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FIJACION DE PRECIOS DE NUDO ABRIL DE 2009 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) INFORME TECNICO DEFINITIVO ABRIL DE 2009 SANTIAGO – CHILE

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FIJACION DE PRECIOS DE NUDO ABRIL DE 2009

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC)

INFORME TECNICO DEFINITIVO

ABRIL DE 2009

SANTIAGO – CHILE

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 2

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

ÍNDICE

1 INTRODUCCIÓN................................................................................................................... 4 2 ANTECEDENTES GENERALES .......................................................................................... 4 2.1 Ventas Mensuales de Energía............................................................................................ 4 2.2 Precios de Dólar Observado............................................................................................... 5 2.3 Precios de Combustibles .................................................................................................... 6 2.4 Evolución Precios Libres..................................................................................................... 7 3 PROYECTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS. 9 4 MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ÓPTIMA DEL SIC ................................. 9 5 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Abril 2009....................................................... 11 5.1 Previsión de Demanda...................................................................................................... 11 5.2 Programa de Obras del SIC.............................................................................................. 13 5.3 Nivel de Precios ................................................................................................................ 15 5.4 Costos de Combustibles de Centrales Térmicas ............................................................. 15 5.5 Estadística Hidrológica ..................................................................................................... 19 5.6 Stocks de los Embalses.................................................................................................... 20 5.7 Sistema de Transmisión ................................................................................................... 20 5.8 Costo de Racionamiento................................................................................................... 21 5.9 Tasa de Actualización....................................................................................................... 21 5.10 Horizonte de Estudio......................................................................................................... 21 5.11 Modelación del SIC en el OSE2000 ................................................................................. 21 6 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO.................................................................................. 25 6.1 Precio Básico de la Energía.............................................................................................. 25 6.2 Precios Básicos de la Potencia de Punta ......................................................................... 26 6.3 Precios de Energía y Potencia Resto del SIC .................................................................. 26 7 FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO ............................................. 28 7.1 Indexación del Precio de la Potencia de Punta ................................................................ 28 7.2 Indexación del Precio de la Energía ................................................................................. 29 8 CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA................................................................................ 30 8.1 Indexación Cargos por Energía Reactiva ......................................................................... 30 8.2 Condiciones de Aplicación................................................................................................ 30 9 HORAS DE PUNTA DEL SISTEMA.................................................................................... 31 10 DETERMINACIÓN DE LA BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y COMPARACIÓN DEL PRECIO MEDIO TEÓRICO CON PRECIOS DE MERCADO. ................................................... 32 10.1 Determinación Precio Medio Básico................................................................................. 32 10.2 Determinación de Banda de Precios de Mercado ............................................................ 32 10.3 Comparación del Precio Medio Teórico con Precio Medio de Mercado. ......................... 33 10.4 Determinación del Valor Máximo de las Ofertas de Licitación para Abastecer Consumos Regulados. .................................................................................................................................. 35 11 ABONO O CARGO POR DIFERENCIA DE PRECIO DE NUDO CON COSTOS MARGINALES, DE LOS SUMINISTROS SOMETIDOS A REGULACIÓN DE PRECIOS NO CUBIERTOS POR CONTRATOS............................................................................................... 35

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12 DETERMINACIÓN DEL CARGO UNICO TRONCAL (CU) ................................................ 36 12.1 Utilización del Sistema de Transmisión Troncal Año 2008 .............................................. 36 12.2 Cargo Unico Traspasable a Usuarios Sometidos a Regulación de Precios .................... 37 13 ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES .................................................................. 38 14 ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA ...................................... 40 14.1 Calculo del Precio de Energía en Nudo Básico Quillota 220 kV ...................................... 40 14.2 Cálculo del Precio Básico de la Potencia ......................................................................... 41 15 ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE ABRIL DE 2009... 42 15.1 Simplificaciones Adoptadas.............................................................................................. 42 15.2 Calidad de Suministro y Reglamento Eléctrico ................................................................ 42 15.3 Factores de Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión................................... 44 16 ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA............................................ 47 16.1 Introducción....................................................................................................................... 47 16.2 Variación en el Costo de Falla de Sectores Residencial y de Servicios .......................... 47 16.3 Variación en el Costo de Falla del Sector Productivo ...................................................... 48 16.4 Cálculo del Valor de Costo de Falla Medio Sic ................................................................ 50 16.5 Tramos de Costo de Falla Medio...................................................................................... 52 17 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC ............................................................. 53 17.1 Introducción....................................................................................................................... 53 17.2 Proyectos de Generación ................................................................................................. 53 17.3 Obras de Transmisión....................................................................................................... 57 17.4 Otras Consideraciones y Alternativas de Desarrollo ........................................................ 57 17.5 Bases del Estudio ............................................................................................................. 58 17.6 Metodología ...................................................................................................................... 62 17.7 Resultado del Programa de Obras de Generación y Transmisión................................... 64 18 ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN DEL SIC, ABRIL DE 2009 66 18.1 Introducción....................................................................................................................... 66 18.2 Bases Generales del Cálculo de Factores de Penalización............................................. 66 18.3 Bases Generales Del Cálculo De Factores De Penalización........................................... 72 18.4 Resultados ........................................................................................................................ 78 19 ANEXO Nº 7: SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL ................................................. 79 20 ANEXO Nº 8: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA. .................................. 82 21 ANEXO Nº 9: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL LAJA. 84 22 ANEXO Nº 10: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL MAULE. 85

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INFORME TÉCNICO DEFINITIVO CALCULO DE PRECIOS DE NUDO

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) PARA LA FIJACIÓN DE PRECIOS DE ABRIL DE 2009.

1 INTRODUCCIÓN En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultados obtenidos en la determinación de los precios de nudo del Sistema Interconectado Central (SIC), para la fijación de precios correspondiente al mes de Abril de 2009, en conformidad a lo estipulado en el DFL Nº4 de 2006 del Ministerio de Minería, en adelante DFL Nº4/2006, y el Decreto Supremo Nº 327, en adelante Reglamento Eléctrico1. 2 ANTECEDENTES GENERALES En relación a la determinación de insumos tales como Previsión de Demanda, Costos de Combustibles y Programa de Obras, la Comisión tuvo a la vista los siguientes antecedentes para su cálculo e incorporación a la presente Fijación de Precios.

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

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

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GRÁFICO Nº 1: VENTAS MENSUALES DE ENERGÍA DEL SIC, ÚLTIMOS 2 AÑOS.

2800

2900

3000

3100

3200

3300

3400

3500

3600

ene_

07

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may

_07

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dic_

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feb_

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08

jul_

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ago_

08

sep_

08

oct_

08

nov_

08

dic_

08

GW

h

-1.50%-1.00%-0.50%0.00%0.50%1.00%1.50%2.00%2.50%3.00%3.50%4.00%4.50%5.00%5.50%6.00%6.50%7.00%

Ventas SICTasa Acumulada 12 meses

2.2 Precios de Dólar Observado La Comisión utilizó como tipo de cambio, el promedio mensual del dólar observado publicado por el Banco Central. La variación del dólar observado promedio de marzo de 2009, utilizado en el presente informe definitivo, respecto del dólar observado promedio de septiembre de 2008, utilizado en la última fijación de precios de nudo, es de un 11,8%. En el siguiente gráfico se muestra la evolución del promedio mensual para el dólar observado en los últimos 24 meses.

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

527.44540.51 538.49

446.43

592.93

606.00

623.01

649.32

502.24516.70

651.51

618.39

530.17

470.10 493.61

442.94

501.44

516.91

522.92

519.80

526.72

522.02

532.30542.27

527.58

540.62

542.46

520.79

517.33506.95

499.28

467.22

480.90

530.95

538.65

538.53

528.77

400

450

500

550

600

650

700

Mar-20

06

May-20

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Jul-2

006

Sep-20

06

Nov-20

06

Ene-20

07

Mar-20

07

May-20

07

Jul-2

007

Sep-20

07

Nov-20

07

Ene-20

08

Mar-20

08

May-20

08

Jul-2

008

Sep-20

08

Nov-20

08

Ene-20

09

Mar-20

09

Tipo

de

Cam

bio

[$/U

S$]

Dólar

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2.3 Precios de Combustibles Para la elaboración del presente informe esta Comisión utilizó los precios de combustibles para las distintas centrales térmicas del SIC, contenidos en la programación semanal del CDEC-SIC vigente al día 31 de marzo de 2009. La información señalada fue enviada a esta Comisión por la Dirección de Operación del CDEC-SIC, en respuesta a la carta CNE C09/418 del 19 de marzo de 2009. Los costos de combustibles y parámetros utilizados para las centrales térmicas del SIC se entregan en el punto 5.4 de este informe resumidos en el CUADRO N° 6, en los formatos de modelación utilizados por esta Comisión.

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2.3.1 Referencia de Precios del Diesel Este insumo ha aumentado su impacto en el precio de nudo básico de la energía, dado que se utiliza como combustible alternativo ante situaciones de falta de suministro de gas desde Argentina. El precio del petróleo WTI a nivel internacional se mantuvo por sobre los 50 US$/bbl, desde junio de 2005 hasta Noviembre 2008. Durante el segundo semestre de 2008, dicho valor alcanzó niveles superiores a los 100 US$/bbl. El siguiente gráfico entrega la evolución del precio WTI desde enero de 2002 a marzo de 2009. La variación experimentada entre septiembre de 2008 y marzo de 2009 es una disminución de 53,9%.

GRÁFICO Nº 3: EVOLUCIÓN PETRÓLEO WTI. Perfil Crudo WTI

Enero 2002- Enero 2009

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

110.00

120.00

130.00

140.00

150.00

Ene-02

Abr-02

Jul-0

2

Oct-02

Ene-03

Abr-03

Jul-0

3

Oct-03

Ene-04

Abr-04

Jul-0

4

Oct-04

Ene-05

Abr-05

Jul-0

5

Oct-05

Ene-06

Abr-06

Jul-0

6

Oct-06

Ene-07

Abr-07

Jul-0

7

Oct-07

Ene-08

Abr-08

Jul-0

8

Oct-08

Ene-09

US$

/bbl

2.4 Evolución Precios Libres En la presente fijación, los precios de nudo quedaron dentro la banda de mercado, calculada en base a la información enviada a la Comisión por las empresas generadoras, de los contratos con sus clientes libres. El precio de mercado, o centro de la banda señalada, experimentó una variación nominal en pesos de 10,8% respecto de su valor de octubre de 2008. A continuación se entrega una descripción del promedio mensual de precios libres, el precio de mercado para las últimas tres fijaciones y el costo marginal del SIC, variable que ha incidido en el aumento de la banda de precios libres, debido al traspaso a los clientes libres de los mayores costos de producción en el sistema, que gran parte de las generadoras han efectuado en los últimos meses.

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GRÁFICO Nº 4: EVOLUCIÓN DE PRECIOS LIBRES, PERÍODO OCTUBRE 2006-FEBRERO 2009

0

20

40

60

80

100

120

140O

ct06

Nov

06

Dic

06

Ene0

7

Feb0

7

Mar

07

Abr0

7

May

07

Jun0

7

Jul0

7

Ago0

7

Sep0

7

Oct

07

Nov

07

Dic

07

Ene0

8

Feb0

8

Mar

08

Abr0

8

May

08

Jun0

8

Jul0

8

Ago0

8

Sep0

8

Oct

08

Nov

08

Dic

08

Ene0

9

Feb0

9

Prec

io L

ibre

(US$

/MW

h)

030

6090

120150180

210240

270300

330360

CM

g Pr

omed

io M

ensu

al S

IC (U

S$/M

Wh)

Precio M edio Libre

Precio M edio M ercado

CM g SIC

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3 PROYECTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS

Las alternativas tecnológicas que a juicio de esta Comisión pueden ser desarrolladas en el período 2009-2019, con las que se elaboró el programa de obras que sirve de base para determinar los Precios de Nudo de la presente fijación, se detallan en el ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC. En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el decreto N° 282 de 20072, también del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del Sistema Interconectado Central para el Período 2007 – 2008. Asimismo se consideraron también los proyectos señalados en los Decretos Supremos N° 259, 316 y 357, del 2008, todos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción; la Resolución Exenta Nº 54 de fecha 13 de enero de 2009, de esta Comisión y el Dictamen Nº 1 – 2009 del Panel de Expertos, de fecha 10 de marzo de 2009. Adicionalmente, se incluyeron otros proyectos cuyos respectivos decretos aun se encuentran en el proceso de tramitación. 4 MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ÓPTIMA DEL SIC Para simular la operación óptima del SIC, se utilizó el modelo de multinodal-multiembalse de operación de sistemas hidrotérmicos OSE2000, que utiliza el método de optimización - simulación conocido como programación dinámica dual. La estrategia para resolver el problema de optimización es la siguiente: - Inicialmente se realiza un análisis secuencial, del futuro al presente (recursión), para definir la estrategia óptima de operación de centrales térmicas e hidráulicas, basado en una estimación de los niveles de los embalses. Para cada etapa, se resuelve un programa lineal que define la estrategia óptima para minimizar el costo de operación del sistema. De este modo se calculan valores del agua iniciales para los embalses, para cada etapa. 2 Modificado por el Decreto N° 312 de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

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

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5 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Abril 2009

5.1 Previsión de Demanda 5.1.1 Previsión de Ventas Anuales y por Barra SIC En el CUADRO N° 1 se indica la Previsión de Ventas Anual de Energía para el SIC utilizada para la elaboración del Informe Técnico Definitivo de Abril de 2009.

CUADRO N° 1: PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC

Previsión de Demanda SIC [GWh] Años Libres Regulados Total

2009 16.655 23.790 40.445

2010 17.217 24.885 42.102

2011 18.201 26.144 44.345

2012 19.293 27.441 46.735

2013 20.619 28.868 49.488

2014 22.037 30.369 52.406

2015 23.530 31.918 55.448

2016 25.070 33.546 58.617

2017 26.686 35.223 61.909

2018 28.326 36.949 65.276

2019 29.998 38.760 68.757

Las bases y antecedentes que fundamentan la anterior previsión de demanda, se encuentran contenidos en el informe “ESTUDIO DE PROYECCIÓN DE DEMANDAS DE ENERGÍA Y POTENCIA 2009-2019” del Sistema Interconectado Central, fijación de precios de Nudo Abril 2009, de la Comisión Nacional de Energía, conforme al artículo 272 del Reglamento Eléctrico3.

CUADRO N° 2: TASAS DE CRECIMIENTO SEGÚN PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC [%]

Años Libres Regulados Total

2009 1,7% 2,5% 2,1% 2010 3,4% 4,6% 4,1% 2011 5,7% 5,1% 5,3% 2012 6,0% 5,0% 5,4% 2013 6,9% 5,2% 5,9% 2014 6,9% 5,2% 5,9% 2015 6,8% 5,1% 5,8% 2016 6,5% 5,1% 5,7% 2017 6,4% 5,0% 5,6%

3 Modificado según Decreto Supremo N° 158, publicado en el Diario Oficial el día 5 de Septiembre de 2003.

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Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC [%]

Años Libres Regulados Total

2018 6,1% 4,9% 5,4%

2019 5,9% 4,9% 5,3%

5.1.2 Modelación Temporal de la Demanda La desagregación geográfica de la demanda se efectuó a partir de la información contenida en las respuestas a las cartas CNE Nº 0018 y Nº 0020, ambas de fecha 04 de enero de 2008, por parte de las empresas generadoras y distribuidoras del SIC. Las curvas de duración utilizadas fueron las obtenidas con motivo de la fijación de Precio de Nudo de Octubre de 2004 obtenidas a partir de las curvas de duración contenidas en el informe “Cálculo de los Peajes Básicos y Adicionales, Proyección de los Ingresos Tarifarios, Capacidad y Uso Adicional en el SIC (Período 2004-2008), DIRECCIÓN DE PEAJES DEL CDEC-SIC Santiago, 31 de Diciembre de 2003”. Las bases de tiempo de las curvas de duración se entregan en CUADRO N° 3:

CUADRO N° 3: CURVAS DE DURACIÓN MENSUAL DE DEMANDA Duración bloque (horas)

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

Agosto 296 448 744 Septiembre 258 462 720

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

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

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

CUADRO N° 4: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (CONSTRUCCIÓN) Potencia

Mes Año MWAbril 2009 Central Diesel Santa Lidia 132Abril 2009 Turbina Diesel Tierra Amarilla 142Abril 2009 Turbina Diesel Newen 15Abril 2009 Ciclo Abierto GNL Quintero 01 ope Diesel 240Mayo 2009 Turbina Diesel Teno 50Mayo 2009 Turbina Diesel TG TermoChile 60Mayo 2009 Turbina Diesel TG Peñon 37Mayo 2009 Central Diesel Chuyaca 20Mayo 2009 Central Termoeléctrica Punta Colorada 01 Fuel 16.3Mayo 2009 Turbina Diesel Campanario 04 CA 42Mayo 2009 Central Diesel Termopacífico 96Julio 2009 Central Hidroeléctrica La Higuera 155Julio 2009 Central Eólica Punta Colorada 20Septiembre 2009 Central Carbón Guacolda 03 135Septiembre 2009 Central Diesel Calle-Calle 20Octubre 2009 Central Diesel EMELDA 76Octubre 2009 Central Eólica Canela II 60Octubre 2009 Central Eólica Monte Redondo 38Noviembre 2009 Turbina Diesel Campanario IV CC 60Noviembre 2009 Central Hidroeléctrica Licán 17Noviembre 2009 Central Eólica Totoral 46Enero 2010 Nueva capacidad Planta cogeneradora Arauco 22Enero 2010 Central Carbón Nueva Ventanas 240Junio 2010 Central Carbón Guacolda 04 139Julio 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia 155Octubre 2010 Central Carbón Santa María 343Octubre 2010 Central Carbón Bocamina 02 342Abril 2011 Chacayes 106Junio 2011 Central Carbón Campiche 242

PotenciaMes Año MVA

Mayo 2009 Línea Charrúa - Cautín 2x220 kV 500Octubre 2009 Subestación Seccionadora NogalesDiciembre 2009 Nuevo Tramo de Línea El Rodeo Chena 1 x 220 kV 260Enero 2010 Cambio de conductor línea A. Jahuel - Chena 220 kV (Circuito 1) 400Abril 2010 Línea Nogales - Polpaico 2x220 kV 2x1500Julio 2010 Cambio de conductor línea A. Jahuel - Chena 220 kV (Circuito 2) 400Julio 2010 Línea A. Jahuel - Chena 2x220 kV: segundo circuito 260Febrero 2011 Subestación Polpaico: Instalación segundo autotransformador 500/220 kV 750Enero 2012 Línea Ancoa - Polpaico 1x500 kV: seccionamientoEnero 2012 Línea de entrada a A. Jahuel 2x500 kV 2x1800(*) Incluye también las obras de transmisión troncal cuya construcción ha sido adjudicada.

Obras en Construcción de Generación

Fecha de entrada Obras de Transmisión en Construcción (*)

Fecha de entrada

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 14

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

En el CUADRO N° 5 se indica el Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 162 del DFL Nº 4/2006 (M).

