENERGA NUDO CRUCERO 220 kV

Ao Mes Costo Marginal

Equivalente [US$/MWh]

Demanda Asociada

[GWh] Tasa

Descuento

2014 Abril 71,70 792,45 1,0000 2014 Mayo 64,05 828,46 0,9919 2014 Junio 62,99 799,98 0,9842 2014 Julio 63,51 832,19 0,9763 2014 Agosto 63,95 825,03 0,9684 2014 Septiembre 67,43 805,30 0,9613 2014 Octubre 63,27 853,42 0,9536 2014 Noviembre 62,82 829,29 0,9462 2014 Diciembre 62,74 861,26 0,9385 2015 Enero 95,89 897,36 0,9312 2015 Febrero 97,90 826,95 0,9237 2015 Marzo 96,90 898,87 0,9162 2015 Abril 98,42 792,56 0,9091 2015 Mayo 97,79 836,73 0,9018 2015 Junio 96,20 803,77 0,8947 2015 Julio 97,97 838,90 0,8875 2015 Agosto 98,13 830,49 0,8804 2015 Septiembre 97,62 811,33 0,8739 2015 Octubre 96,78 843,72 0,8669 2015 Noviembre 97,77 820,68 0,8601 2015 Diciembre 95,67 851,51 0,8532 2016 Enero 92,91 923,07 0,8465 2016 Febrero 95,31 825,68 0,8397 2016 Marzo 95,40 924,86 0,8330 2016 Abril 96,42 894,72 0,8265 2016 Mayo 93,06 937,38 0,8198 2016 Junio 92,25 899,61 0,8134 2016 Julio 93,10 938,26 0,8068 2016 Agosto 93,27 929,64 0,8003 2016 Septiembre 92,55 795,46 0,7945 2016 Octubre 90,13 828,65 0,7881 2016 Noviembre 62,01 807,02 0,7819 2016 Diciembre 79,46 836,42 0,7756 2017 Enero 87,66 931,93 0,7696 2017 Febrero 88,93 833,32 0,7634 2017 Marzo 89,55 932,97 0,7572 2017 Abril 89,49 902,67 0,7513 2017 Mayo 89,50 949,43 0,7453 2017 Junio 89,51 907,69 0,7394 2017 Julio 89,58 947,12 0,7335 2017 Agosto 89,55 936,84 0,7276 2017 Septiembre 90,35 912,66 0,7223 2017 Octubre 89,62 949,96 0,7164 2017 Noviembre 89,28 924,60 0,7109 2017 Diciembre 89,52 958,05 0,7051 2018 Enero 80,86 961,36 0,6996 2018 Febrero 81,67 859,65 0,6940 2018 Marzo 82,57 962,35 0,6884



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Precio bsico de la energa en nudo Crucero 220 kV : Precio Bsico Energa = 86,051 [US$/MWh] x 554,41 [$/US$] = 47,708 [$/kWh]

14.2.- Precio Bsico de la Potencia de Punta9 El clculo del precio bsico de la potencia de punta en el nudo Lagunas 220 kV se obtiene de acuerdo a la siguiente expresin: FPMRT1CCFFRCCFRCCFRCCmeskW$USPpot opLTLTSESETGTG Sus valores y clculo que se detallan a continuacin:

CUADRO N 13: CLCULO DEL PRECIO BSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA

Precio Bsico de la Potencia, Lagunas 70 [MW]

CTG[US$/kW] 609,109 Costo unitario de inversin de la unidad generadora para este proyecto.

FRCTG[-] 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 20 aos.

CSE[US$/kW] 73,284 Costo unitario de inversin de la subestacin elctrica de este proyecto.

FRCSE[-] 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] 10,289 Costo unitario de inversin de la lnea de transmisin que conecta la subestacin de este proyecto con la subestacin Lagunas.

FRCLT[-] 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. COP[US$/kW] 1,359 Costo fijo de operacin y mantenimiento. 1 + MRT [-] 1,1176 Incremento por Margen de Reserva Terico definido por la Comisin. FP [-] 1,00428 Factor de prdidas. Pbpot [US$/kW/mes] 8,6672 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

9 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.



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adicional durante las horas de demanda mxima anual del sistema elctrico, esto es, turbinas a gas Diesel.