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

PotenciaMes Año MW

Octubre 2010 Eólica IV Region 01 40Diciembre 2010 Central Des.For. VIII Region 01 15Diciembre 2010 Central Des.For. VIII Region 02 10Diciembre 2010 Eólica IV Region 02 40Diciembre 2010 Rucatayo 60Diciembre 2010 Hidroeléctrica X Región 02 9.4Abril 2011 Hidroeléctrica VII Región 01 5.4Abril 2011 Hidroeléctrica VI Región 01 30.9Abril 2011 Hidroeléctrica VI Región 02 29.6Junio 2011 Eólica IV Region 03 40Julio 2011 Eólica Concepcion 01 40Julio 2011 Central Des.For. VII Region 01 9Julio 2011 Central Des.For. VII Region 02 8Septiembre 2011 Hidroeléctrica VIII Región 01 136Octubre 2011 Hidroeléctrica X Región 01 15Diciembre 2011 Eólica Concepcion 02 40Septiembre 2012 Hidroeléctrica XIV Región 01 144Marzo 2013 Carbón V Region 01 200Abril 2013 Eólica IV Region 04 40Abril 2013 Hidroeléctrica VII Región 03 25.4Julio 2013 Eólica IV Region 05 40Septiembre 2013 Eólica Concepcion 03 40Noviembre 2013 Ciclo Combinado GNL Quintero 01 350Noviembre 2013 Ciclo Combinado GNL Quintero 01 FA 35Enero 2014 Ciclo Combinado GNL Tal Tal 360Marzo 2014 Hidroeléctrica VIII Región 03 20Abril 2014 Eolica Concepcion 04 40Julio 2014 Hidroeléctrica VII Región 04 20Abril 2015 Hidroeléctrica VIII Región 04 20Octubre 2015 Geotermica Calabozo 01 40Octubre 2015 Geotermica Chillan 01 25Diciembre 2015 Carbón Maitencllo 01 139Abril 2016 Eolica IV Region 06 40Abril 2016 Módulo Hidroeléctrico 05 360Julio 2016 Cóndores 150Enero 2017 Hidroeléctrica XIV Región 02 139Marzo 2017 Geotermica Calabozo 02 40Marzo 2017 Geotermica Chillan 02 25Octubre 2017 Eolica IV Region 07 40Octubre 2017 Carbón Pan de Azucar 01 200Febrero 2018 Módulo Hidroeléctrico 03 460Julio 2018 Geotermica Calabozo 03 40Julio 2018 Geotermica Chillan 03 25Septiembre 2018 Eolica Concepcion 05 40Marzo 2019 Módulo Hidroeléctrico 02 500

PotenciaMes Año MVA

Febrero 2011 Línea Tinguiririca-Punta de Cortés 154 kV: Cambio de Conductor 2x198Abril 2011 Tramo de línea Chena - Cerro Navia 2x220 kV: cambio de conductor 2x400Abril 2012 Subestación Cerro Navia: Instalación equipos de control de flujos 2x350Enero 2013 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: primer circuito 1400Enero 2014 Línea Charrúa - Ancoa 1x500 kV 1300Enero 2014 Subestación Charrúa: Instalación tercer autotransformador 500/220 kV 750Enero 2014 Línea Cardones - Maitencillo 1x220 kV 200Enero 2014 Línea Maitencillo - Pan de Azucar 1x220 kV 259Enero 2014 Línea Pan de Azucar - Los Vilos 1x220 kV 224Enero 2014 Línea Los Vilos - Nogales 1x220 kV 224Marzo 2014 Subestación Secccionadora Lo Aguirre: Etapa1Marzo 2014 Línea Lo Aguirre - Cerro Navia 2x220 kV: Aumento de Capacidad 1800Agosto 2014 Transformación 154 - 220 kV Sistema Alto Jahuel - ItahueAbril 2016 Refuerzo sistema Alto Jahuel - Itahue 220 kV 500Enero 2016 Línea Ancoa - Itahue 1x220 kV 400Marzo 2016 Subestación Secccionadora Lo Aguirre: Etapa2Abril 2018 Ampliación Puerto Montt-Barro Blanco-Valdivia-Cautin-Temuco 220 kV 330

Obras Recomendadas de Transmisión

Obras Recomendadas de Generación

Fecha de entrada

Fecha de entrada

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5.2.1 Obras en Transmisión Troncal En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el decreto N° 282 de 20074, también del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del Sistema Interconectado Central para el Período 2007 – 2008. Asimismo, se consideraron también los proyectos señalados en los Decretos Supremos N° 259, 316 y 357, del 2008, todos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción; la Resolución Exenta Nº 54 de fecha 13 de enero de 2009, de esta Comisión y el Dictamen Nº 1 – 2009 del Panel de Expertos, de fecha 10 de marzo de 2009. Adicionalmente, se incluyeron otros proyectos cuyos respectivos decretos aun se encuentran en el proceso de tramitación.

5.3 Nivel de Precios Todos los costos utilizados en los cálculos en el presente informe, han sido expresados a los precios existentes en marzo de 2009, de acuerdo al artículo 162, número siete, del DFL 4/2006. Valor promedio del dólar observado del mes de Marzo de 2009, publicado por el Banco Central. TASA DE CAMBIO: 592,93 $/US$

5.4 Costos de Combustibles de Centrales Térmicas De acuerdo a los valores informados por el CDEC-SIC según carta mencionada en 2.3, se elaboró el CUADRO N° 6:

4 Modificado por el Decreto N° 312 de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 16

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CUADRO N° 6: COSTOS DE COMBUSTIBLES CENTRALES TÉRMICAS Potencia Entrada Salida Tasa de salida Costo Unidades Consumo Unidades C. Var. C. Var.

Central Neta en de forzada Tipo de de de costo de Específico de consumo no comb.[MW] Operación Operación (%) Combustible Combustible * combustible específico [US$/MWh] [US$/MWh]

Fopaco 01 12.0 * * 3.3% Biomasa 6.59 [US$/m3 st] 8.100 [m3 st/MWh] 0.00 53.40Fopaco 02 2.2 * * 3.3% Biomasa 6.59 [US$/m3 st] 8.100 [m3 st/MWh] 0.00 53.40Celco 01 3.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 10.00 [US$/MWh] 1.000 0.00 10.00Celco 02 2.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 62.43 [US$/MWh] 1.000 0.00 62.43Celco 03 3.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 126.35 [US$/MWh] 1.000 0.00 126.35licanten 00 1.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 29.00 [US$/MWh] 1.000 0.00 29.00licanten 01 3.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 176.96 [US$/MWh] 1.000 0.00 176.96Nueva Aldea 01 14.0 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 25.00 [US$/MWh] 1.000 0.00 25.00Arauco 01 3.0 * MesDic-2009 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 82.33 [US$/MWh] 1.000 0.00 82.33Arauco 02 7.0 * MesDic-2009 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 120.27 [US$/MWh] 1.000 0.00 120.27Arauco 01a 20.6 MesEne-2010 * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 40.30 [US$/MWh] 1.000 0.00 40.30Arauco 02a 11.4 MesEne-2010 * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 193.50 [US$/MWh] 1.000 0.00 193.50valdivia 01 9.3 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 0.00 [US$/MWh] 1.000 0.00 0.00valdivia 02 21.5 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 18.00 [US$/MWh] 1.000 0.00 18.00valdivia 03 30.2 * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 122.80 [US$/MWh] 1.000 0.00 122.80cholguan 00 9.0 * * 3.3% Biomasa-Petróleo N°6 28.12 [US$/MWh] 1.000 0.00 28.12cholguan 01 4.0 * * 3.3% Biomasa-Petróleo N°6 133.98 [US$/MWh] 1.000 0.00 133.98Guacolda 01 142.9 * * 2.1% Carbón 95.88 [US$/Ton] 0.360 [Ton/MWh] 1.00 35.52Guacolda 02 142.9 * * 2.1% Carbón 95.88 [US$/Ton] 0.360 [Ton/MWh] 1.00 35.52Ventanas 01 112.8 * * 6.9% Carbón 136.61 [US$/Ton] 0.415 [Ton/MWh] 2.18 58.87Ventanas 02 207.9 * * 2.1% Carbón 136.61 [US$/Ton] 0.397 [Ton/MWh] 1.38 55.61Laguna Verde 52.7 * * 50.0% Carbón 153.01 [US$/Ton] 0.850 [Ton/MWh] 7.86 137.92Bocamina 121.0 * * 12.5% Carbón 179.32 [US$/Ton] 0.380 [Ton/MWh] 1.00 69.14Guacolda 03 135.0 MesSep-2009 * 2.1% Carbón 95.88 [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 2.10 38.15Nueva Ventanas 240.0 MesEne-2010 * 2.1% Carbón 116.00 [US$/Ton] 0.375 [Ton/MWh] 2.50 46.00Santa Maria 343.0 MesOct-2010 * 2.1% Carbón 95.00 [US$/Ton] 0.352 [Ton/MWh] 4.80 38.24Bocamina 02 342.0 MesOct-2010 * 2.1% Carbón 95.00 [US$/Ton] 0.352 [Ton/MWh] 4.80 38.24Guacolda 04 139.0 MesJun-2010 * 2.1% Carbón 95.88 [US$/Ton] 0.366 [Ton/MWh] 1.60 36.69Campiche 242.0 MesJun-2011 * 2.1% Carbón 116.00 [US$/Ton] 0.375 [Ton/MWh] 2.50 46.00Carbón Pan de Azucar 01 200.0 MesOct-2017 * 2.1% Carbón 94.22 [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 3.00 38.43Carbón V Region 01 200.0 MesMar-2013 * 2.1% Carbón 94.22 [US$/Ton] 0.376 [Ton/MWh] 3.00 38.43Carbón Maitencillo 01 139.0 MesDic-2015 * 2.1% Carbón 94.22 [US$/Ton] 0.366 [Ton/MWh] 1.60 36.09Constitucion 7.0 * * 3.3% Desechos Forestales 0.00 [US$/MWh] 1.000 0.00 0.00Laja 7.0 * * 3.3% Desechos Forestales 0.00 [US$/MWh] 1.000 0.00 0.00Central Des.For. VIII Region 01 15.0 MesDic-2010 * 3.3% Desechos Forestales 16.00 [US$/MWh] 1.000 0.00 16.00Central Des.For. VIII Region 02 10.0 MesDic-2010 * 3.3% Desechos Forestales 52.00 [US$/MWh] 1.000 0.00 52.00Central Des.For. VII Region 01 9.0 MesJul-2011 * 5.0% Desechos Forestales 14.00 [US$/MWh] 1.000 0.00 14.00Central Des.For. VII Region 02 8.0 MesJul-2011 * 5.0% Desechos Forestales 50.00 [US$/MWh] 1.000 0.00 50.00Eolica Canela 01 18.2 * * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica Punta Colorada 20.0 MesJul-2009 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica Canela 02 60.0 MesOct-2009 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica Totoral 46.0 MesNov-2009 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica IV Region 01 40.0 MesOct-2010 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica Concepcion 01 40.0 MesJul-2011 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica IV Region 02 40.0 MesDic-2010 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica Concepcion 02 40.0 MesDic-2011 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica IV Region 03 40.0 MesJun-2011 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica IV Region 04 40.0 MesAbr-2013 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Monte Redondo 38.0 MesOct-2009 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica Concepcion 03 40.0 MesSep-2013 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica IV Region 05 40.0 MesJul-2013 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica IV Region 06 40.0 MesAbr-2016 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica IV Region 07 40.0 MesOct-2017 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica Concepcion 04 40.0 MesAbr-2014 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70Eolica Concepcion 05 40.0 MesSep-2018 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] 1.000 7.70 7.70

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 17

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

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

[MW] Operación Operación (%) Combustible Combustible * combustible específico [US$/MWh] [US$/MWh]Geotermica Calabozo 01 40.0 MesOct-2015 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] 1.000 2.00 2.00Geotermica Chillan 01 25.0 MesOct-2015 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] 1.000 2.00 2.00Geotermica Calabozo 02 40.0 MesMar-2017 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] 1.000 2.00 2.00Geotermica Chillan 02 25.0 MesMar-2017 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] 1.000 2.00 2.00Geotermica Calabozo 03 40.0 MesJul-2018 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] 1.000 2.00 2.00Geotermica Chillan 03 25.0 MesJul-2018 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] 1.000 2.00 2.00Geotermica Calabozo 04 40.0 MesAbr-2021 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] 1.000 2.00 2.00Geotermica Chillan 04 25.0 MesAbr-2021 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] 1.000 2.00 2.00Taltal 01 GNL 121.5 MesJul-2012 MesSep-2013 5.0% GNL 12.49 [US$/Mbtu] 11.182 [Mbtu/MWh] 2.27 141.96Taltal 02 GNL 123.4 MesJul-2012 MesSep-2013 5.0% GNL 12.49 [US$/Mbtu] 11.182 [Mbtu/MWh] 2.27 141.96Taltal CC GNL 360.0 MesEne-2014 * 5.0% GNL 12.49 [US$/Mbtu] 6.909 [Mbtu/MWh] 2.27 88.58Nehuenco 01 GNL 340.1 MesAbr-2019 * 2.1% GNL 12.50 [US$/Mbtu] 7.438 [Mbtu/MWh] 2.87 95.85Nehuenco 01 FA GNL 21.4 MesAbr-2019 * 2.1% GNL 12.50 [US$/Mbtu] 9.134 [Mbtu/MWh] 0.00 114.19Nehuenco 02 GNL 384.2 MesAbr-2019 * 2.1% GNL 12.50 [US$/Mbtu] 6.687 [Mbtu/MWh] 2.43 86.03San Isidro GNL 350.0 MesAbr-2010 * 2.1% GNL 433.98 [US$/dam3] 0.195 [dam3/MWh] 3.07 87.52San Isidro FA GNL 20.0 MesAbr-2010 * 2.1% GNL 433.98 [US$/dam3] 0.323 [dam3/MWh] 2.82 142.82San Isidro 02 GNL 350.0 MesJul-2009 * 2.1% GNL 387.54 [US$/dam3] 0.195 [dam3/MWh] 3.07 78.49San Isidro 02 FA GNL 19.0 MesJul-2009 * 2.1% GNL 387.54 [US$/dam3] 0.323 [dam3/MWh] 2.82 127.84Nueva Renca GNL 320.1 MesAbr-2014 * 2.1% GNL 12.50 [US$/Mbtu] 7.167 [Mbtu/MWh] 3.10 92.70Nueva Renca Int GNL 49.8 MesAbr-2014 * 2.1% GNL 12.50 [US$/Mbtu] 8.782 [Mbtu/MWh] 0.00 109.78Candelaria CA 01 GNL 125.3 MesAbr-2014 * 2.1% GNL 12.50 [US$/Mbtu] 10.887 [Mbtu/MWh] 2.80 138.90Candelaria CA 02 GNL 128.6 MesAbr-2019 * 2.1% GNL 12.50 [US$/Mbtu] 10.887 [Mbtu/MWh] 2.80 138.90Quintero 01 CA GNL 240.0 MesAbr-2010 MesJul-2013 2.1% GNL 387.54 [US$/dam3] 0.340 [dam3/MWh] 0.00 131.86Quintero 01 CC GNL 350.0 MesNov-2013 * 2.1% GNL 387.54 [US$/dam3] 0.198 [dam3/MWh] 2.50 79.14Quintero 01 CC FA GNL 35.0 MesNov-2013 * 2.1% GNL 387.54 [US$/dam3] 0.266 [dam3/MWh] 2.50 105.78Nueva Aldea 03 A 20.0 * * 3.3% Licor Negro-Petróleo N°6 0.00 [US$/MWh] 1.000 0.00 0.00Nueva Aldea 03 B 5.0 * * 3.3% Licor Negro-Petróleo N°6 43.75 [US$/MWh] 1.000 0.00 43.75Taltal 01 Diesel 121.5 * MesJun-2012 5.0% Petróleo Diesel 472.94 [US$/Ton] 0.279 [Ton/MWh] 4.84 136.79Taltal 02 Diesel 123.4 * MesJun-2012 5.0% Petróleo Diesel 472.94 [US$/Ton] 0.279 [Ton/MWh] 4.84 136.79Diego de Almagro TG 46.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 465.82 [US$/Ton] 0.337 [Ton/MWh] 6.63 163.61Olivos 96.0 * * 20.0% Petróleo Diesel 486.07 [US$/Ton] 0.225 [Ton/MWh] 25.80 135.31Los Vientos 132.0 * * 2.1% Petróleo Diesel 484.80 [US$/Ton] 0.267 [Ton/MWh] 2.95 132.39Las Vegas 2.1 * * 5.0% Petróleo Diesel 427.71 [US$/m3] 0.275 [m3/MWh] 20.02 137.68Nehuenco 01 Diesel 310.0 * MesMar-2019 5.0% Petróleo Diesel 403.03 [US$/m3] 0.190 [m3/MWh] 5.21 81.62Nehuenco 02 Diesel 391.5 * MesMar-2019 2.1% Petróleo Diesel 403.03 [US$/m3] 0.189 [m3/MWh] 5.21 81.50Nehuenco 9B 01 Diesel 92.0 * * 10.0% Petróleo Diesel 403.03 [US$/m3] 0.327 [m3/MWh] 4.30 136.21Nehuenco 9B 02 Diesel 16.0 * * 10.0% Petróleo Diesel 403.03 [US$/m3] 0.339 [m3/MWh] 21.50 158.21San Isidro Diesel 305.0 * MesMar-2010 2.1% Petróleo Diesel 458.78 [US$/Ton] 0.185 [Ton/MWh] 6.46 91.24San Isidro 02 CC Diesel 350.0 * MesJun-2009 2.1% Petróleo Diesel 460.04 [US$/Ton] 0.170 [Ton/MWh] 4.55 82.85Con Con 2.3 * * 5.0% Petróleo Diesel 424.73 [US$/m3] 0.276 [m3/MWh] 20.12 137.26Colmito 55.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 422.47 [US$/Ton] 0.298 [Ton/MWh] 12.00 137.90Laguna Verde TG 17.9 * * 5.0% Petróleo Diesel 468.41 [US$/Ton] 0.264 [Ton/MWh] 1.00 124.66Placilla 3.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 426.78 [US$/m3] 0.276 [m3/MWh] 19.79 137.50Quintay 3.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 427.12 [US$/m3] 0.276 [m3/MWh] 20.30 138.10Totoral 3.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 431.94 [US$/m3] 0.276 [m3/MWh] 20.30 139.43Nueva Renca FA GLP 30.0 * MesMar-2014 2.1% Petróleo Diesel 518.70 [US$/Ton] 0.186 [Ton/MWh] 0.10 96.58Nueva Renca Diesel 312.0 * MesMar-2014 2.4% Petróleo Diesel 475.40 [US$/Ton] 0.171 [Ton/MWh] 7.50 88.79Renca 92.0 * * 11.0% Petróleo Diesel 475.40 [US$/Ton] 0.365 [Ton/MWh] 3.60 177.12EV25 25.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 500.90 [US$/Ton] 0.309 [Ton/MWh] 1.00 155.78Esperanza 01 18.8 * * 5.0% Petróleo Diesel 423.00 [US$/m3] 0.406 [m3/MWh] 7.05 178.89Esperanza 02 1.8 * * 5.0% Petróleo Diesel 423.00 [US$/m3] 0.260 [m3/MWh] 26.15 136.13Esperanza 03 1.6 * * 5.0% Petróleo Diesel 423.00 [US$/m3] 0.269 [m3/MWh] 23.67 137.64Candelaria CA 01 Diesel 125.3 * MesMar-2014 2.1% Petróleo Diesel 406.00 [US$/m3] 0.322 [m3/MWh] 2.80 133.41Candelaria CA 02 Diesel 128.6 * MesMar-2019 2.1% Petróleo Diesel 406.00 [US$/m3] 0.322 [m3/MWh] 2.80 133.41Constitución Elektragen 9.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 499.31 [US$/Ton] 0.282 [Ton/MWh] 13.92 154.58Nueva Aldea 02 Diesel 10.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 404.15 [US$/m3] 0.345 [m3/MWh] 3.00 142.43

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

[MW] Operación Operación (%) Combustible Combustible * combustible específico [US$/MWh] [US$/MWh]Campanario 01 Diesel 56.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 471.76 [US$/Ton] 0.261 [Ton/MWh] 14.08 137.07Campanario 02 Diesel 56.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 471.76 [US$/Ton] 0.244 [Ton/MWh] 10.42 125.48Campanario 03 Diesel 56.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 471.76 [US$/Ton] 0.243 [Ton/MWh] 6.45 121.28Petropower 54.2 * * 3.3% Petróleo Diesel 0.00 [US$/MWh] 1.000 3.90 3.90Coronel TG Diesel 46.7 * * 5.0% Petróleo Diesel 478.00 [US$/Ton] 0.216 [Ton/MWh] 19.50 122.84Horcones TG Diesel 24.3 * * 5.0% Petróleo Diesel 401.97 [US$/m3] 0.408 [m3/MWh] 3.00 167.00Antilhue TG 01 50.3 * * 5.0% Petróleo Diesel 426.71 [US$/Ton] 0.274 [Ton/MWh] 2.80 119.59Antilhue TG 02 50.9 * * 5.0% Petróleo Diesel 426.71 [US$/Ton] 0.274 [Ton/MWh] 2.80 119.59Degañ 36.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 567.93 [US$/Ton] 0.219 [Ton/MWh] 15.00 139.21Ancud 3.3 * * 5.0% Petróleo Diesel 605.37 [US$/Ton] 0.242 [Ton/MWh] 10.00 156.26Maule 6.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 499.31 [US$/Ton] 0.282 [Ton/MWh] 13.92 154.58Teno 50.0 MesMay-2009 * 2.1% Petróleo Diesel 471.76 [US$/Ton] 0.261 [Ton/MWh] 14.08 137.07Espinos 96.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 486.07 [US$/Ton] 0.221 [Ton/MWh] 26.90 134.42Los Pinos 97.0 MesAbr-2009 * 5.0% Petróleo Diesel 402.37 [US$/m3] 0.226 [m3/MWh] 4.50 95.44TG TermoChile 60.0 MesMay-2009 * 2.1% Petróleo Diesel 486.07 [US$/Ton] 0.225 [Ton/MWh] 25.80 135.31TG Peñon 37.0 MesMay-2009 * 2.1% Petróleo Diesel 486.07 [US$/Ton] 0.225 [Ton/MWh] 25.80 135.31Quellon 02 10.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 608.27 [US$/Ton] 0.222 [Ton/MWh] 13.60 148.58Cenizas 17.1 MesMar-2009 * 5.0% Petróleo Diesel 339.60 [US$/Ton] 0.230 [Ton/MWh] 13.81 92.02Santa Lidia 132.0 MesAbr-2009 * 2.1% Petróleo Diesel 472.60 [US$/Ton] 0.255 [Ton/MWh] 2.50 123.01Chuyaca 20.0 MesMay-2009 * 5.0% Petróleo Diesel 581.40 [US$/Ton] 0.222 [Ton/MWh] 13.60 142.61Tierra Amarilla 142.0 MesAbr-2009 * 5.0% Petróleo Diesel 339.60 [US$/Ton] 0.250 [Ton/MWh] 4.50 89.40Calle-Calle 20.0 MesSep-2009 * 5.0% Petróleo Diesel 139.20 [US$/MWh] 1.000 0.00 139.20Trapen 81.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 519.79 [US$/Ton] 0.220 [Ton/MWh] 25.51 139.71Newen 15.0 MesAbr-2009 * 5.0% Petróleo Diesel 478.00 [US$/Ton] 0.216 [Ton/MWh] 19.50 122.84Campanario 04 CA Diesel 42.0 MesMay-2009 MesJul-2009 5.0% Petróleo Diesel 471.76 [US$/Ton] 0.261 [Ton/MWh] 14.08 137.07Campanario 04 CC Diesel 60.0 MesNov-2009 * 5.0% Petróleo Diesel 471.76 [US$/Ton] 0.192 [Ton/MWh] 14.08 104.66Termopacífico 96.0 MesMay-2009 * 5.0% Petróleo Diesel 135.30 [US$/MWh] 1.000 0.00 135.30Emelda 76.0 MesOct-2009 * 5.0% Petróleo Diesel 465.82 [US$/Ton] 0.292 [Ton/MWh] 5.50 141.52Quintero 01 CA Diesel 240.0 MesAbr-2009 MesMar-2010 2.1% Petróleo Diesel 458.78 [US$/Ton] 0.259 [Ton/MWh] 4.00 122.82Chiloé 9.0 * * 5.0% Petróleo Diesel 567.85 [US$/Ton] 0.269 [Ton/MWh] 13.92 166.56Linares 0.4 * * 5.0% Petróleo Diesel 451.50 [US$/m3] 0.250 [m3/MWh] 20.30 133.18San Gregorio 0.4 * * 5.0% Petróleo Diesel 451.50 [US$/m3] 0.250 [m3/MWh] 20.30 133.18Huasco TG 58.0 * * 36.0% Petróleo IFO-180 367.35 [US$/Ton] 0.362 [Ton/MWh] 11.63 144.61Punta Colorada 01 Fuel 16.3 MesMay-2009 * 5.0% Petróleo IFO-180 339.60 [US$/Ton] 0.230 [Ton/MWh] 13.81 92.02

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

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

ecombustiblnoVariableCostoeCombustiblCostoEspecíficoConsumoCV +⋅=

5.5 Estadística Hidrológica Para las centrales hidroeléctricas de embalse se utilizó una muestra estadística de 47 años de los afluentes en régimen natural en las diferentes cuencas del país, desde Abril de 1960 hasta marzo de 2007. El año inicial de la muestra se fijó en base a un estudio contratado por la Comisión al DICTUC y su Departamento de Hidráulica, a cargo del cual estuvo el profesor Bonifacio Fernández. Este estudio concluyó que a partir del año 1960 la estadística disponible era confiable, y previo a esta fecha la estadística contiene gran cantidad de información de relleno generada a falta de la información real. Asimismo, este estudio concluyó la necesidad de ir agregando años reales a partir del año 1960, en vez de utilizar una ventana móvil de 40 años. De esta forma, en la siguiente fijación la Comisión incorporará el último año hidrológico para el cual se tenga registro. A efectos de generar una muestra que contenga situaciones más extremas y en base a la energía afluente al sistema para cada año hidrológico5, se agregaron tres hidrologías a la estadística real bajo los siguientes criterios:

a) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la situación más seca como sistema (año 1998-1999), por el guarismo 0,8.

b) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la siguiente situación más seca como sistema (año 1968-1969), por el guarismo 0,9.

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

De esta forma, el total de años hidrológicos utilizados por la Comisión para la presente fijación es de 50. Para las centrales de pasada se aplicó un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estuvieran dentro de los máximos y mínimos de cada central.

5 Ver ANEXO Nº 8: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA.

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En resumen, en la presente fijación se utilizó una muestra de 47 años de los caudales afluentes en régimen natural a las centrales, más tres hidrologías adicionales, dos de ellas secas y una húmeda.

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

CUADRO N° 7: COTAS INICIALES PARA LOS EMBALSES6 Cotas iniciales al 1º de Abril de 2009 Embalse Cota (m.s.n.m.) Lago Laja 1330,4

Laguna del Maule 2167,6 Embalse Rapel 102,1

Laguna Invernada 1293,9 Lago Chapo 222,8

Embalse Colbún 422,4 Embalse Melado 641,7 Embalse Ralco 699,7

Embalse Pangue 509,1 Poza Polcura 734,9

Embalse Machicura 256,3

5.7 Sistema de Transmisión Se representó en forma simplificada el sistema de transmisión del SIC, cuyo diagrama unilineal referencial, se entrega en el ANEXO Nº 7: SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL, incorporando instalaciones desde el nivel de 66 kV hasta el nivel de 500 kV. Los parámetros y capacidades máximas de los diferentes tramos utilizados serán remitidos al CDEC-SIC en una base de datos para que de esta forma estén disponibles para los participantes de este proceso de fijación tarifaria, la misma base de datos estará a disposición de cualquier interesado en la página web de la CNE, una vez publicado en el diario oficial el decreto de precios de nudo correspondiente a la presente fijación. Los valores para los distintos tramos del sistema de transmisión se han determinado en base al Informe de Peajes de la Dirección de Peajes del CDEC-SIC y antecedentes entregados por los propios propietarios de dichas instalaciones. 6 Fuente: CDEC-SIC, abril de 2009.

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

CUADRO N° 8: COSTO DE FALLA SEGÚN PROFUNDIDAD DE LA MISMA Profundidad de Falla US$/MWh

0-5% 540,02 5-10% 555,90

10-20% 588,09 Sobre 20% 632,94

Estos valores se determinan conforme a lo señalado en el ANEXO Nº 4. Valor único representativo, denominado Costo de Racionamiento: 548,66 [US$/MWh] Este valor único representativo, se obtiene de calcular un precio de nudo de falla, definido como la valoración a costo marginal de falla, de la energía de falla esperada para todas las barras del sistema, dentro del horizonte de cálculo de precio de nudo. Este valor único representa el costo por kilowatthora en que incurrirían, en promedio, los usuarios al no disponer de energía.

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

5.10 Horizonte de Estudio El horizonte de estudio utilizado fue de 10 años hidrológicos (abril 2009 a marzo 2019).

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

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

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

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

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

b) Centrales Serie Hidraúlica:

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

c) Centrales de Pasada:

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

5.11.2 Centrales Termoeléctricas Las centrales térmicas consideradas para el SIC se entregan en el CUADRO N° 6. Estas se representan con sus costos de combustible, rendimientos y costos variables no combustible, además de su disponibilidad media de energía. 5.11.3 Sistema de Transmisión La modelación de los sistemas de transmisión considera:

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

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

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

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

CUADRO N° 9: RESUMEN DE ELEMENTOS MODELADOS

Nº de Barras: 183Nº de Barras de Consumo: 117Nº de Barras de Consumo Vegetativo: 17Nº de Barras de Consumo Industrial: 18Nº de Barras de Consumo Vegetativo e Industrial: 82Nº de Tramos de Sistema de Transmisión: 225Nº Centrales Térmicas (*): 130Nº Centrales de Pasada: 54Nº de Embalses: 7Nº Centrales de Embalse: 7Nº de Embalses Menores: 4Nº Centrales de Embalse Menor: 4Nº Centrales en Serie Hidráulica: 9Nº Centrales Eolicas: 3(*) Considera operaciones duales y tramos.

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

5.11.5 Otras consideraciones en la modelación del SIC

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

- Para los ciclos abiertos y combinados existentes que utilizan gas natural

y que no están asociados a la construcción de las plantas de regasificación, se consideró un valor adicional de 2 US$/MBtu a los valores proyectados de GNL por la utilización del terminal regasificador del SIC y de 1,67 US$/MBtu para el terminal del SING. Durante el primer año se considera una máxima capacidad de la planta de 4,75 Mm3/día, luego, desde Abril de 2010 se considera una capacidad de 9,5 Mm3/día la cual es ampliable a medida que la demanda lo requiera.

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- La disponibilidad completa de GNL dentro del horizonte de análisis del presente informe es el siguiente:

o San Isidro 2 : Julio 2009 o Quintero I : Abril 2010 o San Isidro : Abril 2010 o Tal Tal : Julio 2012 o Nueva Renca : Abril 2014 o Candelaria I : Abril 2014

- Para las centrales existentes y en construcción, informadas por Arauco

Generación S.A., la CNE ha asignado a cada una de ellas las respectivas curvas de costo por bloque de potencia que informa el propietario.

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6 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO

6.1 Precio Básico de la Energía El Precio Básico de la Energía se calculó en el Nudo Troncal Quillota 220 kV a partir de la asociación de consumos aguas abajo de esta barra. Para esto, se consideró los costos marginales esperados y energías mensuales tanto en esta barra como en las barras de consumo asociadas a está. De esta forma, considerando los primeros 48 meses de operación del SIC, contados a partir del 1º de abril de 2009, el precio básico se determina como:

Precio Básico Energía Nudo Referencia=∑

=

=

+

+

48

1

,

48

1

,,

)1(

)1(

ii

iNref

ii

iNrefiNref

rE

rECMg

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

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

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

de Energía. i : mes i-ésimo. r : Tasa de descuento mensual, equivalente a 10% anual. En el ANEXO Nº 6 se entrega la información necesaria para determinar los precios de nudo en las barras troncales del sistema. El Precio Básico de la Energía es de 46,593 $/kWh para el Nudo Básico de referencia. En este cálculo se ha considerado una operación que recoge exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente, en lo relativo a regulación de frecuencia y tensión, cuyos aspectos generales se describen en ANEXO Nº 3.

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6.2 Precios Básicos de la Potencia de Punta El Precio Básico de la Potencia de Punta se derivó del costo de ampliar la capacidad instalada en turbinas a gas diesel. Conforme a lo establecido en el artículo 162º, Nº 3 DFL Nº4/2006, se identifica un precio básico de potencia en el nudo Básico de Potencia Polpaico 220 kV el que resulta igual a 5.234,98 $/kW/mes. Los cálculos y consideraciones se detallan en ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA.

6.3 Precios de Energía y Potencia Resto del SIC 6.3.1 Precios de Energía en el Resto del SIC Los precios de energía en los restantes nudos troncales del sistema de transmisión se determinan aplicando la expresión señalada en el punto 6.1, los cuales incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en el ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE ABRIL DE 2009. Los Factores de Penalización de Energía resultan de referir los precios determinados en resto de las subestaciones principales del SIC respecto del nudo de referencia Quillota 220 kV. La determinación de los precios mencionados entre otros factores considera las pérdidas marginales y saturaciones del sistema de transmisión así como también los costos de operación del sistema. 6.3.2 Precios de Potencia en el Resto del SIC Los precios de potencia en los restantes nudos o barras del SIC se determinaron aplicando Factores de Penalización a los Precios Básicos de la Potencia señalados en el punto 6.2. Estos Factores se obtienen de referir a los nudos de referencia de cada subsistema, los precios para el bloque de mayor demanda para los meses de abril a septiembre, obtenidos de acuerdo a la expresión del punto 6.1, para cada nudo troncal. Dichos factores de penalización incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en ANEXO Nº 3. En el CUADRO N° 10 se muestran los factores de penalización y los precios de energía y potencia resultantes.

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CUADRO N° 10: FACTORES DE PENALIZACIÓN Y PRECIOS DE NUDO NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION PRECIOS DE NUDO

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

D. DE ALMAGRO 220 1,0879 1,1284 5.695,13 52,576CARRERA PINTO 220 1,0569 1,0979 5.532,85 51,154CARDONES 220 1,0192 1,0581 5.335,49 49,300MAITENCILLO 220 0,9656 1,0040 5.054,90 46,779PAN DE AZUCAR 220 1,0129 1,0494 5.302,51 48,895LOS VILOS 220 0,9936 1,0101 5.201,48 47,064QUILLOTA 220 0,9738 1,0000 5.097,82 46,593POLPAICO 220 1,0000 1,0236 5.234,98 47,693LAMPA 220 1,1224 1,1595 5.875,74 54,025CERRO NAVIA 220 1,1086 1,0923 5.803,50 50,894CHENA 220 1,0956 1,0866 5.735,44 50,628ALTO JAHUEL 220 1,0656 1,0527 5.578,39 49,048PAINE 154 1,0754 1,0651 5.629,70 49,626RANCAGUA 154 1,0772 1,0643 5.639,12 49,589PUNTA CORTES 154 1,0682 1,0632 5.592,01 49,538TILCOCO 154 1,0533 1,0393 5.514,00 48,424SAN FERNANDO 154 1,0485 1,0298 5.488,88 47,981TENO 154 1,0211 0,9977 5.345,44 46,486ITAHUE 154 0,9979 0,9808 5.223,99 45,698ANCOA 220 0,9933 0,9602 5.199,91 44,739CHARRUA 220 0,9325 0,9462 4.881,62 44,086TEMUCO 220 0,9510 0,9766 4.978,47 45,503LOS CIRUELOS 220 0,9538 0,9722 4.993,12 45,298VALDIVIA 220 0,9522 0,9826 4.984,75 45,782BARRO BLANCO 220 0,9493 0,9881 4.969,57 46,039PUERTO MONTT 220 0,9572 0,9979 5.010,92 46,495

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7 FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO

7.1 Indexación del Precio de la Potencia de Punta7 Los parámetros de la fórmula de indexación de la potencia representan el peso relativo de cada una de las componentes utilizadas en la determinación del precio básico de la potencia, y se obtienen y justifican a partir del valor de las derivadas parciales de dicho precio respecto a cada una de las variables utilizadas.

[ ]⎥⎥⎦

⎢⎢⎣

⎡⋅+⋅+⎟⎟

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅+⋅⋅

++

⋅⋅=oooooo IPC

IPC4coefIPMIPM3coef

PPIPPI2coef

PPIturbPPIturb1coef

d1d1

DOLDOLPbpotmeskW$USPpot

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

Polpacio 70 0,4618 0,14196 0,12435 0,27189

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

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

d : Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos en la

zona franca de extensión de Iquique. IPC e IPM : Índices de precios al consumidor y de precios al por mayor

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

PPIturb : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine

Generator Set Unit Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, pcu333611333611) correspondiente al sexto mes anterior al cual se aplique la indexación.

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

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

DOL0 : Dólar observado EEUU promedio del mes de marzo de 2009

publicado por el Banco Central (592,93[$/US$]). D10 : Tasa arancelaria vigente aplicable a equipos electromecánicos

en la zona franca de extensión de Iquique (6%). IPCo e IPMo : Valores de IPC y de IPM correspondientes a febrero de 2009

(98,88 y 306,41 respectivamente). PPIturbo : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine

Generator Set Unit Mfg correspondiente al mes de octubre de 2008 (204,20).

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

octubre de 2008 (186,40).

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

Precio Energía = Precio base · ⎥⎦

⎤⎢⎣

O

i

PMMPMM

Donde: PMM i : Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión, correspondientes a la ventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación de este precio. PMM 0 : Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión,

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correspondientes a la ventana de cuatro meses, que incluye los meses de noviembre de 2008 a febrero de 2009 (57,844 [$/kWh]). El primer día hábil de cada mes, la Comisión publicará en su sitio de dominio electrónico, el valor del PMMi respectivo, para efectos de la aplicación de la fórmula anterior. Los precios medios de los contratos de clientes libres serán indexados mediante el Índice de Precios al Consumidor (IPC), al mes anterior al cual se realice la aplicación de la fórmula de indexación de la energía. 8 CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA

8.1 Indexación Cargos por Energía Reactiva Los cargos por energía reactiva de la fijación de abril de 2009 varían en un 4,96 % respecto de la fijación de octubre de 2008, cifra que corresponde a un 2,36 % por la variación del tipo de cambio (Dólar Acuerdo) entre septiembre 2008 y marzo de 2009 y a un 2,54 % por variación del valor real del dólar en adquisición de maquinaria eléctrica (IPM USA), en seis meses (julio 2008 - enero 2009).

8.2 Condiciones de Aplicación Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el CUADRO N° 11, y se aplicarán en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio público que esté recibiendo energía eléctrica de una empresa generadora o de otra empresa distribuidora de servicio público, horariamente, conforme al siguiente procedimiento: 1. Medir y registrar energía activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva. 2. Calcular el cuociente entre energía reactiva inductiva y la energía activa. 3. Conforme al cuociente anterior y de acuerdo al nivel de tensión del punto de

compra, aplicar los cargos por energía reactiva inductiva presentados en el CUADRO N° 11, para cada una de las horas del período comprendido entre las 08:00 y 24:00 hrs.

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

El mecanismo de aplicación de los cargos señalados en el CUADRO N° 11, será detallado en el Decreto de Precios de Nudo respectivo.

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En aquellos casos en que existan puntos de compra con mediciones que incluyan inyecciones o consumos de energía activa o reactiva, distintos a los reconocidos por la empresa distribuidora consumidora, se deberá realizar un balance horario que permita identificar el consumo de energía activa y reactiva al cual se deben aplicar los recargos presentados en el CUADRO N° 11. Los términos y condiciones de dichos balances deberán ser determinados a través de un informe de la Dirección de Peajes.

CUADRO N° 11: CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA INDUCTIVA SEGÚN NIVEL DE TENSIÓN DE PUNTO DE COMPRA

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

(%) $/KVArh $/KVArh $/KVArh Desde 0 y hasta 10 0,0 0,0 0,0 Sobre 10 y hasta 20 0,0 0,0 0,0 Sobre 20 y hasta 30 4,687 0,0 0,0 Sobre 30 y hasta 40 8,439 8,439 0,0 Sobre 40 y hasta 50 8,439 8,439 8,439 Sobre 50 y hasta 80 11,246 11,246 11,246

Sobre 80 14,052 14,052 14,052

9 HORAS DE PUNTA DEL SISTEMA

Se entenderá por horas de punta el período del día comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas durante los meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre, exceptuándose los domingos, festivos y sábados inmediatamente siguientes o anteriores a un día laboral festivo de dichos meses.