Precio Bsico Potencia de Punta = 8,6672 [US$/kW/mes] x 554,41 [$/US$] = 4.805,18 [$/kW/mes]

15.- ANEXO N 3: CALIDAD DE SUMINISTRO 15.1.- 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.

15.2.- 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.

a) 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



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esperado en que el sistema de generacin no es capaz de absorber la demanda de potencia del sistema durante las horas de punta. Este valor corresponde al mismo determinado en la fijacin de octubre de 2013 y alcanza el valor: Indisponibilidad de Generacin SING = 3,4 [horas/ ao]

b) 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 PCP10. Considerando una tasa de indisponibilidad de 0,00176 [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 = 1,000085 p.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.

10 El modelo PCP fue revisado y aprobada su utilizacin en el CDEC-SIC por la Comisin Nacional de Energa con motivo de la divergencia surgida en Sesin N72.1/98.



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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 Preliminar 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. 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.



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16.- ANEXO N 4: BASES METODOLGICAS Y CONCEPTUALES DEL CLCULO FACTORES DE PENALIZACIN

16.1.- 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 2014, 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.

16.2.- Modelo de Factores de Penalizacin 16.2.1 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. 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.



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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 Preliminar. Las barras utilizadas as como sus caractersticas se encuentran disponibles en las bases que acompaan la publicacin del presente informe. La proyeccin de ventas se muestra en los cuadros siguientes.

CUADRO N 14: VENTAS TOTALES.

PROYECCIN DE VENTAS DE ENERGA

Ao Clientes Libres GWh

Tasa Libres

Clientes Regulados

GWh Tasa

Regulados Sistema

GWh Tasa

Sistema

2014 14.792 6,0% 1.799 5,8% 16.591 5,9% 2015 15.809 6,9% 1.886 4,9% 17.695 6,7% 2016 16.862 6,7% 1.971 4,5% 18.832 6,4% 2017 17.955 6,5% 2.054 4,2% 20.009 6,3% 2018 19.112 6,4% 2.137 4,0% 21.248 6,2% 2019 20.290 6,2% 2.219 3,8% 22.509 5,9% 2020 21.532 6,1% 2.299 3,6% 23.831 5,9% 2021 22.832 6,0% 2.379 3,5% 25.211 5,8% 2022 24.180 5,9% 2.460 3,4% 26.640 5,7% 2023 25.592 5,8% 2.538 3,2% 28.130 5,6% 2024 27.011 5,5% 2.616 3,0% 29.626 5,3%

CUADRO N 15: VENTAS REGULADAS POR BARRA [MWh] Consumo Clientes Regulados SING [MWh]

Barra 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Alto Hospicio 110 91.982 96.488 100.853 105.169 109.437 113.656 117.826 121.947 126.151 130.179 134.159 Antofagasta 013 42.105 44.173 46.177 48.159 50.118 52.055 53.970 55.862 57.791 59.641 61.468

Calama 110 263.652 276.604 289.154 301.563 313.832 325.961 337.949 349.798 361.881 373.463 384.905 Centro 110 320.137 335.864 351.102 366.169 381.067 395.794 410.351 424.738 439.410 453.473 467.366

Cerro Dragn 110 126.179 132.360 138.348 144.269 150.123 155.911 161.631 167.285 173.051 178.577 184.037 Chapiquia 066 1.738 1.839 1.934 2.027 2.119 2.210 2.300 2.389 2.480 2.567 2.653 Chinchorro 066 111.764 116.879 121.826 126.718 131.555 136.335 141.060 145.729 150.499 155.063 159.570

Dolores 110 1.053 1.104 1.154 1.202 1.251 1.298 1.346 1.392 1.440 1.485 1.530 El Tesoro 220 1.464 1.536 1.606 1.675 1.743 1.810 1.877 1.943 2.010 2.074 2.138 La Negra 110 64.305 67.464 70.524 73.551 76.543 79.502 82.426 85.316 88.263 91.087 93.878

La Portada 110 111.983 117.485 122.815 128.085 133.297 138.448 143.540 148.573 153.705 158.624 163.484 Lagunas 023 1.723 1.808 1.890 1.970 2.050 2.129 2.208 2.285 2.364 2.439 2.514