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

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

CUADRO N° 12: DETERMINACIÓN PRECIO MEDIO BÁSICO.8 Precio Medio Básico SIC

Precio Básico Energía [$/kWh] 46,593 Precio Básico Potencia [$/kW/mes] 5.097,82

Precio Medio Básico [$/kWh] 55,592

10.2 Determinación de Banda de Precios de Mercado Según lo establecido en los números 2, 3 y 4, del artículo 168º del DFL Nº4/2006, para la determinación de la Banda de Precios de Mercado (BPM) se debe determinar la diferencia porcentual (ΔPMB/PMM%) entre el Precio Medio Básico, calculado en el punto anterior, y el Precio Medio de Mercado (PMM) determinado en conformidad a lo establecido en artículo 167º del DFL Nº4/2006. Esta comparación se muestra en CUADRO N° 13.

CUADRO N° 13: COMPARACIÓN PRECIO MEDIO BÁSICO - PRECIO MEDIO DE MERCADO.

Precio Medio Básico/Mercado SIC Precio Medio Básico [$/kWh] 55,592

Precio Medio de Mercado [$/kWh] 57,844 ∆ PMB / PMM (%) -3,9%

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

⎪⎪⎩

⎪⎪⎨

Δ≤

<Δ≤−Δ⋅

=

%/80% si ; %30

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

%30%/ si ; %5

PMMPMB

PMMPMBPMMPMB

PMMPMB

BPM

De la aplicación del procedimiento descrito anteriormente, el límite superior de la BPM para la presente fijación resulta igual a 5.0%. 8 Precio Básicos en nudo Quillota 220 kV., Factor de carga Sistema utilizado: 0.776.

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10.3 Comparación del Precio Medio Teórico con Precio Medio de Mercado. En conformidad al procedimiento estipulado en el artículo 167º del DFL Nº4/2006, la diferencia porcentual entre el Precio Medio de Mercado y el Precio Medio Teórico resulta ser igual a:

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

Precio Medio Teórico/Mercado SIC Precio Medio Teórico [$/kWh] 58,314

Precio Medio de Mercado [$/kWh] 57,844 Diferencia (%) 0,81%

Dicha diferencia porcentual es inferior al límite superior de la BPM calculado en el punto anterior. Por lo tanto, según lo señalado en el artículo 167º del DFL Nº4/2006, los precios de nudo determinados previamente son aceptados. CUADRO N° 15: COMPARACIÓN PRECIO MEDIO TEÓRICO AJUSTADO – PRECIO MEDIO

MERCADO. Precio Medio Teórico Ajustado/Mercado SIC

Precio Medio Teórico Ajustado [$/kWh] 58,314 Precio Medio de Mercado [$/kWh] 57,844

Diferencia (%) 0,81%

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CUADRO N° 16: PRECIOS DE NUDO, AJUSTADO A BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y FACTORES DE PENALIZACIÓN.

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

[$/kW/mes] [$/kWh]D. DE ALMAGRO 220 1,0879 1,1284 5.695,13 52,576CARRERA PINTO 220 1,0569 1,0979 5.532,85 51,154CARDONES 220 1,0192 1,0581 5.335,49 49,300MAITENCILLO 220 0,9656 1,0040 5.054,90 46,779PAN DE AZUCAR 220 1,0129 1,0494 5.302,51 48,895LOS VILOS 220 0,9936 1,0101 5.201,48 47,064QUILLOTA 220 0,9738 1,0000 5.097,82 46,593POLPAICO 220 1,0000 1,0236 5.234,98 47,693LAMPA 220 1,1224 1,1595 5.875,74 54,025CERRO NAVIA 220 1,1086 1,0923 5.803,50 50,894CHENA 220 1,0956 1,0866 5.735,44 50,628ALTO JAHUEL 220 1,0656 1,0527 5.578,39 49,048PAINE 154 1,0754 1,0651 5.629,70 49,626RANCAGUA 154 1,0772 1,0643 5.639,12 49,589PUNTA CORTES 154 1,0682 1,0632 5.592,01 49,538TILCOCO 154 1,0533 1,0393 5.514,00 48,424SAN FERNANDO 154 1,0485 1,0298 5.488,88 47,981TENO 154 1,0211 0,9977 5.345,44 46,486ITAHUE 154 0,9979 0,9808 5.223,99 45,698ANCOA 220 0,9933 0,9602 5.199,91 44,739CHARRUA 220 0,9325 0,9462 4.881,62 44,086TEMUCO 220 0,9510 0,9766 4.978,47 45,503LOS CIRUELOS 220 0,9538 0,9722 4.993,12 45,298VALDIVIA 220 0,9522 0,9826 4.984,75 45,782BARRO BLANCO 220 0,9493 0,9881 4.969,57 46,039PUERTO MONTT 220 0,9572 0,9979 5.010,92 46,495

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10.4 Determinación del Valor Máximo de las Ofertas de Licitación para Abastecer Consumos Regulados.

De acuerdo lo establece el artículo 135º el DFL Nº4/2006, en cada licitación, el valor máximo de las ofertas será el equivalente al limite superior de la BPM aumentado en un 20%. El valor así determinado, esto es el precio medio máximo de las ofertas de licitación para consumos regulados, resulta ser igual a 122,921 [US$/MWh], que considera un precio de potencia de 8,8290 [US$/kW/mes] y un precio máximo de energía para efecto de las licitaciones mencionadas, en el SIC, igual a 107,3359 [US$/MWh]. 11 ABONO O CARGO POR DIFERENCIA DE PRECIO DE NUDO CON

COSTOS MARGINALES, DE LOS SUMINISTROS SOMETIDOS A REGULACIÓN DE PRECIOS NO CUBIERTOS POR CONTRATOS.

Conforme a lo dispuesto en el artículo 27º transitorio del DFL Nº4/2006, la DP del CDEC-SIC hizo llegar a la Comisión el Informe Definitivo “Determinación de Abono o Cargo a Suministros Sometidos a Regulación de Precios, Septiembre 2008 a Febrero 2009”, mediante carta DP Nº 242/2009 de fecha 31 de marzo de 2009, conforme a la metodología establecida en la Resolución Exenta CNE Nº 885 del 24 de diciembre de 2007. Dicho informe establece que, de la aplicación de la metodología señalada, se determinó un cargo cuyo valor asciende a 34,546 $/kWh. No obstante lo anterior, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo transitorio señalado, el traspaso que resulte de las diferencias, positivas o negativas, que se produzcan entre el costo marginal y el precio de nudo vigente, no podrá ser ni superior ni inferior en el 20% del precio de nudo. En virtud de lo anterior, y de acuerdo a los precios de nudo resultantes de la presente fijación, mostrados en el cuadro Nº 16 del cuerpo del presente informe, se determinó un cargo de 8,817 $/kWh, el cual deberá ser traspasado al total de los consumos regulados del SIC, conforme lo establezca el Decreto de Precios de Nudo respectivo.

9 Factor de Carga Sistema: 0.776

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12 DETERMINACIÓN DEL CARGO UNICO TRONCAL (CU)

12.1 Utilización del Sistema de Transmisión Troncal Año 2008 A partir de los antecedentes disponibles a la fecha, el cargo único troncal aplicable a los usuarios con una potencia conectada inferior a 2.000 kW (CU2), para remunerar el uso del sistema de transmisión troncal durante el año 2008, se establece en 0,22610 $/kWh. El saldo a remunerar por parte de los usuarios de ese segmento por la utilización del sistema de transmisión troncal del año 2008 asciende a MM$ 4.55111. Lo anterior se resume en la siguiente tabla.

UTILIZACIÓN STT AÑO 2008, CU2 Saldo Utilización STT 2008 MM$ 4.551

Demanda Proyectada Mayo 2009 - Febrero 2010 GWh 20.094

CU2 2008 $/kWh 0,226 El saldo a remunerar por la utilización del sistema de transmisión troncal en el año 2008 por parte del segmento de usuarios que se señala en la LGSE, en su artículo 102°, letra a), párrafo segundo asciende a MM$ 86111. El cargo único para este segmento de usuarios se establece en 0,116 $/kWh. Lo anterior se resume en la siguiente tabla.

UTILIZACIÓN STT AÑO 2008, CU 30-45 Saldo uso STT año 2008 MM$ 861

Demanda Proyectada Mayo 2009 - Febrero 2010 GWh 7.447 CU30-45 2008 $/kWh 0,116

La demanda considerada para determinar los cargos únicos de cada segmento, se basa en la proyección de demanda utilizada en la presente fijación. El cálculo contempla una ventana de 10 meses, de esta forma se minimizan las desviaciones de la recaudación real respecto de la recaudación objetivo calculadas con ocasión de las fijaciones de precios de nudo de los meses de abril de los años siguientes. Las recaudaciones obtenidas por la aplicación de estos cargos, en los meses de marzo y abril anteriores a cada una de esas fijaciones, constituirán un abono a los montos a saldar en el siguiente período.

10 Los montos a saldar, fueron obtenidos del informe Revisión del Cálculo de Peajes por el Sistema de Transmisión Troncal Año 2008, de la Dirección de Peajes del CDEC-SIC, de fecha 31 de marzo de 2009. 11 Actualizado con el IPC de Marzo 2009.

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12.2 Cargo Único Traspasable a Usuarios Sometidos a Regulación de Precios

El cargo único troncal determinado en la fijación de precios de nudo de octubre 2008, correspondiente a la remuneración del periodo 2004-2007, que será actualizado con ocasión de la fijación de precios de nudo de octubre 2009, se le adiciona el cargo destinado a remunerar el saldo por la utilización del sistema de transmisión troncal durante el año 2008. En la tabla siguiente se muestran ambos cargos.

CUADRO Nº 17 Cargo Único Troncal Período Mayo 2009 - Octubre 2009 Período de CU2

Utilización STT $/kWh 2004-2007 0,399

2008 0,226 CU 0,625

De acuerdo a lo contenido en el CUADRO Nº 17 , el Cargo Único Troncal aplicable en el período Mayo 2009 - Octubre 2009 corresponde a 0,625 $/kWh.

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ANEXOS 13 ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES Los precios contenidos en el CUADRO N° 6, se modelaron para el horizonte de estudio a través de los factores obtenidos de las proyecciones de los cuadros N° 18, 19 y 20. Para el carbón, la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del carbón térmico. Para los combustibles diesel, fuel y mezcla diesel-fuel, la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del crudo WTI. La modulación de precios del GNL se realizó a través del coeficiente de modulación en base a precio proyectado de GNL en Chile.

CUADRO N° 18: PROYECCIÓN PRECIO DE CARBÓN12 Carbón Térmico

Año Precio [US$/Ton]

Factor de Modulación

2009 94,2 1,000 2010 100,8 1,069 2011 105,0 1,114 2012 110,8 1,176 2013 112,3 1,191 2014 112,8 1,197 2015 114,4 1,215 2016 117,0 1,242 2017 120,0 1,273 2018 123,3 1,308 2019 126,9 1,346

CUADRO N° 19: PROYECCIÓN PRECIO DE CRUDO WTI13. Crudo WTI

Año Precio [US$/bbl]

Factor de Modulación

2009 44,5 1,000 2010 57,97 1,303 2011 77,51 1,742 2012 82,92 1,863 2013 85,55 1,922

12 Estimación CNE 2009-2010 en base a precios futuros Nymex. Período 2011 en adelante modulación en base a proyección Purvin&Getz. 13 Estimación CNE en base a proyección Purvin and Gertz al 1 de febrero de 2009.

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Crudo WTI

Año Precio [US$/bbl]

Factor de Modulación

2014 87,76 1,972 2015 90,26 2,028 2016 93,01 2,09 2017 96,08 2,159 2018 99,49 2,236 2019 103,18 2,319

CUADRO N° 20: PROYECCIÓN GNL EN CHILE14. GNL EN CHILE

Año

Proyección SIC US$/MMBtu

Modulación SIC

Proyección SING US$/MMBtu

Feb-09 10,56 1,000 2º sem 2009 7,24 0,686

2010 7,89 0,747 9,21 2011 8,85 0,838 10,16

2012 en adelante 9,45 0,895 10,82

Para las centrales recomendadas en el Plan de Obras, cuyo combustible principal es líquido, se utilizó precios de combustible de las centrales más cercanas, incluyendo la modulación correspondiente.

14Estimación CNE sobre la base de contratos privados y precios futuros (cierre al 25 de febrero de 2009) para Henry Hub (NYMEX) y Brent (ICE).

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14 ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA

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

CUADRO N° 21: COSTOS MARGINALES ESPERADOS Y ENERGÍA EN BARRA DE REFERENCIA QUILLOTA 220.

Costos Marginales y Demanda en Quillota 220MES CMg Demanda MES CMg Demanda

[US$/MWh] [GWh] [US$/MWh] [GWh]Abril 2009 95,403 324,9 Abril 2011 93,148 355,7Mayo 2009 91,871 334,4 Mayo 2011 87,469 365,9Junio 2009 90,365 323,0 Junio 2011 70,758 353,3Julio 2009 87,427 333,2 Julio 2011 70,281 362,9Agosto 2009 76,629 333,9 Agosto 2011 66,512 363,8Septiembre 2009 71,927 327,4 Septiembre 2011 59,304 357,1Octubre 2009 67,017 341,4 Octubre 2011 52,916 373,1Noviembre 2009 67,562 336,6 Noviembre 2011 43,763 368,5Diciembre 2009 69,384 343,4 Diciembre 2011 48,304 375,4Enero 2010 98,422 361,4 Enero 2012 72,049 407,0Febrero 2010 109,834 346,7 Febrero 2012 90,333 392,2Marzo 2010 109,884 357,0 Marzo 2012 95,718 404,7Abril 2010 102,751 337,8 Abril 2012 100,767 382,9Mayo 2010 91,751 347,5 Mayo 2012 89,610 394,1Junio 2010 77,499 335,6 Junio 2012 82,134 380,4Julio 2010 72,458 345,0 Julio 2012 81,894 389,8Agosto 2010 72,248 345,6 Agosto 2012 80,257 391,7Septiembre 2010 67,557 339,3 Septiembre 2012 69,103 384,4Octubre 2010 55,397 354,3 Octubre 2012 60,409 401,6Noviembre 2010 54,226 350,3 Noviembre 2012 54,042 396,5Diciembre 2010 52,811 356,9 Diciembre 2012 56,473 402,7Enero 2011 75,146 380,1 Enero 2013 82,728 423,0Febrero 2011 92,484 365,1 Febrero 2013 103,061 407,8Marzo 2011 93,862 376,0 Marzo 2013 102,591 420,8

Promedio ponderado: 78,581 [US$/MWh] Precio de la energía en nudo Quillota 220 kV: Precio Básico Energía = 78,581 [US$/MWh] · 592,93 [$/US$]= 46,593 ($/kWh) El precio básico de la energía se ha calculado de acuerdo a la expresión del punto 6.1. Asimismo, el precio básico de la energía se ha determinado considerando el stock de agua de los embalses al 1º de abril de 2009, tal como exige el DFL Nº4/2006 en su artículo 162º, numeral dos.

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14.2 Cálculo del Precio Básico de la Potencia15

En el Sistema Interconectado Central se establece Polpaico 220 kV como la subestación básica de la potencia de punta. Se considera la Unidad de punta como una turbina a gas diesel de 70 MW con un MRT igual a 11,76% El detalle de la determinación del precio, se efectúa conforme se señala a continuación:

14.2.1 Cálculo del Precio Básico de la Potencia de Punta en el Sistema Interconectado Central

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

Precio Básico de la Potencia, Polpaico 70 [MW]C TG [US$/kW] 688,143 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto.

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

C SE [US$/kW] 67,179 Costo unitario de la subestación eléctrica de este proyecto.

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

C LT [US$/kW] 17,433 Costo unitario de la línea de transmisión que conecta la subestación de esteproyecto con la subestación Polpaico

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

CF [-] 1,048809 Costo financiero.C OP [US$/kW] 0,748 Costo fijo de operación y mantenimiento.1 + MRT [-] 1,1176 Incremento por Margen de Reserva Teórico.FP [-] 1,005635 Factor de pérdidas Pbpot [US$/kW/mes] 8,829 Precio Básico de la potencia.

Precio Básico Potencia = 8,8290 · 592,93 = 5.234,98 ($/kW/mes)

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

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15 ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE ABRIL DE 2009

15.1 Simplificaciones Adoptadas

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

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

transmisión.

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

15.2 Calidad de Suministro y Reglamento Eléctrico

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

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

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

15.2.2 Indisponibilidad de Transmisión

La indisponibilidad de transmisión se trató mediante afectación directa de los factores de penalización, considerando que la modelación del sistema de transmisión que les dio origen no incorporó factores de indisponibilidad. Para ello, y como simplificación del problema, se efectuó una simulación estática de la operación del sistema eléctrico para una condición típica de operación en la hora de demanda máxima utilizando una versión del modelo multinodal PCP16. Considerando una tasa de indisponibilidad de 0.00136 horas/Km al año, se simuló la operación del sistema para diferentes escenarios de indisponibilidad de líneas. Se consideró la salida sucesiva de 21 tramos redespachando el abastecimiento en cada caso y observando los casos en que la demanda total del sistema no fue abastecida. A cada escenario de insuficiencia de demanda, y a su distribución de costos marginales por barra, se asignó la probabilidad correspondiente determinando un coeficiente promedio de sobrecosto por sobre el costo marginal promedio del caso base sin salidas de línea. Como costo de falla se usó el costo correspondiente al primer tramo de falla. Se acumularon las tasas de falla asociadas a cada escenario de falla. Los resultados son los siguientes: Indisponibilidad de Transmisión = 1,63 horas/año Factor de Sobrecosto por Indisponibilidad = 1,000183 p.u

16 El Modelo PCP fue revisado y aprobada su utilización en el CDEC-SIC por la Comisión Nacional

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

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

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

15.3.1 Regulación de Frecuencia Sin perjuicio de que los desarrollos de generación previstos reconocen en sus costos de inversión elementos de control y regulación de frecuencia, mantener la frecuencia del sistema dentro de los límites establecidos por la reglamentación vigente, requiere de una operación coordinada de las unidades de generación destinada a mantener un margen de reserva de potencia en el sistema. Para este efecto se realizó una simulación de la operación en el Modelo OSE2000 utilizando las bases económicas de la presente fijación. En este escenario, se consideró que el sistema debe soportar la salida de una unidad de 390 MW, repartiendo la reserva necesaria para tal contingencia entre las centrales Colbún, Pehuenche y El Toro, a prorrata de su potencia instalada. Se determinó una diferencia de costos de operación por efecto de la regulación de frecuencia del orden de los 30,9 millones de US$, durante los 48 meses considerados en el cálculo de precio de nudo, el siguiente coeficiente de sobrecosto Frf, aplicado al precio teórico de energía permite recuperar tal diferencia de costos de operación en el mismo período de cálculo de precios de nudo:

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Frf = 1,002653

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

es, 260 MW. • La central San Isidro II con una operación forzada a mínimo técnico, esto

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

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

para representar la regulación de tensión en el sistema, éstas fueron reemplazadas por las centrales Nueva Renca y Nehuenco II, respectivamente, como una forma simplificada de mantener la operación a mínimo técnico de dos unidades a ciclo combinado.

Se determinó una diferencia de costos de operación por efecto de la regulación de tensión del orden de los 159,4 millones de US$, durante los 48 meses considerados en el cálculo de precio de nudo, el siguiente coeficiente de sobrecosto Frv, aplicado junto al factor Frf al precio teórico de energía, permite recuperar tal diferencia de costos de operación en el mismo período de cálculo de precios de nudo: Frv = 1.013663 Cabe señalar lo siguiente:

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

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

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• Los parámetros definidos no deben entenderse como una condicionante del trabajo que el CDEC debe efectuar para cumplir con lo establecido en las letras f) y g) del Artículo 172º del Reglamento de la Ley General de Servicios eléctricos.

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16 ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA

16.1 Introducción

En base al “Estudio de Costo de Falla de Larga duración” remitido al CDEC SIC con carta CNE N° 1410 de 20 de Septiembre de 2007 para su distribución entre las empresas integrantes, se presenta a continuación la estructura aplicable a la determinación del costo de falla. Conforme a lo anterior, el costo de falla medio del SIC está determinado para restricciones de 5, 10, 20 y 30%, y períodos de 1, 2 y 10 meses respectivamente. Se consideró el efecto en el costo de falla para el SIC debido al efecto en cinco sectores: sector residencial, sector comercial, sector minero, sector transporte y sector industrial. Para cada una de las cinco componentes señaladas, se presenta a continuación la respectiva fórmula de indexación, para finalmente determinar el costo de falla para el SIC, luego de ponderar sus respectivos costos con los siguientes porcentajes:

Sector Ponderador RESIDENCIAL 6.20% COMERCIAL 8.87% MINERO 36.72% TRANSPORTE 0.09% INDUSTRIAL 48.12%

16.2 Variación en el Costo de Falla de Sectores Residencial y de Servicios 16.2.1 Fórmula de Indexación

a) Sector Residencial: Variación promedio en las Tarifas BT1-a, del cargo

por energía base, con respecto al promedio observado en Diciembre de 2004 (BT1A/BT1Ao), denominado IB. El valor de BT1Ao es 61,735.

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

energía, con respecto al promedio observado en Diciembre de 2004 (BT2/BT2o), denominado IC. El valor de BT2o es 27,088.

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16.2.2 Comunas Consideradas

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

CUADRO N° 22: COMUNAS CONSIDERADAS. Nombre Participación en el Promedio

Comuna Empresa BT1A BT2 Santiago Chilectra 43,23% 44,71%

Valparaíso Chilquinta 23,71% 20,94% Temuco CGE 20,04% 24,55%

Pto. Montt Saesa 13,02% 9,81%

Total 100,0% 100,0%

16.3 Variación en el Costo de Falla del Sector Productivo 16.3.1 Componentes del Costo de Falla Productivo Considerando la siguiente participación de los componentes del costo de falla en sectores productivos:

CUADRO N° 23:COMPONENTES DEL COSTO DE FALLA POR SECTOR PRODUCTIVO. SIC

Escenario C. Bienestar C. Autogen. C. Produc. C. Arr. Compra C. Otros Total% % % % % %B A P C O

1 mes, 5% 1.34% 8.04% 86.84% 0.72% 3.06% 100%2 meses, 5% 1.07% 6.40% 89.58% 0.52% 2.44% 100%10 meses, 5% 1.06% 6.50% 89.52% 0.41% 2.51% 100%

1 mes, 10% 0.59% 5.92% 90.12% 0.87% 2.50% 100%2 meses, 10% 0.54% 5.34% 91.27% 0.55% 2.30% 100%10 meses, 10% 0.46% 4.69% 92.60% 0.27% 1.98% 100%

1 mes, 20% 0.26% 5.19% 91.46% 0.65% 2.44% 100%2 meses, 20% 0.26% 5.15% 91.68% 0.43% 2.48% 100%10 meses, 20% 0.24% 4.91% 92.35% 0.23% 2.27% 100%

1 mes, 30% 0.17% 4.57% 92.68% 0.56% 2.02% 100%2 meses, 30% 0.17% 4.57% 92.87% 0.39% 2.00% 100%10 meses, 30% 0.16% 4.38% 93.43% 0.19% 1.84% 100%

16.3.2 Componentes del Costo de Falla Productivo Para cada uno de los tramos y meses deberá determinarse la siguiente expresión: IA = B · PM/PMo + A · PD/PDo + P · IPM/IPMo + C · EQ/EQo + O · RH/RHo

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Considerando lo siguiente: B : Componente del costo de falla del sector productivo asociado al

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

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

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

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

Ajustes (%). PNE : Precio Base de Energía en la Subestación Troncal Alto Jahuel 220kV, en

$/kWh (s/IVA). Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación.

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

PM : Precio Monómico de electricidad en la Subestación Troncal Alto Jahuel para nivel de 220kV. PM = PNE + PNP / ( 730 · 0.72 ).

PD : Precio del petróleo diesel base Paridad CNE, en $/m3, incluidos los efectos del FEPP (s/IVA). Valor al promedio del mes anterior al que se aplica la indexación.

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

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

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

PCU : Producer Price Index. Turbines and turbine generator sets. Series. (ID : PCU3336113336114). Valor al sexto mes anterior al que se aplica la indexación.

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

anterior al que se aplica la indexación.

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16.4 Cálculo del Valor de Costo de Falla Medio Sic 16.4.1 Indexadores

CUADRO N° 24: INDEXADORES Indexadores

Indexadores Base (Dic-04) Abr-09 Var (%) Fecha IndexadoresPNE 19.14 54.58 185.25 Feb-09PNP 3,720.44 5,283.98 42.03 Feb-09PM 26.21 64.636 146.58 Feb-09PD 226,271.82 212,556.43 -6.06 Mar-09IPM 220.18 306.41 39.16 Feb-09DO 576.17 592.93 2.91 Mar-09Ta 0.06 0.06 0.00 Mar-09

PCU 100.30 130.60 30.21 Oct-08EQ 61,257.24 82,082.86 34.00 -

Indexadores Base (Dic-04) Abr-09 Var (%) Fecha IndexadoresRH 92.81 124.24 33.86 Ene-09

Abr-09 Fecha IndexadoresNombre BT1A BT2 Feb-09

Comuna Empresa ($/kWh) ($/kWh)Santiago Chilectra 124.97 86.65

Valparaíso Chilquinta 136.82 88.71Temuco CGE 130.43 85.61

Pto. Montt Saesa 146.38 85.36Equivalente a Feb-2009 131.66 86.70

Valor Base 61.74 27.09Var (%) 113.27 220.07

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

CUADRO N° 25: INDEXADORES DE LOS COSTOS DE FALLA DE LOS DISTINTOS SECTORES Indexador (%)

Sector Productivo (IA)Meses

Porcentaje 1 2 105 136.768 137.258 137.20810 136.937 137.172 137.41320 136.931 136.961 137.06930 137.139 137.150 137.244

5 213.268 213.268 213.26810 213.268 213.268 213.26820 213.268 213.268 213.26830 213.268 213.268 213.268

5 320.071 320.071 320.07110 320.071 320.071 320.07120 320.071 320.071 320.07130 320.071 320.071 320.071

Sector Servicios (IC)

Sector Residencial (IB)

Finalmente, considerando la siguiente expresión para la determinación del Costo de Falla Medio del SIC, y los valores del CUADRO N° 26, se obtiene lo siguiente: CFALLA = CFP · IA + CFR · IB + CFS · IC

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CUADRO N° 26: COSTO DE FALLA MEDIO.

Costo Social de Falla Medio ($ por kWh)

Sector Productivo (CFP)Meses

Porcentaje 1 2 105 262.676 258.758 259.44910 356.188 354.690 416.51320 324.326 325.363 360.22130 356.649 355.727 388.050

Sector Residencial (CFR)5 156.025 156.025 156.02510 165.652 165.652 165.65220 191.501 191.501 191.50130 231.431 231.431 231.431

5 60.780 60.780 60.78010 63.943 63.943 63.94320 72.147 72.147 72.14730 84.179 84.179 84.179

Sector Servicios (CFS)

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

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

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

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

CUADRO N° 27: TRAMOS DE COSTO DE FALLA UTILIZADOS. Profundidad de Falla US$/MWh

0-5% 540,02 5-10% 555,9 10-20% 588,09

Sobre 20% 632,94

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

TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC

ABRIL DE 2009 17.1 Introducción En Chile la legislación vigente le entrega a la Comisión Nacional de Energía la responsabilidad de velar por el buen desarrollo del sector eléctrico. Para cumplir adecuadamente esta labor en materias de generación y de transmisión de electricidad, la Comisión debe analizar periódicamente la evolución de la demanda y de la oferta de electricidad. A continuación se entregan las los antecedentes y bases utilizadas para determinar el Programa de Obras correspondiente a la fijación de precios de nudo de ABRIL de 2009.

17.2 Proyectos de Generación

17.2.1 Alternativas de expansión del parque generador

A partir de la información disponible por esta Comisión, se conformó un set de proyectos factibles de ser desarrollados en el horizonte 2008-2018, incluyendo alternativas tecnológicas que cubrieran diferentes fuentes energéticas. En el proceso de optimización se consideró aquellas alternativas de generación técnica y económicamente factibles de ser desarrolladas en el horizonte de planificación a utilizar. Similar criterio se aplicó para las instalaciones de transmisión. Los criterios generales aplicados en la elección de los proyectos analizados fueron los siguientes:

17.2.1.1 Centrales ciclo combinado a gas natural desde Argentina

No se consideró, en los planes de expansión analizados, la incorporación al parque generador de centrales genéricas de ciclo combinado. Sin perjuicio de lo anterior, se estudió alternativas de expansión del parque generador incluyendo centrales a gas natural en ciclo abierto, las cuales tienen como respaldo de operación GNL, cuyo tratamiento se detalla a continuación, o Diesel, dado que estas centrales realizan un aporte importante en el bloque de demanda máxima del sistema en los meses de febrero, marzo y abril.

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17.2.1.2 Centrales a Gas Natural Licuado

A partir de las restricciones de gas natural impuestas por la autoridad Argentina, se viabiliza la oportunidad de desarrollar una planta regasificadora de gas natural en nuestro país, que, entre otros, presenta beneficios como respaldo a las actuales centrales de ciclo combinado y/o a las futuras centrales que se incorporen al sistema. Para los ciclos abiertos y combinados existentes que utilizan gas natural y que no están asociados a la construcción de las plantas de regasificación, se consideró un valor adicional de 2 US$/MBtu a los valores proyectados de GNL por la utilización del terminal regasificador del SIC. Durante el primer año se considera una máxima capacidad de la planta de 4,75 Mm3/día, luego, desde Abril de 2010 se considera una capacidad de 9,5 Mm3/día la cual es ampliable a medida que la demanda lo requiera Para efectos de la determinación del presente programa de obras, se consideró, a partir de la información disponible, que esta planta está en operaciones el tercer trimestre de 2009, lo que permite recomendar a partir de esta fecha centrales a gas licuado tanto en ciclo combinado como abierto. Se ha considerado una primera planta a partir de la fecha indicada en el párrafo anterior, con una capacidad del orden de 9,5 Millones de m3/día, la cual en su primer año de operación tendrá una capacidad de 4,75 Millones de m3/día siendo un 33 % disponible para consumo residencial e industrial. En relación al precio de este combustible, se consideró una proyección cuyo valor comienza en torno a 10US$/MBtu, para ir decayendo en el futuro de acuerdo a lo indicado en el anexo ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES.

17.2.1.3 Centrales a Carbón

Otra de las opciones energéticas analizadas tiene que ver con centrales que utilizan carbón como insumo principal. A partir de antecedentes disponibles por esta Comisión, se conformaron proyectos tipo de150, 200, 250 y 400 MW, factibles de ser localizado en las regiones de Atacama, Coquimbo, Valparaíso, del Biobio y de los Lagos, con costos unitarios de inversión de 2.300 US$/kW. Los costos de inversión de estos proyectos incluyen la realización de puertos, necesario para la descarga y almacenamiento del carbón, y los costos de los equipos de mitigación ambiental.

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17.2.1.4 Centrales Hidroeléctricas

A partir de los antecedentes disponibles en esta Comisión, se conformaron proyectos tipo en base a módulos de generación de 460 MW, 500 y 660 MW, factibles de ser localizados en la XI Región, con costos unitarios de inversión de 2.000 US$/kW. Los costos de inversión de estos proyectos, de manera referencial, incluyen los costos de transmisión y los costos asociados al cumplimiento de la normativa ambiental, así como otros costos de mitigación. Asimismo, se consideró otros proyectos hidroeléctricos de menor envergadura, de acuerdo a lo informado a esta Comisión por las propias empresas, para las que se consideró un costo unitario de inversión de 1.700 US$/kW. Las estadísticas de afluentes se ha representado a través de caudales mensuales para las 47 hidrologías a partir de abril de 1960, agregándose 3 afluentes sintéticos, en concordancia con el procedimiento aplicado al resto de las centrales hidroeléctricas utilizadas en la modelación.

17.2.1.5 Centrales Eólicas y Geotérmicas

En virtud a lo estipulado en la ley N° 20.257, que introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos, respecto de la generación de electricidad con fuentes de energía renovables no convencionales, se ha considerado en el presente plan de obras la inclusión de centrales generadoras pertenecientes a este tipo de tecnologías. Como costos asociados a inversiones en parques de generación eólicos, se ha utilizado 1.800 US$/KW para una potencia instalada de 40 MW. En virtud de los plazos de construcción de los nuevos parques de generación eólicos, se ha considerado que éstos pueden entrar en servicio a partir de abril de 2010. A partir de antecedentes disponibles por esta Comisión, se conformaron proyectos tipo de 40 MW, factibles de ser localizados en las regiones de Coquimbo y del Biobio, con costos unitarios de inversión de 1.800 US$/kW.

Los costos de inversión de estos proyectos incluyen la subestación y la línea de conexión el sistema.

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Las estadísticas de vientos para las regiones señaladas, se han representado a través de la modulación mensual de las potencias máximas de estos proyectos, de acuerdo a lo mostrado en los gráficos Nº 5 y Nº 6.

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

FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA - REGIÓN DE COQUIMBO

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Enero

Febrer

oMarz

oAbri

lMay

oJu

nio Julio

Agosto

Septie

mbre

Octubre

Noviembre

Diciem

bre

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

FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA - REGIÓN DEL BIOBIO

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

Enero

Febre

roMarz

oAbri

lMay

oJu

nio Julio

Agosto

Septie

mbre

Octubre

Noviem

bre

Diciembre

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Se ha considerado como alternativa de expansión centrales geotérmicas, ubicadas en la zona cordillerana de las Regiones del Maule y del Biobio, conectándose al SIC en la S/E Ancoa y S/E Charrua respectivamente, con costos unitarios de inversión de 3.550 US$/kW. Estas centrales entran con bloques de 40 MW y 25 MW. Para dar coherencia al estudio de plan de obras, fue necesario incorporar obras de transmisión que permitieran evacuar la energía aportada por las nuevas centrales recomendadas.

17.3 Obras de Transmisión

En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el decreto N° 282 de 200717, también del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del Sistema Interconectado Central para el Período 2007 – 2008. Asimismo se consideraron también los proyectos señalados en los Decretos Supremos N° 259, 316 y 357, del 2008, todos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción; la Resolución Exenta Nº 54 de fecha 13 de enero de 2009, de esta Comisión, y el Dictamen Nº 1 – 2009 del Panel de Expertos, de fecha 10 de marzo de 2009. Adicionalmente, se incluyeron otros proyectos cuyos respectivos decretos aun se encuentran en el proceso de tramitación.

17.4 Otras Consideraciones y Alternativas de Desarrollo 17.4.1 Modelamiento de Centrales Hidroeléctricas Genéricas

Sin perjuicio de su inclusión en los planes de expansión a analizados, se consideró lo siguiente para este tipo de centrales:

17 Modificado por el Decreto N° 312 de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

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Se ha asociado a cada módulo de generación un costo fijo de inversión de transmisión en corriente continua, de tipo referencial y proporcional al tamaño de cada módulo. Estos costos son los correspondientes a la transmisión en corriente continua necesaria para la conexión al centro de carga del sistema, incluidos los refuerzos necesarios en el centro de carga del sistema.

17.4.2 Modelamiento centrales genéricas ciclo combinado gas natural

Sin perjuicio de su inclusión en los planes de expansión a analizados, se consideró lo siguiente para este tipo de centrales:

• Proyecto de referencia de central ciclo combinado tiene una potencia de

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

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

• En esta potencia y costos de inversión de la central, no está incluido el fuego adicional. La potencia final de cada central se obtiene como la suma de la potencia degradada de acuerdo al punto anterior y la potencia del fuego adicional, esto es, el 10% de la potencia degradada. El costo de inversión total se obtiene incrementando el costo de inversión ISO un 3%.

a) Potencia Central firme = Potencia ISO degradada*0,9 b) Potencia Central interrumpible = Potencia ISO degradada*0,1 c) Potencia Central fuego adicional = Potencia ISO degradada*0,1

Potencia Central final = a + b + c Se ha considerado en el costo de inversión de las centrales ciclo combinado a gas natural recomendadas, un monto equivalente a la instalación de equipos de respaldo para efectuar una operación con combustible tipo Diesel 17.5 Bases del Estudio 17.5.1 Criterios Generales

El período de estudio es de 10 años, con dos años de relleno, y abarca desde Abril de 2009 hasta marzo de 2021. La tasa de descuento a utilizar es 10% anual, de acuerdo al DFL Nº4/2006.

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

CUADRO N° 28: PREVISIÓN DE VENTAS EN EL SIC

Proyección de Demanda de Energía SIC [GWh] ZONA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

SIC Norte 4.472,0 4.666,5 5.106,2 5.363,0 5.539,2 6.254,3 7.136,4 7.786,9 8.255,4 8.730,4 9.215,7 SIC Centro 22.946,0 23.919,5 25.168,1 26.749,7 28.695,7 30.196,4 31.653,5 33.306,5 35.154,4 37.045,2 39.005,1SIC Itahue 3.492,0 3.633,6 3.784,4 3.929,2 4.125,5 4.339,1 4.558,0 4.802,6 5.068,3 5.344,2 5.632,8 SIC Concepcion 3.775,2 3.917,8 4.110,8 4.293,2 4.477,9 4.697,1 4.881,1 5.176,7 5.493,8 5.818,2 6.152,3 SIC Sur 2.744,4 2.817,7 2.871,8 2.934,3 3.009,2 3.093,1 3.202,4 3.327,6 3.514,1 3.702,9 3.896,4 SIC Austral 3.015,7 3.146,8 3.303,5 3.465,3 3.640,2 3.826,4 4.016,7 4.216,2 4.423,1 4.634,7 4.855,2

Total Sistema 40.445,4 42.101,9 44.344,9 46.734,6 49.487,8 52.406,3 55.448,0 58.616,6 61.909,0 65.275,7 68.757,5

Proyección de Demanda de Energía SIC [%] ZONA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

SIC Norte 4.5% 4,3% 9,4% 5,0% 3,3% 12,9% 14,1% 9,1% 6,0% 5,8% 5,6% SIC Centro 2.1% 4,2% 5,2% 6,3% 7,3% 5,2% 4,8% 5,2% 5,5% 5,4% 5,3% SIC Itahue 2.6% 4,1% 4,2% 3,8% 5,0% 5,2% 5,0% 5,4% 5,5% 5,4% 5,4% SIC Concepcion 0.6% 3,8% 4,9% 4,4% 4,3% 4,9% 3,9% 6,1% 6,1% 5,9% 5,7% SIC Sur -0.7% 2,7% 1,9% 2,2% 2,6% 2,8% 3,5% 3,9% 5,6% 5,4% 5,2% SIC Austral 2.9% 4,3% 5,0% 4,9% 5,0% 5,1% 5,0% 5,0% 4,9% 4,8% 4,8%

Total Sistema 2.1% 4,1% 5,3% 5,4% 5,9% 5,9% 5,8% 5,7% 5,6% 5,4% 5,3%

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Proyección de Demanda de Energía de Clientes Regulados [GWh]

ZONA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 SIC Norte 1.665,1 1.728,0 1.808,7 1.892,6 1.983,8 2.079,5 2.178,0 2.281,0 2.386,5 2.494,5 2.607,4 SIC Centro 14.029,1 14.710,5 15.468,0 16.256,5 17.116,3 18.024,0 18.962,4 19.951,7 20.974,4 22.030,8 23.142,5SIC Itahue 2.616,4 2.732,1 2.870,1 3.001,9 3.159,6 3.325,4 3.497,5 3.678,0 3.863,7 4.054,4 4.253,9 SIC Concepcion 1.398,8 1.456,2 1.526,9 1.601,0 1.682,4 1.768,6 1.858,4 1.952,6 2.049,3 2.148,4 2.251,7 SIC Sur 1.173,3 1.219,7 1.275,9 1.333,5 1.398,0 1.462,3 1.527,7 1.595,8 1.665,2 1.735,5 1.808,4 SIC Austral 2.907,7 3.038,4 3.194,8 3.355,8 3.528,3 3.709,7 3.894,3 4.087,0 4.284,3 4.485,9 4.696,0