Mantos Blancos 220 3.001 3.149 3.292 3.433 3.572 3.711 3.847 3.982 4.119 4.251 4.382 Mejillones 110 21.889 22.964 24.006 25.036 26.055 27.061 28.057 29.040 30.044 31.005 31.955 O'higgins 220 - - - - - - - - - - - Pacifico 110 122.468 128.467 134.279 140.026 145.709 151.326 156.878 162.365 167.962 173.326 178.625 Palafitos 110 103.087 108.137 113.029 117.867 122.650 127.378 132.051 136.670 141.381 145.896 150.357

Pozo Almonte 13.8 42.054 44.114 46.110 48.084 50.035 51.964 53.870 55.755 57.676 59.518 61.338 Pukara 066 146.097 152.782 159.250 165.645 171.967 178.216 184.392 190.496 196.731 202.696 208.589 Quiani 066 53.872 56.338 58.722 61.080 63.412 65.716 67.993 70.244 72.543 74.743 76.916

Sur 110 85.376 89.570 93.634 97.652 101.625 105.553 109.435 113.272 117.185 120.935 124.640 Tamarugal 066 26.827 28.141 29.414 30.673 31.918 33.148 34.364 35.566 36.792 37.967 39.128 Tarapac 220 9.891 10.375 10.845 11.309 11.768 12.221 12.670 13.113 13.565 13.998 14.426 Tocopilla 005 28.225 29.611 30.955 32.283 33.597 34.895 36.179 37.447 38.741 39.981 41.205

Uribe 110 18.009 18.893 19.751 20.598 21.436 22.265 23.084 23.893 24.718 25.509 26.291



28

CUADRO N 16: VENTAS LIBRES POR BARRA [MWh]

Consumo Clientes Libres SING [MWh] Barra 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Alto Norte 110 333.510 340.041 347.571 360.779 372.812 379.377 383.170 387.726 394.525 398.839 409.163 Arica 110 8.720 29.087 31.672 32.462 33.212 33.462 33.554 33.525 33.775 33.806 34.681

Calama 110 10.731 10.806 11.045 11.465 11.847 12.056 12.176 12.321 12.537 12.674 13.002 Centro 110 24.977 25.400 26.220 27.486 28.684 29.478 30.067 30.726 31.574 32.236 33.397

Chacaya 220 1.079.558 1.294.823 1.334.442 1.396.643 1.455.237 1.493.225 1.561.643 1.732.710 1.987.829 2.361.195 2.737.995 Chapiquia 066 75 75 77 80 83 85 86 87 89 90 93

Chuquicamata 110 6.833 6.813 6.895 7.086 7.250 7.304 7.304 7.318 7.373 7.379 7.496 Chuquicamata 220 2.178.669 2.215.583 2.287.068 2.397.481 2.501.972 2.571.236 2.828.359 2.975.328 3.147.409 3.307.839 3.427.056

Collahuasi 220 1.397.404 1.442.579 1.519.075 1.608.979 1.684.522 1.735.841 1.822.633 1.917.342 1.950.967 1.972.301 2.023.351 Desalant 110 86.179 87.640 90.467 94.835 98.968 101.708 103.742 104.975 106.816 107.984 110.779 Dolores 110 5.999 5.328 4.731 4.182 4.279 4.311 4.311 4.319 4.351 4.355 4.424 El Abra 220 808.810 814.450 832.485 864.120 892.940 908.663 917.750 928.660 944.946 955.279 980.005

El Aguila 066 16.919 18.742 20.922 23.392 24.412 25.088 25.589 26.150 26.872 27.435 28.423 El Loa 220 222.597 223.040 226.850 234.305 240.921 243.949 245.169 246.856 249.941 251.424 256.654

El Negro 110 29.840 32.653 36.818 38.714 44.785 47.457 49.927 52.495 55.664 58.496 62.239 El Tesoro 220 303.390 303.993 309.186 319.347 328.364 332.492 334.154 336.453 340.658 342.679 349.808 Encuentro 220 1.144.376 1.708.956 2.235.984 2.574.596 2.902.011 3.460.616 3.907.153 4.221.902 4.567.425 4.877.791 5.133.064 Escondida 220 3.648.526 3.696.666 3.817.488 4.001.810 4.174.643 4.287.000 4.367.910 4.457.136 4.572.065 4.658.040 4.814.321