Total Sistema 23.790,5 24.884,8 26.144,4 27.441,3 28.868,3 30.369,4 31.918,3 33.546,1 35.223,4 36.949,4 38.759,9

Proyección de Demanda de Energía de Clientes Regulados [%] ZONA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

SIC Norte 2.2% 3,8% 4,7% 4,6% 4,8% 4,8% 4,7% 4,7% 4,6% 4,5% 4,5% SIC Centro 2.4% 4,9% 5,1% 5,1% 5,3% 5,3% 5,2% 5,2% 5,1% 5,0% 5,0% SIC Itahue 2.6% 4,4% 5,1% 4,6% 5,3% 5,2% 5,2% 5,2% 5,0% 4,9% 4,9% SIC Concepcion 2.3% 4,1% 4,9% 4,9% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% 5,0% 4,8% 4,8% SIC Sur 2.4% 4,0% 4,6% 4,5% 4,8% 4,6% 4,5% 4,5% 4,3% 4,2% 4,2% SIC Austral 3.1% 4,5% 5,1% 5,0% 5,1% 5,1% 5,0% 5,0% 4,8% 4,7% 4,7%

Total Sistema 2.5% 4,6% 5,1% 5,0% 5,2% 5,2% 5,1% 5,1% 5,0% 4,9% 4,9%

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Proyección de Demanda de Energía de Clientes Libres [GWh]

ZONA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 SIC Norte 2.806,9 2.938,5 3.297,5 3.470,5 3.555,4 4.174,8 4.958,4 5.505,9 5.868,8 6.235,9 6.608,3 SIC Centro 8.916,9 9.209,0 9.700,1 10.493,2 11.579,3 12.172,4 12.691,0 13.354,9 14.179,9 15.014,5 15.862,6SIC Itahue 875,6 901,5 914,3 927,2 966,0 1.013,7 1.060,5 1.124,5 1.204,6 1.289,8 1.378,9 SIC Concepcion 2.376,3 2.461,6 2.583,9 2.692,2 2.795,6 2.928,5 3.022,7 3.224,2 3.444,4 3.669,9 3.900,5 SIC Sur 1.571,2 1.598,0 1.595,9 1.600,7 1.611,2 1.630,8 1.674,7 1.731,8 1.848,9 1.967,4 2.088,0 SIC Austral 108,0 108,3 108,8 109,4 112,0 116,7 122,4 129,2 138,8 148,8 159,2

Total Sistema 16.654,9 17.217,0 18.200,5 19.293,3 20.619,5 22.036,9 23.529,7 25.070,4 26.685,6 28.326,3 29.997,6

Proyección de Demanda de Energía de Clientes Libres [%] ZONA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

SIC Norte 6.0% 4,7% 12,2% 5,2% 2,4% 17,4% 18,8% 11,0% 6,6% 6,3% 6,0% SIC Centro 1.7% 3,3% 5,3% 8,2% 10,4% 5,1% 4,3% 5,2% 6,2% 5,9% 5,6% SIC Itahue 2.7% 3,0% 1,4% 1,4% 4,2% 4,9% 4,6% 6,0% 7,1% 7,1% 6,9% SIC Concepcion -0.4% 3,6% 5,0% 4,2% 3,8% 4,8% 3,2% 6,7% 6,8% 6,5% 6,3% SIC Sur -2.9% 1,7% -0,1% 0,3% 0,7% 1,2% 2,7% 3,4% 6,8% 6,4% 6,1% SIC Austral -0.6% 0,3% 0,4% 0,6% 2,3% 4,2% 4,9% 5,5% 7,5% 7,2% 7,0%

Total Sistema 1.7% 3,4% 5,7% 6,0% 6,9% 6,9% 6,8% 6,5% 6,4% 6,1% 5,9%

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En el proceso de optimización se consideró aquellas alternativas de generación técnica y económicamente factibles de ser desarrolladas en el horizonte de planificación a utilizar. Similar criterio se aplicó para las instalaciones de transmisión. 17.5.3 Precio de los combustibles Los precios de los combustibles para las centrales térmicas corresponden a los informados en el punto 5.4 del cuerpo principal de este Informe. 17.5.4 Otros antecedentes El costo de falla o de racionamiento ha sido desglosado en cuatro valores según su nivel de profundidad, conforme se indica en el ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA.

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

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

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

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

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

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

falla entregado por el modelo de optimización utilizado.

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La determinación de la alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación de las opciones de desarrollo y de minimizar la siguiente función objetivo:

{ }as

sidCMCOInvMin/

Revar&∑ −++

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

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

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

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

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17.7 Resultado del Programa de Obras de Generación y Transmisión

CUADRO N° 29: INSTALACIONES RECOMENDADAS. Potencia

Mes Año MWOctubre 2010 Eólica IV Region 01 40Diciembre 2010 Central Des.For. VIII Region 01 15Diciembre 2010 Central Des.For. VIII Region 02 10Diciembre 2010 Eólica IV Region 02 40Diciembre 2010 Rucatayo 60Diciembre 2010 Hidroeléctrica X Región 02 9.4Abril 2011 Hidroeléctrica VII Región 01 5.4Abril 2011 Hidroeléctrica VI Región 01 30.9Abril 2011 Hidroeléctrica VI Región 02 29.6Junio 2011 Eólica IV Region 03 40Julio 2011 Eólica Concepcion 01 40Julio 2011 Central Des.For. VII Region 01 9Julio 2011 Central Des.For. VII Region 02 8Septiembre 2011 Hidroeléctrica VIII Región 01 136Octubre 2011 Hidroeléctrica X Región 01 15Diciembre 2011 Eólica Concepcion 02 40Septiembre 2012 Hidroeléctrica XIV Región 01 144Marzo 2013 Carbón V Region 01 200Abril 2013 Eólica IV Region 04 40Abril 2013 Hidroeléctrica VII Región 03 25.4Julio 2013 Eólica IV Region 05 40Septiembre 2013 Eólica Concepcion 03 40Noviembre 2013 Ciclo Combinado GNL Quintero 01 350Noviembre 2013 Ciclo Combinado GNL Quintero 01 FA 35Enero 2014 Ciclo Combinado GNL Tal Tal 360Marzo 2014 Hidroeléctrica VIII Región 03 20Abril 2014 Eolica Concepcion 04 40Julio 2014 Hidroeléctrica VII Región 04 20Abril 2015 Hidroeléctrica VIII Región 04 20Octubre 2015 Geotermica Calabozo 01 40Octubre 2015 Geotermica Chillan 01 25Diciembre 2015 Carbón Maitencllo 01 139Abril 2016 Eolica IV Region 06 40Abril 2016 Módulo Hidroeléctrico 05 360Julio 2016 Cóndores 150Enero 2017 Hidroeléctrica XIV Región 02 139Marzo 2017 Geotermica Calabozo 02 40Marzo 2017 Geotermica Chillan 02 25Octubre 2017 Eolica IV Region 07 40Octubre 2017 Carbón Pan de Azucar 01 200Febrero 2018 Módulo Hidroeléctrico 03 460Julio 2018 Geotermica Calabozo 03 40Julio 2018 Geotermica Chillan 03 25Septiembre 2018 Eolica Concepcion 05 40Marzo 2019 Módulo Hidroeléctrico 02 500

PotenciaMes Año MVA

Febrero 2011 Línea Tinguiririca-Punta de Cortés 154 kV: Cambio de Conductor 2x198Abril 2011 Tramo de línea Chena - Cerro Navia 2x220 kV: cambio de conductor 2x400Abril 2012 Subestación Cerro Navia: Instalación equipos de control de flujos 2x350Enero 2013 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: primer circuito 1400Enero 2014 Línea Charrúa - Ancoa 1x500 kV 1300Enero 2014 Subestación Charrúa: Instalación tercer autotransformador 500/220 kV 750Enero 2014 Línea Cardones - Maitencillo 1x220 kV 200Enero 2014 Línea Maitencillo - Pan de Azucar 1x220 kV 259Enero 2014 Línea Pan de Azucar - Los Vilos 1x220 kV 224Enero 2014 Línea Los Vilos - Nogales 1x220 kV 224Marzo 2014 Subestación Secccionadora Lo Aguirre: Etapa1Marzo 2014 Línea Lo Aguirre - Cerro Navia 2x220 kV: Aumento de Capacidad 1800Agosto 2014 Transformación 154 - 220 kV Sistema Alto Jahuel - ItahueAbril 2016 Refuerzo sistema Alto Jahuel - Itahue 220 kV 500Enero 2016 Línea Ancoa - Itahue 1x220 kV 400Marzo 2016 Subestación Secccionadora Lo Aguirre: Etapa2Abril 2018 Ampliación Puerto Montt-Barro Blanco-Valdivia-Cautin-Temuco 220 kV 330

Obras Recomendadas de Transmisión

Obras Recomendadas de Generación

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17.7.1 Obras de Transmisión Troncal En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el decreto N° 282 de 2007, también del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del Sistema Interconectado Central para el Período 2007 – 2008.

CUADRO N° 30: INSTALACIONES EN CONSTRUCCIÓN. Potencia

Mes Año MWAbril 2009 Central Diesel Santa Lidia 132Abril 2009 Turbina Diesel Tierra Amarilla 142Abril 2009 Turbina Diesel Newen 15Abril 2009 Ciclo Abierto GNL Quintero 01 ope Diesel 240Mayo 2009 Turbina Diesel Teno 50Mayo 2009 Turbina Diesel TG TermoChile 60Mayo 2009 Turbina Diesel TG Peñon 37Mayo 2009 Central Diesel Chuyaca 20Mayo 2009 Central Termoeléctrica Punta Colorada 01 Fuel 16.3Mayo 2009 Turbina Diesel Campanario 04 CA 42Mayo 2009 Central Diesel Termopacífico 96Julio 2009 Central Hidroeléctrica La Higuera 155Julio 2009 Central Eólica Punta Colorada 20Septiembre 2009 Central Carbón Guacolda 03 135Septiembre 2009 Central Diesel Calle-Calle 20Octubre 2009 Central Diesel EMELDA 76Octubre 2009 Central Eólica Canela II 60Octubre 2009 Central Eólica Monte Redondo 38Noviembre 2009 Turbina Diesel Campanario IV CC 60Noviembre 2009 Central Hidroeléctrica Licán 17Noviembre 2009 Central Eólica Totoral 46Enero 2010 Nueva capacidad Planta cogeneradora Arauco 22Enero 2010 Central Carbón Nueva Ventanas 240Junio 2010 Central Carbón Guacolda 04 139Julio 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia 155Octubre 2010 Central Carbón Santa María 343Octubre 2010 Central Carbón Bocamina 02 342Abril 2011 Chacayes 106Junio 2011 Central Carbón Campiche 242

PotenciaMes Año MVA

Mayo 2009 Línea Charrúa - Cautín 2x220 kV 500Octubre 2009 Subestación Seccionadora NogalesDiciembre 2009 Nuevo Tramo de Línea El Rodeo Chena 1 x 220 kV 260Enero 2010 Cambio de conductor línea A. Jahuel - Chena 220 kV (Circuito 1) 400Abril 2010 Línea Nogales - Polpaico 2x220 kV 2x1500Julio 2010 Cambio de conductor línea A. Jahuel - Chena 220 kV (Circuito 2) 400Julio 2010 Línea A. Jahuel - Chena 2x220 kV: segundo circuito 260Febrero 2011 Subestación Polpaico: Instalación segundo autotransformador 500/220 kV 750Enero 2012 Línea Ancoa - Polpaico 1x500 kV: seccionamientoEnero 2012 Línea de entrada a A. Jahuel 2x500 kV 2x1800(*) Incluye también las obras de transmisión troncal cuya construcción ha sido adjudicada.

Obras en Construcción de Generación

Fecha de entrada Obras de Transmisión en Construcción (*)

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18 ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN

DEL SIC, ABRIL DE 2009

18.1 Introducción Según lo establecido en el DFL Nº 4/2006, la Comisión debe determinar semestralmente los Precios de Nudo de la Energía y la Potencia para los sistemas cuyo tamaño sea igual o superior a 200 MW de capacidad instalada. Asimismo, la Comisión debe calcular los Factores de Penalización de Energía y Potencia, los cuales deben ser utilizados para determinar los precios regulados en cada una de las subestaciones de los respectivos sistemas eléctricos, a partir de los precios básicos de nudo de energía y potencia. En virtud de lo anterior, y con motivo de la fijación de precio de nudo correspondiente a abril de 2009, en su Informe Técnico Definitivo, la Comisión actualizó los Factores de Penalización vigentes en el Sistema Interconectado Central (SIC).

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

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

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

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

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Los Factores de Penalización de Energía del SIC se determinaron a partir de la relación de precios de nudo por barra para un período de 48 meses, calculados según la expresión del punto 6.1, y la barra de referencia elegida (Quillota 220 kV). Estos precios fueron calculados utilizando los costos marginales y las demandas de energía entregadas en el presente Anexo en los CUADRO N° 31 a CUADRO N° 34. En el caso particular de los Factores de Penalización de la Potencia, éstos fueron determinados utilizando los resultados para el bloque de demanda máxima de cada uno de los primeros cuatro años de planificación en cada subsistema. Tanto los precios de combustibles, crecimiento de las ventas y consideraciones operacionales del SIC utilizados, se entregan en el cuerpo del Informe Técnico Definitivo.

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CUADRO N° 31: COSTOS MARGINALES BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE VALLE [US$/MWh] MES

BARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Diego de Almagro 220 98.210 96.044 98.970 92.892 83.801 81.676 77.184 76.035 78.745 108.597 123.566 123.887 119.279 105.353 78.938 69.667 67.980 76.065 58.011 60.743 55.948 74.764 101.265 99.296Carrera Pinto 220 95.001 92.906 95.798 89.893 81.063 79.007 74.662 73.550 76.172 105.049 119.529 119.839 115.381 101.910 76.358 67.390 65.758 73.579 56.115 58.758 54.120 72.320 97.956 96.052Cardones 220 92.039 90.008 92.811 87.089 78.535 76.543 72.334 71.256 73.796 101.772 115.801 116.101 111.783 98.732 73.977 65.288 63.707 71.284 54.366 56.926 52.432 70.065 94.902 93.057Maitencillo 220 89.548 87.178 89.440 83.516 75.141 72.864 68.335 67.408 69.620 95.745 109.544 110.016 105.312 93.156 69.499 61.337 59.851 67.087 51.074 53.480 49.258 65.824 89.156 87.423Pan de Azucar 220 91.778 88.699 90.554 83.951 75.079 72.595 69.288 68.742 70.986 97.129 112.703 113.112 107.598 94.912 74.266 65.088 63.395 67.588 53.741 54.712 51.701 69.142 92.162 92.060Los Vilos 220 89.736 86.733 87.463 81.314 72.420 69.552 66.554 66.743 68.371 93.570 109.082 109.563 104.282 93.057 74.576 66.231 64.218 63.093 53.474 53.346 50.730 68.130 88.900 90.885Quillota 220 88.212 85.040 84.912 78.859 69.756 65.269 65.422 65.880 67.731 93.000 108.897 109.212 100.870 89.768 74.087 67.525 65.463 61.898 54.428 53.044 51.512 68.615 87.983 90.776Polpaico 220 92.237 91.090 85.601 79.287 73.341 67.643 68.559 65.837 68.042 96.674 117.112 118.974 104.076 93.054 75.275 67.670 65.568 62.845 54.222 52.851 51.298 68.666 88.624 91.734Lampa 220 93.341 91.930 86.271 80.141 73.993 68.227 70.643 68.195 70.345 98.074 118.830 120.637 106.126 96.218 81.849 74.485 74.558 64.514 54.688 52.989 52.094 70.084 93.100 95.969Cerro Navia 220 94.146 92.540 86.727 80.720 74.391 68.669 72.302 70.059 72.156 99.102 120.038 121.700 107.154 97.142 82.016 73.814 73.669 64.641 54.760 52.971 52.178 70.607 93.542 96.503Alto Jahuel 220 93.677 91.800 85.827 79.094 73.261 67.147 62.044 57.601 61.647 96.750 119.070 120.943 106.411 94.647 77.809 71.769 71.451 63.635 53.433 51.571 51.000 69.493 91.665 94.889Chena 220 94.229 92.520 86.648 80.693 74.327 68.562 73.606 71.626 73.563 99.030 119.854 121.631 107.053 97.278 81.886 72.934 72.704 64.246 54.182 52.347 51.662 70.132 92.773 95.895Paine 154 94.693 92.725 86.610 79.767 73.861 67.553 63.017 58.615 62.629 97.400 120.062 122.032 107.426 95.643 78.579 72.418 72.102 64.128 53.818 51.899 51.350 69.986 91.563 95.040Rancagua 154 95.645 93.812 87.407 80.299 74.350 67.728 63.537 59.041 62.958 97.313 120.605 122.894 108.404 96.862 79.425 73.370 73.058 64.875 54.422 52.409 51.866 70.693 90.294 94.345Punta Cortes 154 94.174 92.172 85.773 78.574 72.937 66.510 62.232 57.633 61.624 95.322 117.972 120.640 106.467 94.991 77.500 72.352 72.034 64.108 53.811 51.921 51.356 69.980 89.891 93.910San Fernando 154 94.633 92.393 85.742 78.393 72.654 66.014 61.935 57.234 61.165 94.083 117.572 120.793 106.555 95.359 77.400 68.037 67.323 59.951 39.873 20.818 26.653 52.732 89.233 93.802Teno 154 92.703 90.702 84.016 77.058 71.407 64.828 60.952 56.551 60.572 93.106 115.374 118.354 105.108 93.819 76.004 67.612 66.943 59.662 39.771 21.008 27.013 53.580 87.582 91.838Itahue 154 91.141 89.180 82.608 76.109 70.472 64.072 60.463 56.345 60.360 92.437 114.207 116.966 103.685 92.371 74.883 67.252 66.586 59.586 39.853 21.283 27.531 54.743 86.530 90.523Ancoa 220 91.710 89.291 82.733 76.558 70.799 64.608 61.570 57.609 61.610 93.855 115.264 117.959 104.287 92.403 74.948 67.498 66.807 59.944 40.198 21.502 27.902 55.687 87.121 90.682Charrua 220 91.562 88.030 79.778 73.677 69.372 63.847 61.159 57.261 61.473 93.376 114.667 117.692 104.125 91.735 72.582 65.306 64.991 58.596 45.062 43.385 46.080 63.932 84.102 89.333Temuco 220 100.855 89.976 81.383 75.008 70.982 65.323 62.849 59.053 63.342 95.274 117.402 119.686 106.367 93.256 73.842 66.549 66.113 59.902 46.277 44.921 47.341 65.769 86.306 91.265Valdivia 220 102.265 91.077 82.015 75.571 72.333 66.573 65.219 61.656 65.765 97.108 119.578 120.169 108.267 92.990 73.769 66.779 65.966 60.484 47.615 46.906 48.817 67.930 88.139 92.366Barro Blanco 220 103.470 92.132 82.812 76.346 73.511 67.547 67.043 63.646 67.718 98.766 121.310 121.441 109.327 92.862 73.663 66.824 65.772 60.795 48.397 48.314 49.654 69.416 89.373 93.221Puerto Montt 220 103.000 92.403 83.372 77.073 74.771 68.597 68.486 65.378 69.121 98.858 121.050 120.057 108.930 92.058 73.497 66.888 65.706 61.175 49.211 49.448 50.822 70.532 89.570 93.415Puerto Montt 220 103.000 92.403 83.372 77.073 74.771 68.597 68.486 65.378 69.121 98.858 121.050 120.057 108.930 92.058 73.497 66.888 65.706 61.175 49.211 49.448 50.822 70.532 89.570 93.415Puerto Montt 220 103.000 92.403 83.372 77.073 74.771 68.597 68.486 65.378 69.121 98.858 121.050 120.057 108.930 92.058 73.497 66.888 65.706 61.175 49.211 49.448 50.822 70.532 89.570 93.415

MESBARRA TRONCAL 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48Diego de Almagro 220 90.458 87.930 78.550 68.823 66.023 72.766 59.789 59.320 59.351 70.939 100.047 102.289 99.212 89.877 92.557 80.251 76.084 79.671 66.762 66.941 64.973 82.139 111.175 106.174Carrera Pinto 220 87.502 85.056 75.983 66.574 63.865 70.387 57.835 57.382 57.412 68.621 96.778 98.946 95.970 86.940 89.532 78.172 73.746 77.218 64.656 65.021 63.002 79.683 108.544 103.767Cardones 220 84.773 82.404 73.613 64.498 61.873 68.192 56.031 55.592 55.621 66.481 93.759 95.860 92.978 84.228 86.740 76.018 71.553 74.935 62.711 63.211 61.148 77.378 105.978 101.210Maitencillo 220 79.641 77.415 69.158 60.594 58.128 64.065 52.640 52.227 52.255 62.457 86.850 90.057 87.349 79.129 81.490 71.422 67.221 70.448 58.956 59.435 57.543 72.743 98.687 95.526Pan de Azucar 220 83.846 81.312 71.005 63.219 60.426 63.030 54.205 51.825 53.360 65.477 89.585 94.814 91.955 83.136 82.397 74.883 70.381 69.566 61.087 59.562 59.305 76.584 102.946 101.534Los Vilos 220 84.885 81.581 67.461 62.388 59.511 55.298 51.198 43.039 46.929 64.327 86.197 93.592 90.757 82.347 78.156 72.977 69.745 62.243 58.493 52.859 54.558 74.148 99.036 99.159Quillota 220 84.880 81.734 67.490 63.922 61.075 54.812 51.905 42.328 47.043 65.302 86.114 93.230 91.410 83.041 77.891 73.937 70.715 61.773 59.025 52.047 54.639 74.295 97.990 99.532Polpaico 220 85.662 82.412 67.453 63.687 60.717 54.617 51.407 42.074 46.754 65.054 86.444 93.868 92.150 83.517 78.148 74.019 70.650 61.551 58.697 51.748 54.413 74.371 98.789 100.420Lampa 220 86.830 83.657 71.106 67.786 66.783 55.559 55.308 42.515 48.510 65.746 89.188 99.308 93.327 84.522 78.984 74.766 71.368 62.114 59.281 52.147 54.946 75.280 100.252 101.962Cerro Navia 220 87.675 84.455 71.200 67.695 66.250 55.934 55.131 42.779 48.602 66.259 89.827 99.580 94.121 85.176 79.570 75.246 71.833 62.519 59.669 52.404 55.301 75.879 101.292 103.044Alto Jahuel 220 86.796 83.700 69.841 66.255 64.321 55.264 53.504 42.028 47.524 65.086 88.044 97.384 92.997 84.218 78.591 74.301 70.907 61.638 58.623 51.347 54.324 74.564 99.571 101.618Chena 220 87.379 84.225 70.629 67.090 65.411 55.678 54.401 42.443 48.146 65.728 89.100 98.706 93.677 84.814 79.190 74.882 71.456 62.150 59.236 51.927 54.883 75.328 100.600 102.532Paine 154 87.112 84.054 69.967 66.275 64.238 55.248 53.220 40.732 46.249 64.148 87.732 97.195 93.426 84.692 78.851 74.518 71.004 61.662 58.392 49.632 53.610 73.787 99.379 101.794Rancagua 154 86.982 84.090 69.725 65.912 63.762 54.705 52.208 38.787 44.178 62.040 85.802 95.902 93.417 84.784 78.627 74.252 70.583 61.010 57.338 47.147 51.821 71.666 97.576 100.761Punta Cortes 154 86.627 83.709 69.391 65.587 63.500 54.544 52.114 38.861 44.356 62.283 85.913 96.080 92.918 84.276 78.186 73.837 70.321 60.945 57.273 47.207 52.085 71.882 97.711 100.785San Fernando 154 86.583 83.814 69.222 65.354 63.106 54.216 51.394 37.024 42.404 60.525 85.090 95.681 93.022 84.479 78.112 73.756 70.049 60.512 56.551 44.792 50.609 70.251 96.929 100.777Teno 154 85.258 82.213 67.785 64.027 61.783 53.106 50.279 35.990 41.429 59.806 83.864 93.955 91.687 82.814 76.397 72.266 68.588 59.284 55.370 43.404 49.965 69.676 95.677 99.076Itahue 154 84.027 80.747 66.551 62.916 60.605 52.284 49.325 34.683 40.325 59.290 83.395 92.896 90.352 81.262 74.946 71.083 67.442 58.292 54.367 41.683 49.408 69.348 95.322 98.149Ancoa 220 84.256 80.721 66.347 62.841 60.428 52.542 49.534 33.511 39.361 59.407 84.271 93.381 90.628 81.390 75.059 71.266 67.522 58.704 54.712 40.046 49.501 69.779 96.508 99.005Charrua 220 82.827 75.947 58.142 57.075 48.762 44.153 45.527 39.186 44.630 60.634 82.269 92.198 89.460 77.554 65.961 63.846 53.212 44.602 48.011 44.932 50.495 69.073 90.258 97.931Temuco 220 84.568 77.314 59.132 57.741 49.510 44.923 46.595 40.097 45.819 61.983 84.366 93.893 91.212 78.894 66.956 64.676 53.963 44.644 48.265 45.434 51.330 70.391 92.337 99.779Valdivia 220 85.477 76.909 58.651 57.136 49.244 45.011 47.199 40.999 46.726 62.920 85.361 94.457 91.813 78.238 65.884 64.054 53.412 42.893 46.847 44.891 51.136 70.512 92.822 99.643Barro Blanco 220 85.716 76.398 57.851 56.408 48.575 44.724 47.221 41.399 47.156 63.389 85.821 94.742 91.708 77.360 64.566 63.114 52.567 42.720 46.952 45.518 52.013 71.505 94.277 100.489Puerto Montt 220 86.061 76.635 58.426 56.937 49.307 45.477 48.357 42.564 48.191 63.922 85.667 94.533 92.143 77.645 64.930 63.794 53.335 43.779 48.047 46.872 53.460 72.279 94.924 100.589Puerto Montt 220 86.061 76.635 58.426 56.937 49.307 45.477 48.357 42.564 48.191 63.922 85.667 94.533 92.143 77.645 64.930 63.794 53.335 43.779 48.047 46.872 53.460 72.279 94.924 100.589Puerto Montt 220 86.061 76.635 58.426 56.937 49.307 45.477 48.357 42.564 48.191 63.922 85.667 94.533 92.143 77.645 64.930 63.794 53.335 43.779 48.047 46.872 53.460 72.279 94.924 100.589

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

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

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CUADRO N° 32: COSTOS MARGINALES BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE DEMANDA MÁXIMA [US$/MWh] MES

BARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Diego de Almagro 220 117.164 111.931 108.382 108.179 99.066 97.386 100.058 100.760 101.896 123.839 128.441 124.823 125.451 111.116 84.132 79.582 83.365 91.318 74.157 80.680 74.820 100.866 145.444 137.172Carrera Pinto 220 113.335 108.273 105.012 104.993 95.829 94.203 96.788 97.468 98.567 119.793 124.244 120.743 121.351 107.485 81.383 76.981 80.641 88.334 71.734 78.043 72.375 97.570 140.691 132.690Cardones 220 109.800 104.896 101.756 101.813 92.840 91.265 93.769 94.428 95.492 116.057 118.853 116.979 117.567 104.133 78.845 74.581 78.127 85.580 69.497 75.609 70.118 94.527 134.586 128.551Maitencillo 220 106.902 102.024 98.698 98.360 89.645 87.424 90.040 89.791 90.903 110.982 113.670 112.918 112.487 99.145 74.073 70.066 73.397 80.676 65.289 71.033 65.874 88.805 125.096 120.822Pan de Azucar 220 110.218 104.704 101.041 100.347 90.813 88.182 92.615 93.311 94.535 114.419 118.954 118.044 117.182 102.400 79.632 75.325 78.905 81.683 68.753 73.270 69.367 91.608 129.631 125.975Los Vilos 220 106.531 102.482 98.580 97.909 87.473 84.312 90.322 90.836 91.813 108.760 115.509 115.070 115.489 100.346 80.662 76.299 79.926 77.224 67.875 70.498 68.482 87.609 122.752 121.344Quillota 220 104.250 100.303 96.785 96.349 85.225 81.911 89.023 89.443 90.448 107.656 115.345 115.104 105.076 94.210 81.530 77.620 80.794 76.098 68.832 69.657 69.441 86.275 118.993 117.872Polpaico 220 106.780 103.960 98.416 106.089 88.110 83.050 90.999 90.337 92.390 112.711 147.181 170.281 115.008 99.923 81.415 77.077 80.673 76.034 68.509 69.417 69.067 86.259 120.435 119.634Lampa 220 108.250 105.419 99.600 108.343 89.393 84.772 93.081 93.798 96.408 120.489 154.853 171.801 122.896 118.996 107.378 105.734 101.458 91.763 77.583 77.843 85.239 103.189 143.293 144.926Cerro Navia 220 109.322 106.476 100.389 109.013 90.302 85.989 93.976 96.401 98.009 121.387 155.294 173.005 123.229 117.527 105.159 102.006 99.142 90.092 76.985 77.308 83.628 101.722 140.986 142.126Alto Jahuel 220 108.807 105.612 99.202 105.620 88.064 81.069 92.091 81.461 90.565 115.134 152.697 172.172 121.183 111.088 93.325 95.471 94.374 86.090 74.270 74.585 79.227 97.032 134.184 135.012Chena 220 109.610 106.632 100.417 108.938 90.623 86.536 93.776 98.321 98.683 121.079 154.575 173.142 122.714 116.142 103.599 98.983 97.039 88.295 75.838 76.130 81.623 99.596 137.980 138.996Paine 154 109.930 106.717 100.269 106.682 89.031 81.984 92.855 82.924 91.515 116.200 154.119 173.817 122.329 111.947 94.027 96.751 95.404 87.017 74.919 75.344 80.050 98.334 133.674 134.499Rancagua 154 111.325 107.963 101.272 107.487 89.748 82.449 93.128 83.552 91.975 116.688 154.795 175.309 123.469 113.084 94.954 98.947 97.302 88.200 76.272 76.834 81.653 100.240 131.679 133.202Punta Cortes 154 109.960 106.297 99.323 104.845 87.628 80.604 91.110 81.340 89.754 113.747 151.838 172.425 121.293 110.706 92.244 96.253 95.026 86.687 74.699 75.072 79.752 97.648 130.832 132.196San Fernando 154 110.429 106.440 99.144 104.259 87.253 80.059 89.913 80.601 89.215 112.885 151.325 173.044 121.632 110.408 91.421 82.820 82.864 71.644 40.953 23.358 37.385 63.842 129.065 131.225Teno 154 107.983 103.989 96.733 102.023 85.470 78.524 88.187 79.353 87.365 110.406 147.914 168.792 118.741 108.059 89.256 82.114 82.327 71.306 40.889 23.459 37.739 64.486 126.319 128.183Itahue 154 106.199 102.191 94.884 100.542 84.292 77.499 86.856 78.765 86.584 109.030 146.122 166.970 116.824 105.872 87.196 81.813 82.047 71.229 40.979 23.724 38.315 65.561 124.206 125.735Ancoa 220 106.376 102.401 95.198 101.042 84.636 78.303 87.719 80.204 87.543 110.030 146.681 167.669 116.993 105.174 86.692 81.906 82.195 71.508 41.217 23.978 38.793 66.363 123.394 124.434Charrua 220 106.159 100.557 92.177 98.884 83.474 77.391 86.690 79.234 86.805 109.102 145.558 166.741 116.877 103.804 85.036 81.490 81.990 75.651 55.148 52.046 58.429 78.265 114.957 121.169Temuco 220 116.666 102.452 93.864 100.301 85.134 79.185 90.001 81.981 90.007 113.095 149.594 169.817 120.299 105.500 86.431 82.838 83.399 76.954 57.389 54.349 60.571 81.156 119.422 125.608Valdivia 220 117.351 102.583 94.221 99.338 85.760 80.497 93.713 85.258 93.357 115.592 151.018 167.713 121.428 105.526 86.376 82.676 83.382 76.999 59.290 57.363 62.491 83.384 122.345 127.369Barro Blanco 220 118.289 103.532 95.170 99.465 86.440 81.445 96.469 88.127 95.735 118.032 154.354 169.952 121.987 105.472 85.992 82.215 82.776 76.587 60.485 59.353 63.420 84.814 124.884 128.991Puerto Montt 220 117.949 103.478 95.480 99.009 86.479 82.118 97.820 90.465 97.753 118.916 153.984 168.338 121.359 104.975 86.020 82.276 82.973 76.774 61.432 61.152 65.629 85.979 125.634 130.135Puerto Montt 220 117.949 103.478 95.480 99.009 86.479 82.118 97.820 90.465 97.753 118.916 153.984 168.338 121.359 104.975 86.020 82.276 82.973 76.774 61.432 61.152 65.629 85.979 125.634 130.135Puerto Montt 220 117.949 103.478 95.480 99.009 86.479 82.118 97.820 90.465 97.753 118.916 153.984 168.338 121.359 104.975 86.020 82.276 82.973 76.774 61.432 61.152 65.629 85.979 125.634 130.135

MESBARRA TRONCAL 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48Diego de Almagro 220 114.575 102.681 84.488 81.991 77.604 82.392 73.354 74.930 70.539 98.755 144.453 136.110 125.949 107.705 100.815 93.761 97.457 98.368 88.152 95.435 89.465 111.781 143.838 133.368Carrera Pinto 220 110.832 99.326 81.727 79.312 75.069 79.700 70.957 72.482 68.234 95.527 139.733 131.662 121.833 104.185 97.521 91.698 94.996 95.939 85.861 93.056 86.966 109.451 143.601 132.909Cardones 220 107.375 96.228 79.179 76.838 72.728 77.214 68.744 70.222 66.105 92.548 135.375 127.556 118.034 100.937 94.479 89.612 92.723 93.601 83.627 90.800 84.547 107.079 142.786 131.967Maitencillo 220 100.928 90.403 74.385 72.187 68.325 72.540 64.583 65.971 62.104 86.946 125.605 119.834 111.112 94.994 88.877 84.538 87.503 88.194 78.815 85.669 79.627 99.826 134.860 125.211Pan de Azucar 220 106.413 95.197 76.727 75.997 71.949 71.837 68.008 66.656 65.398 89.700 128.239 124.482 117.493 101.307 92.042 92.698 93.740 88.292 82.049 87.581 84.187 104.609 147.178 141.179Los Vilos 220 105.265 93.982 73.843 75.121 71.056 65.897 65.436 62.507 62.924 84.162 118.296 117.373 115.476 100.600 89.178 93.137 93.445 81.691 79.081 81.372 80.207 98.685 140.781 136.845Quillota 220 103.367 94.579 74.619 76.934 73.364 66.087 66.926 62.502 64.443 83.597 115.351 115.185 112.382 97.788 87.160 90.256 92.343 80.235 79.690 80.252 80.049 97.142 133.102 126.493Polpaico 220 105.086 94.860 74.043 76.240 72.140 65.182 65.792 61.464 63.027 83.378 115.905 115.864 116.179 101.743 89.215 95.150 94.430 80.479 79.557 80.038 80.062 97.887 139.950 137.014Lampa 220 119.660 112.567 94.265 97.724 107.699 83.086 85.973 77.975 93.443 93.899 134.673 149.116 117.878 103.053 90.318 96.219 95.654 81.469 80.541 80.893 81.129 99.457 142.179 139.020Cerro Navia 220 118.547 110.621 91.502 94.729 102.098 80.537 83.102 75.608 88.683 93.031 132.841 144.510 119.042 103.937 91.031 96.861 96.467 82.112 81.257 81.500 81.889 100.532 143.748 140.420Alto Jahuel 220 114.100 105.614 85.839 88.837 92.575 75.236 77.102 70.374 79.929 88.950 126.486 134.713 117.388 102.627 89.726 95.501 95.054 80.753 79.702 79.804 80.259 98.537 141.085 138.352Chena 220 116.622 108.432 88.905 92.049 97.557 78.047 80.300 73.135 84.453 91.188 130.024 140.042 118.527 103.532 90.599 96.413 96.062 81.620 80.697 80.841 81.262 99.759 142.782 139.780Paine 154 113.769 105.450 85.517 88.379 91.583 74.356 75.702 68.147 77.895 88.185 125.891 133.736 117.724 103.131 89.824 95.688 95.011 80.538 78.588 76.793 78.817 98.360 141.267 138.641Rancagua 154 112.803 104.680 84.616 87.387 89.895 72.696 73.310 64.788 74.446 85.450 123.026 131.363 117.046 102.874 89.273 95.044 93.956 79.287 76.285 72.584 75.700 96.219 138.812 137.258Punta Cortes 154 112.517 104.230 84.253 86.812 89.403 72.399 73.202 65.002 74.617 85.529 123.159 131.424 116.936 102.543 88.894 94.537 93.737 79.173 76.272 72.688 75.940 96.283 138.977 137.424San Fernando 154 112.242 103.482 83.255 85.721 87.500 70.899 70.823 61.960 71.624 83.821 121.859 129.796 117.139 102.361 88.295 93.976 92.687 78.203 74.096 68.802 73.468 95.220 138.352 137.802Teno 154 109.503 100.895 80.976 83.428 84.801 68.906 68.634 59.745 69.497 82.332 119.121 127.243 114.584 100.168 86.108 91.840 90.554 76.476 72.032 66.011 71.650 94.003 135.652 135.043Itahue 154 107.469 98.487 78.670 81.170 81.944 66.796 66.331 57.409 67.326 81.268 117.795 125.283 112.966 98.229 84.006 89.925 88.503 74.870 69.940 62.884 69.998 93.509 134.810 134.071Ancoa 220 106.957 97.524 77.432 80.000 79.977 65.626 64.865 55.277 65.401 81.421 117.755 124.051 113.389 98.404 83.628 89.751 87.996 74.775 68.895 59.576 68.873 94.637 136.125 134.919Charrua 220 104.969 90.807 67.137 72.229 63.927 55.460 57.213 52.261 59.902 77.373 114.072 120.795 112.045 93.930 73.147 78.913 64.944 50.645 56.925 51.444 62.644 83.417 123.954 132.012Temuco 220 107.624 92.463 68.307 73.383 65.031 56.650 58.636 54.108 62.111 80.108 118.570 125.471 115.060 95.589 74.329 80.216 66.089 50.727 57.468 52.412 63.941 85.507 127.877 136.461Valdivia 220 108.717 91.690 67.924 72.606 64.529 56.705 59.113 55.327 63.612 81.364 121.563 128.585 116.061 94.712 73.604 79.386 65.525 48.481 55.486 51.609 62.890 85.371 128.050 136.821Barro Blanco 220 108.493 90.472 66.825 71.229 63.467 56.116 58.898 55.578 64.166 81.989 123.307 131.025 115.526 93.346 72.067 77.763 64.226 48.012 55.399 52.336 63.736 87.083 130.689 140.216Puerto Montt 220 108.980 90.936 67.619 71.898 64.320 57.180 60.528 57.481 66.125 82.754 124.645 132.538 116.284 94.210 72.963 78.830 65.316 49.278 57.067 54.447 65.837 89.240 132.907 141.491Puerto Montt 220 108.980 90.936 67.619 71.898 64.320 57.180 60.528 57.481 66.125 82.754 124.645 132.538 116.284 94.210 72.963 78.830 65.316 49.278 57.067 54.447 65.837 89.240 132.907 141.491Puerto Montt 220 108.980 90.936 67.619 71.898 64.320 57.180 60.528 57.481 66.125 82.754 124.645 132.538 116.284 94.210 72.963 78.830 65.316 49.278 57.067 54.447 65.837 89.240 132.907 141.491