Gaby 220 395.096 397.851 406.661 422.114 436.193 443.873 448.312 453.641 461.597 466.645 478.723 La Cruz 220 30.444 36.423 37.230 38.644 39.933 40.636 41.043 41.531 42.259 42.721 43.827

La Negra 110 59.482 63.455 68.713 75.561 82.720 89.177 90.069 91.140 92.738 93.752 96.179 Lagunas 023 27.134 25.725 26.983 28.706 30.368 31.602 32.608 33.676 34.942 35.990 37.588

Lince 110 146.394 147.415 149.187 153.323 156.868 158.050 158.050 158.345 159.527 159.675 162.186 Lomas Bayas 220 300.920 301.518 306.669 316.747 325.691 329.785 331.434 333.714 337.885 339.889 346.960

Mantos Blancos 220 222.222 222.664 226.468 233.910 240.515 243.538 244.756 246.439 249.520 251.000 256.222 Mejillones 110 80.119 85.267 91.338 99.968 109.635 119.223 120.415 121.846 123.983 125.339 128.583

Minsal 023 273.541 288.327 299.380 296.980 313.934 321.079 332.344 337.726 355.678 371.454 392.985 Norgener 220 74.247 75.505 77.941 81.704 85.265 87.625 89.378 90.440 92.026 93.033 95.441 O'higgins 220 23.645 23.810 24.338 25.262 26.105 26.565 26.830 27.149 27.625 27.927 28.650

Pozo Almonte 066 305.517 308.186 315.545 328.072 339.551 346.059 350.037 354.704 361.422 365.860 375.811 Quebrada Blanca 220 91.195 104.910 174.730 224.551 307.479 454.413 607.544 758.770 917.319 1.147.711 1.247.363 Radomiro Tomic 220 842.817 857.267 890.911 985.346 1.145.233 1.213.009 1.273.660 1.339.842 1.417.333 1.489.578 1.588.653

Spence 220 25.749 25.928 26.502 27.509 28.427 28.927 29.217 29.564 30.082 30.411 31.199 Tamarugal 066 22.327 23.011 24.047 25.494 26.881 27.888 28.692 29.552 30.584 31.425 32.745 Tarapac 220 25.725 27.183 29.919 30.749 32.192 33.173 36.571 49.463 59.799 62.847 67.027 Tocopilla 005 2.905 2.896 2.931 3.013 3.082 3.105 3.105 3.111 3.134 3.137 3.187 Zaldvar 220 535.045 535.042 543.100 559.831 574.493 619.338 653.357 855.051 947.575 1.043.297 1.171.586

16.3.- Resultados De este modo a partir de los precios de nudo por barra en la tabla siguiente se presentan los correspondientes factores de:

CUADRO N 17: FACTORES DE PENALIZACIN

Factor de Factor de NUDO Penalizacin Penalizacin

de la

Energa de la

Potencia

Tarapac 220 1,0302 1,0027 Lagunas 220 1,0323 1,0000 Crucero 220 1,0000 0,9477 Encuentro 220 1,0123 0,9905 Atacama 220 1,0116 0,9955



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17.- ANEXO N 5: PLAN DE OBRAS

17.1.- 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 2014. 17.2.- Metodologa La metodologa para obtener el programa de generacin y transmisin ptimo 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. 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:

assidualCMCOInvMin

/

Revar&



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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.

17.3.- Proyectos de Generacin

17.3.1 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 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 2014-2024, incluyendo alternativas tecnolgicas que cubrieran diferentes fuentes energticas. Las caractersticas y criterios generales aplicados en la eleccin de los proyectos analizados fueron los siguientes:



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17.3.1.1 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. En relacin al precio de este combustible, se consider una proyeccin de acuerdo a lo indicado en el ANEXO N1. 17.3.1.2 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 la I y II regin del pas. 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. 17.3.1.3 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 solares fotovoltaicos y de 95% para centrales geotrmicas. 17.4.- Obras de Transmisin En la elaboracin del presente estudio de expansin del SING se han considerado las instalaciones de transmisin necesarias para el adecuado desarrollo del plan de expansin de generacin. En relacin a los proyectos de transmisin troncal, se consideraron los proyectos sealados en el Decreto Exento N 82 del Ministerio de Energa, de fecha 29 de febrero de 2012, el cual fija Plan de Expansin del Sistema de Transmisin Troncal para los doce meses siguientes. Asimismo, se consideraron en la presente fijacin, las obras incluidas en el Decreto Exento N 310 del Ministerio de Energa, de fecha 29 de julio de 2013, que fija Plan de Expansin del Sistema de Transmisin Troncal para los doce meses siguientes, correspondiente al periodo 2012-2013.



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CUADRO 18: PLAN DE OBRAS DE TRANSMISIN

Obras de Transmisin Tipo Potencia

Neta [MVA]

Fecha Puesta En Servicio

S/E Seccionadora Nueva Encuentro 220 kV. En construccin - oct-15 Ampliacin SE Lagunas 220 kV, Banco de condensadores de 60 MVAr y cambio TTCC paos J1 y J2. En construccin - may-15

Ampliacin S/E Encuentro 220 kV, aumento de capacidad de lnea 2x220 Crucero-Encuentro y cambio TTCC y trampa de onda pao J5 S/E Crucero.

En construccin 1.000 feb-16

Nueva Lnea 2x220 kV Encuentro - Lagunas, primer circuito. En construccin 290 abr-17 Tendido segundo circuito lnea 2x220 kV Encuentro - Lagunas (*) En construccin 290 abr-17 Nueva Subestacin Crucero Encuentro (*) En construccin - oct-17 Nueva Lnea 2x220 kV Tarapac - Lagunas, primer circuito. Recomendadas 254 ago-18

(*) Obra cuya construccin se encuentra en proceso de Publicacin de Decreto. Adicionalmente se ha considerado en la simulacin de ambos sistemas una lnea de interconexin de 1.500 MW entre el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) a partir de enero de 2021, entre las subestaciones Nueva Encuentro del SING y Nueva Cardones del SIC. 17.5.- Escenario de Demanda El escenario de demanda considerado en los planes de expansin analizados, corresponden a la proyeccin de demanda presentada en la seccin 2 del presente informe. 17.6.- Precios de Combustibles Para los distintos combustibles utilizados, se han considerado los criterios y precios de combustibles sealados en el punto 6 del presente informe. 17.7.- Costos y Criterios de Localizacin de Centrales Para determinar la localizacin indicativa de las centrales de generacin, esta Comisin tuvo en vista los antecedentes indicados en el punto 17.3.1 del presente Informe. 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,



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geotrmicos, biomasa y parques elicos, los costos de inversin incluyen la subestacin y la lnea de conexin el sistema. CUADRO N 19: COSTOS DE INVERSIN DE CENTRALES DE GENERACCIN POR TIPO DE

TECNOLOGA.

Tecnologa Costo Unitario de Inversin

[US$/kW] Carbn 2.500 GNL 1.000 Hidro Pasada 2.100 Hidro Embalse 2.100 Elico 2.300 Solar Fotovoltaico 2.500 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.

17.8.- Resultados El Programa de Obras ptimo correspondiente a la fijacin de precios de nudo de abril de 2014 es el que a continuacin se indica :

CUADRO N 20: PLAN DE OBRAS EXPANSIN EN GENERACIN

Central Estado Potencia Neta [MW] Tecnologa Barra de conexin Fecha

puesta en servicio

Portada En Construccin 3 Diesel La Portada 110 abr-14 Arica Solar 1 En Construccin 18 Solar Fotovoltaica Parinacota 066 abr-14 La Huayca En Construccin 9 Solar Fotovoltaica Pozo Almonte 066 abr-14 Quillagua I En Construccin 23 Solar Fotovoltaica Crucero 220 dic-14

Arica Solar 2 En Construccin 22 Solar Fotovoltaica Parinacota 066 may-14 La Huayca 2 En Construccin 21 Solar Fotovoltaica Pozo Almonte 066 may-14

Pozo Almonte 3 En Construccin 16 Solar Fotovoltaica Pozo Almonte 066 abr-14 Mara Elena En Construccin 71 Solar Fotovoltaica Crucero 220 sep-14 San Pedro 1 En Construccin 17 Solar Fotovoltaica Calama 110 sep-14 San Pedro 3 En Construccin 30 Solar Fotovoltaica Calama 110 sep-14 San Pedro 4 En Construccin 30 Solar Fotovoltaica Calama 110 sep-14 San Pedro 2 En Construccin 24 Solar Fotovoltaica Calama 110 nov-14 Calama Sur En Construccin 30 Solar Fotovoltaica Calama 110 nov-14 Quillagua II En Construccin 27 Solar Fotovoltaica Crucero 220 dic-15 Cochrane 1 En Construccin 236 Carbn Encuentro 220 may-16 Cochrane 2 En Construccin 236 Carbn Encuentro 220 oct-16

Kelar En Construccin 517 Gas Natural Atacama 220 oct-16 Quillagua III En Construccin 50 Solar Fotovoltaica Crucero 220 dic-16 Solar SING I Recomendadas 150 Solar Fotovoltaica Pozo Almonte 220 ene-21 Elico SING I Recomendadas 50 Elica Laberinto 220 mar-21

Geotrmica Irruputunco Recomendadas 50 Geotrmica Collahuasi 220 jun-21 Elico SING II Recomendadas 200 Elica Lagunas 220 jun-22 Solar SING II Recomendadas 150 Solar Fotovoltaica Lagunas 220 may-23

Geotrmica Puchuldiza 01 Recomendadas 40 Geotrmica Cerro Colorado 110 oct-23



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18.- ANEXO N 6: ACTUALIZACIN VALOR COSTO DE FALLA DE LARGA DURACIN.

18.1.- Introduccin 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.

18.2.- 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.

CUADRO N 21: INDEXADORES PARA EL SING.

SECTOR MINERO (IM) Profundidad 1 mes 2 meses 10 meses

5% 0,98 0,98 0,98 10% 0,95 0,95 0,94 20% 0,88 0,90 0,92 30% 0,86 0,88 0,91

EMPRESAS VARIAS (IV) Profundidad 1 mes 2 meses 10 meses

5% 0,97 0,97 0,97 10% 0,95 0,95 0,95 20% 0,94 0,94 0,94 30% 0,92 0,93 0,94

SECTOR RESIDENCIAL (IB)



35

Profundidad 1 mes 2 meses 10 meses5% 0,88 0,88 0,88

10% 0,88 0,88 0,88 20% 0,88 0,88 0,88 30% 0,88 0,88 0,88

SECTOR COMERCIAL (IC) Profundidad 1 mes 2 meses 10 meses

5% 0,84 0,84 0,84 10% 0,84 0,84 0,84 20% 0,84 0,84 0,84 30% 0,84 0,84 0,84

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. 19.- ANEXO N 7: ALTERNATIVAS DE GENERACIN Y DE TRANSPORTE Las alternativas de expansin se presentan en el Cuadro N 21. Asimismo, se indica la fecha ms pronta de puesta en servicio de cada uno de los proyectos considerados.

CUADRO N22: ALTERNATIVAS DE GENERACIN Y DE TRANSPORTE (CON GASTOS FINANCIEROS)

En el proceso de optimizacin se consider aquellas alternativas de generacin tcnica y econmicamente factibles de ser desarrolladas en el horizonte de planificacin a utilizar. Similar criterio se aplic para las instalaciones de transmisin.

PROYECTO CARACTERSTICASFECHA

PUESTA SERVICIO

ZONA TENSIN/TIPO

Tarapaca 220->Lagunas 220 III 366 MVA ene-17 SING 220 kVNueva Mejillones 500->Nueva Encuentro 500 II 1500 MVA feb-20 SING 500 kVNueva Mejillones 220->Nueva Mejillones 500 I 750 MVA feb-20 SING

Cndores I 50 MW abr-15 SING DieselCndores II 50 MW abr-15 SING DieselMejillones I GNL 300 MW ago-19 SING GNL

LNEAS DE TRANSMISIN

CENTRALES DE GENERACIN


FONO (56-2) 2797 2612 - FAX (56-2) 2797 2600 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL: [email protected] URL: http://www.cne.cl S

itp sing abr 2014

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