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

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

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CUADRO N° 33: DEMANDA DE ENERGÍA EN BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE VALLE [GWH] MES

BARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Diego de Almagro 220 42.423 42.827 41.340 39.883 44.039 46.903 68.798 68.566 68.834 48.574 62.489 65.478 42.829 43.240 41.739 40.271 44.468 47.356 69.465 69.232 69.506 48.051 61.803 64.779Carrera Pinto 220 8.160 8.546 7.878 7.453 7.588 8.571 10.777 11.263 12.811 9.025 10.713 11.042 8.160 8.546 7.878 7.453 7.588 8.571 10.777 11.263 12.811 9.025 10.713 11.042Cardones 220 77.285 79.833 78.047 73.769 80.713 89.791 140.464 139.326 127.488 101.512 125.980 131.630 78.336 80.876 79.087 74.720 81.798 90.964 142.335 141.210 129.412 121.043 151.119 157.970Maitencillo 220 16.641 17.389 16.117 15.728 17.771 18.113 27.075 29.010 30.459 23.661 26.952 34.915 20.473 21.523 19.875 19.402 22.075 22.393 32.838 35.451 37.168 23.878 27.209 35.220Pan de Azucar 220 49.783 49.035 45.402 43.319 44.614 49.543 89.751 89.555 97.965 70.756 92.882 97.042 53.021 52.211 48.392 46.178 47.616 52.847 95.693 95.449 104.321 75.980 99.673 104.170Los Vilos 220 11.506 11.032 9.750 9.617 9.843 11.767 20.964 21.620 24.225 16.684 21.743 21.175 11.807 11.313 9.995 9.859 10.083 12.066 21.532 22.204 24.894 17.299 22.542 21.944Quillota 220 179.241 184.767 174.672 169.949 185.536 196.396 318.328 312.609 318.433 227.716 296.372 316.328 186.704 192.333 181.767 176.381 192.666 204.059 330.479 325.379 331.019 239.549 312.091 333.136Polpaico 220 91.813 88.471 86.344 77.868 88.460 94.985 140.930 145.707 145.013 110.831 147.548 149.356 97.964 94.456 92.149 83.169 94.389 101.339 150.430 155.487 154.751 120.215 160.091 162.067Lampa 220 16.601 16.963 13.430 14.412 21.901 14.672 2.225 2.299 13.388 18.838 27.200 32.824 17.801 18.190 14.401 15.453 23.485 15.733 2.385 2.465 14.356 19.300 27.866 33.628Cerro Navia 220 310.378 313.056 300.447 292.267 317.067 323.513 587.546 569.645 597.763 430.496 553.708 584.909 323.827 326.548 313.383 304.812 330.767 337.556 613.047 594.604 623.997 455.250 584.901 618.256Alto Jahuel 220 362.251 384.729 372.921 336.113 384.914 402.761 650.780 629.721 649.448 457.493 585.463 640.667 374.595 397.742 385.496 348.448 397.883 416.476 675.247 653.258 674.458 476.701 609.205 666.246Chena 220 34.182 34.693 32.883 32.689 34.662 35.801 65.412 64.338 61.380 43.337 57.861 62.939 35.527 36.029 34.162 33.948 36.007 37.189 67.941 66.839 63.741 46.508 62.026 67.580Paine 154 15.556 15.452 13.605 12.526 13.701 13.610 24.732 24.502 27.892 19.323 26.797 27.772 16.187 16.071 14.141 13.009 14.248 14.128 25.686 25.478 29.038 20.322 28.194 29.240Rancagua 154 40.398 40.154 36.484 34.767 37.844 35.551 61.990 61.867 64.429 47.338 64.966 73.141 42.039 41.760 37.909 36.118 39.313 36.971 64.457 64.362 67.067 49.273 67.633 76.199Punta Cortes 154 9.006 8.348 6.917 6.300 7.219 7.317 13.716 12.559 13.760 9.871 14.676 16.449 9.208 8.531 7.066 6.433 7.371 7.462 13.992 12.814 14.043 10.130 15.062 16.907San Fernando 154 26.318 24.670 21.015 18.763 19.589 19.121 34.926 37.620 44.675 31.106 49.409 53.697 27.405 25.691 21.886 19.536 20.419 19.918 36.365 39.183 46.556 32.533 51.589 56.069Teno 154 12.613 12.320 9.552 9.045 9.822 8.572 12.760 13.817 16.397 11.295 16.988 19.482 13.774 13.468 10.499 9.966 10.871 9.570 14.231 15.335 18.003 11.780 17.708 20.313Itahue 154 62.559 61.692 58.691 54.267 58.609 57.123 99.054 102.416 111.800 75.742 110.118 117.499 64.589 63.704 60.510 56.046 60.549 58.970 102.412 105.957 115.757 78.795 114.468 122.104Ancoa 220 19.273 20.642 20.369 18.944 21.182 22.986 33.062 31.789 34.755 25.707 30.920 35.620 20.390 21.842 21.554 20.045 22.414 24.322 34.973 33.622 36.757 25.876 31.142 35.813Charrua 220 278.745 282.448 268.557 266.649 299.403 300.123 489.541 472.687 470.099 358.725 441.142 465.337 287.014 290.888 276.993 274.824 308.681 309.335 504.874 487.298 484.841 372.410 458.268 483.988Temuco 220 42.673 46.116 44.925 42.693 46.132 46.407 79.951 75.889 78.278 52.939 72.584 78.334 44.516 48.112 46.877 44.546 48.117 48.417 83.407 79.164 81.670 55.515 76.094 82.176Valdivia 220 23.664 24.778 23.744 23.124 24.899 25.718 41.804 39.641 40.640 29.895 39.676 39.884 24.468 25.624 24.561 23.917 25.750 26.586 43.234 41.007 42.042 31.102 41.302 41.477Barro Blanco 220 18.621 19.767 19.037 18.843 19.495 20.047 34.734 34.303 36.419 26.278 33.571 33.617 19.281 20.466 19.710 19.509 20.186 20.756 35.961 35.513 37.701 27.378 34.973 35.022Puerto Montt 220 44.287 44.066 40.483 38.725 43.369 43.002 79.315 78.662 77.845 58.987 74.282 78.841 46.590 46.353 42.579 40.739 45.630 45.242 83.459 82.782 81.920 62.491 78.689 83.520Puerto Montt 220 44.287 44.066 40.483 38.725 43.369 43.002 79.315 78.662 77.845 58.987 74.282 78.841 46.590 46.353 42.579 40.739 45.630 45.242 83.459 82.782 81.920 62.491 78.689 83.520Puerto Montt 220 44.287 44.066 40.483 38.725 43.369 43.002 79.315 78.662 77.845 58.987 74.282 78.841 46.590 46.353 42.579 40.739 45.630 45.242 83.459 82.782 81.920 62.491 78.689 83.520

MESBARRA TRONCAL 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48Diego de Almagro 220 42.366 42.787 41.302 39.864 44.020 46.865 68.759 68.530 68.813 44.259 56.888 59.687 39.015 39.446 38.075 36.798 40.635 43.226 63.470 63.262 63.558 44.604 57.324 60.157Carrera Pinto 220 8.160 8.546 7.878 7.453 7.588 8.571 10.777 11.263 12.811 9.046 10.739 11.068 8.180 8.566 7.896 7.471 7.606 8.592 10.803 11.290 12.841 8.614 10.225 10.539Cardones 220 95.413 98.254 95.641 90.593 99.126 109.912 169.968 168.684 155.752 127.746 159.743 166.856 101.262 104.095 101.535 95.805 105.067 116.271 179.306 178.009 165.130 129.715 162.183 169.343Maitencillo 220 20.638 21.695 20.036 19.560 22.255 22.573 33.125 35.751 37.496 25.719 29.220 37.967 22.220 23.411 21.590 21.099 24.087 24.365 35.506 38.436 40.312 25.983 29.536 38.347Pan de Azucar 220 56.958 56.093 51.998 49.642 51.256 56.863 102.880 102.591 112.071 85.031 111.293 116.709 64.141 63.087 58.709 56.081 58.142 64.383 116.127 115.660 125.966 92.201 120.602 126.664Los Vilos 220 12.227 11.705 10.336 10.197 10.418 12.483 22.324 23.017 25.826 17.938 23.372 22.743 12.663 12.112 10.691 10.548 10.766 12.917 23.146 23.862 26.794 18.728 24.398 23.744Quillota 220 196.618 202.548 191.362 185.560 202.849 214.829 347.982 342.299 348.214 256.911 335.619 358.882 212.061 218.578 206.258 199.737 218.864 231.803 374.729 368.411 373.633 266.857 348.945 373.020Polpaico 220 106.247 102.544 99.988 90.343 102.417 109.941 163.254 168.636 167.841 141.679 188.811 190.754 125.949 121.711 119.061 107.493 121.770 130.826 193.424 199.633 198.128 184.614 246.088 248.203Lampa 220 18.237 18.635 14.753 15.832 24.060 16.118 2.444 2.526 14.708 19.773 28.549 34.452 18.684 19.092 15.115 16.220 24.650 16.513 2.504 2.588 15.068 21.147 30.533 36.846Cerro Navia 220 341.791 344.457 330.453 321.290 348.775 356.056 646.790 627.548 658.438 479.962 616.153 651.412 359.728 362.361 347.545 337.795 366.825 374.585 680.559 660.564 693.019 506.581 649.894 687.093Alto Jahuel 220 388.702 412.516 399.813 362.377 412.854 432.008 702.438 679.909 702.710 495.706 632.779 691.537 402.662 427.176 414.087 376.217 427.733 447.402 729.534 706.267 730.591 518.041 660.912 721.702Chena 220 38.118 38.626 36.622 36.351 38.572 39.827 72.759 71.522 68.129 49.680 66.214 72.226 40.723 41.237 39.097 38.777 41.161 42.488 77.621 76.251 72.579 52.972 70.586 77.052Paine 154 17.011 16.883 14.848 13.651 14.967 14.820 26.958 26.764 30.533 20.929 29.041 30.123 17.514 17.379 15.282 14.048 15.408 15.249 27.743 27.553 31.443 22.251 30.875 32.017Rancagua 154 43.766 43.462 39.436 37.579 40.879 38.420 67.019 67.005 69.846 51.032 70.062 78.993 45.337 45.004 40.818 38.901 42.294 39.726 69.337 69.408 72.376 53.494 73.473 82.859Punta Cortes 154 9.469 8.767 7.259 6.604 7.566 7.648 14.346 13.140 14.406 10.401 15.466 17.387 9.744 9.014 7.461 6.784 7.769 7.841 14.716 13.480 14.786 10.978 16.323 18.324San Fernando 154 28.630 26.841 22.868 20.406 21.351 20.816 37.987 40.943 48.673 34.021 53.861 58.541 29.906 28.039 23.891 21.313 22.324 21.752 39.677 42.777 50.880 35.834 56.764 61.694Teno 154 14.365 14.048 10.952 10.398 11.344 9.988 14.856 15.999 18.783 12.296 18.474 21.197 14.993 14.665 11.434 10.858 11.846 10.432 15.519 16.703 19.612 12.935 19.438 22.294Itahue 154 67.057 66.180 62.770 58.217 62.898 61.204 106.452 110.181 120.479 81.959 118.977 126.878 69.622 68.761 65.166 60.482 65.343 63.537 110.660 114.577 125.376 85.702 124.431 132.721Ancoa 220 20.442 21.892 21.603 20.090 22.460 24.372 35.102 33.779 36.972 26.052 31.375 36.015 20.497 21.945 21.653 20.137 22.508 24.423 35.237 33.943 37.195 26.328 31.728 36.354Charrua 220 298.188 302.291 287.824 285.489 320.438 320.612 524.086 505.915 504.376 385.988 475.206 502.470 309.158 313.537 298.474 296.048 332.077 331.631 543.215 524.350 523.709 400.034 493.299 522.095Temuco 220 46.686 50.463 49.174 46.728 50.455 50.784 87.477 83.021 85.662 58.128 79.654 86.077 48.889 52.849 51.507 48.942 52.827 53.187 91.607 86.934 89.712 60.971 83.556 90.298Valdivia 220 25.440 26.648 25.549 24.876 26.781 27.637 44.967 42.661 43.736 32.341 42.969 43.116 26.441 27.701 26.565 25.862 27.843 28.720 46.751 44.362 45.479 33.661 44.744 44.861Barro Blanco 220 20.088 21.321 20.534 20.325 21.031 21.623 37.463 36.996 39.272 28.496 36.398 36.449 20.908 22.191 21.372 21.155 21.891 22.506 38.991 38.504 40.869 29.695 37.926 37.979Puerto Montt 220 49.351 49.094 45.092 43.151 48.339 47.925 88.423 87.716 86.801 66.173 83.321 88.438 52.253 51.975 47.733 45.687 51.188 50.747 93.643 92.905 91.933 70.189 88.373 93.801Puerto Montt 220 49.351 49.094 45.092 43.151 48.339 47.925 88.423 87.716 86.801 66.173 83.321 88.438 52.253 51.975 47.733 45.687 51.188 50.747 93.643 92.905 91.933 70.189 88.373 93.801Puerto Montt 220 49.351 49.094 45.092 43.151 48.339 47.925 88.423 87.716 86.801 66.173 83.321 88.438 52.253 51.975 47.733 45.687 51.188 50.747 93.643 92.905 91.933 70.189 88.373 93.801

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

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

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CUADRO N° 34: DEMANDA DE ENERGÍA EN BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE EMANDA MÁXIMA [GWh]

MESBARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Diego de Almagro 220 29.011 29.287 30.734 33.041 28.908 25.563 4.189 4.459 4.536 23.694 9.388 6.991 29.288 29.569 31.031 33.363 29.190 25.810 4.230 4.502 4.580 23.439 9.285 6.916Carrera Pinto 220 5.479 5.738 5.742 6.218 4.898 4.949 0.636 0.701 0.844 4.718 1.547 1.147 5.479 5.738 5.742 6.218 4.898 4.949 0.636 0.701 0.844 4.718 1.547 1.147Cardones 220 51.438 53.124 56.254 62.323 52.274 48.149 8.531 9.086 8.538 52.233 18.863 14.110 52.140 53.821 56.978 63.158 52.977 48.784 8.648 9.213 8.670 61.877 22.535 16.708Maitencillo 220 13.132 13.672 13.958 15.352 14.083 12.409 2.027 2.278 2.468 14.224 4.751 4.350 15.998 16.755 17.123 18.788 17.192 15.131 2.436 2.761 2.991 14.356 4.797 4.382Pan de Azucar 220 41.661 41.042 39.452 43.927 40.119 37.682 7.184 7.463 8.328 45.544 17.200 13.804 44.336 43.667 42.048 46.800 42.740 40.131 7.650 7.948 8.862 48.834 18.435 14.795Los Vilos 220 9.249 8.842 8.388 9.369 8.210 8.160 1.600 1.737 1.948 10.445 3.959 3.134 9.498 9.075 8.599 9.608 8.423 8.377 1.645 1.786 2.003 10.843 4.111 3.258Quillota 220 145.680 149.681 148.373 163.224 148.345 130.984 23.079 24.033 24.991 133.717 50.376 40.708 151.090 155.156 153.863 168.585 152.976 135.191 23.842 24.914 25.860 140.583 52.992 42.825Polpaico 220 65.096 62.589 66.797 70.140 61.927 55.281 9.116 9.968 10.195 60.400 22.848 17.106 69.432 66.796 71.254 74.934 66.067 58.973 9.730 10.637 10.879 65.496 24.794 18.553Lampa 220 12.136 12.401 16.099 16.069 11.946 8.485 0.134 0.182 1.093 12.904 4.543 1.183 13.013 13.297 17.263 17.231 12.809 9.098 0.143 0.195 1.172 13.221 4.654 1.212Cerro Navia 220 290.140 293.599 320.772 350.974 309.781 261.898 48.946 51.358 54.992 280.212 101.824 79.082 302.758 306.308 334.628 366.120 323.242 273.320 51.073 53.610 57.405 296.375 107.583 83.617Alto Jahuel 220 313.118 331.735 358.189 378.614 337.763 289.334 51.136 54.047 56.901 288.597 102.997 82.969 325.174 344.445 372.072 394.013 351.100 300.907 53.260 56.244 59.293 301.375 107.498 86.565Chena 220 33.144 33.640 36.197 40.646 35.222 30.013 5.628 5.982 5.872 29.231 11.058 8.848 34.448 34.935 37.606 42.211 36.589 31.177 5.845 6.214 6.097 31.369 11.854 9.501Paine 154 13.166 13.078 13.284 13.738 12.519 10.841 1.945 2.101 2.345 12.820 4.954 3.406 13.700 13.601 13.807 14.268 13.019 11.253 2.020 2.185 2.442 13.482 5.213 3.586Rancagua 154 32.872 32.592 34.476 37.145 32.689 26.190 4.683 5.141 5.474 30.707 11.502 9.569 34.219 33.913 35.843 38.607 33.982 27.250 4.872 5.350 5.699 31.997 11.991 9.981Punta Cortes 154 7.847 7.274 7.597 7.491 6.553 5.664 1.146 1.117 1.231 6.699 2.713 2.191 8.023 7.434 7.761 7.650 6.691 5.777 1.169 1.139 1.257 6.875 2.785 2.252San Fernando 154 21.884 20.514 21.236 20.935 17.495 14.663 2.885 3.342 3.982 21.148 9.216 7.307 22.788 21.362 22.117 21.797 18.236 15.275 3.004 3.481 4.149 22.118 9.623 7.630Teno 154 6.875 6.715 7.674 7.432 5.476 4.878 0.847 0.904 1.109 7.770 2.640 2.200 7.508 7.341 8.435 8.188 6.061 5.446 0.945 1.003 1.218 8.104 2.752 2.294Itahue 154 52.057 51.478 53.233 58.734 51.977 42.325 7.598 8.438 9.505 50.322 20.152 15.932 53.853 53.264 55.171 60.791 53.817 43.801 7.882 8.755 9.866 52.360 20.969 16.562Ancoa 220 12.612 13.513 14.147 15.950 12.618 11.196 1.952 2.151 2.286 13.238 4.267 3.659 13.343 14.299 14.970 16.877 13.351 11.847 2.065 2.275 2.418 13.318 4.300 3.679Charrua 220 209.520 213.444 234.937 256.699 221.853 190.137 33.358 34.357 35.362 198.661 73.605 57.050 216.008 220.102 242.499 264.883 229.177 196.355 34.441 35.470 36.516 206.475 76.525 59.373Temuco 220 38.328 41.488 43.894 48.577 43.714 36.680 6.599 6.608 6.935 35.642 13.804 11.724 39.993 43.294 45.802 50.688 45.612 38.276 6.885 6.894 7.236 37.382 14.483 12.301Valdivia 220 19.588 20.562 21.741 24.217 21.447 18.187 3.166 3.223 3.335 18.469 7.188 5.443 20.269 21.280 22.499 25.067 22.200 18.828 3.278 3.337 3.453 19.226 7.491 5.669Barro Blanco 220 16.108 17.107 17.659 20.123 17.468 14.695 2.900 2.760 2.969 15.750 6.119 4.799 16.679 17.712 18.285 20.836 18.087 15.215 3.003 2.858 3.074 16.410 6.375 4.999Puerto Montt 220 37.990 37.855 40.694 43.009 36.708 31.265 6.213 6.526 6.733 36.492 13.545 11.148 39.970 39.823 42.811 45.252 38.623 32.896 6.539 6.868 7.086 38.659 14.350 11.809Puerto Montt 220 37.990 37.855 40.694 43.009 36.708 31.265 6.213 6.526 6.733 36.492 13.545 11.148 39.970 39.823 42.811 45.252 38.623 32.896 6.539 6.868 7.086 38.659 14.350 11.809Puerto Montt 220 37.990 37.855 40.694 43.009 36.708 31.265 6.213 6.526 6.733 36.492 13.545 11.148 39.970 39.823 42.811 45.252 38.623 32.896 6.539 6.868 7.086 38.659 14.350 11.809

MESBARRA TRONCAL 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48Diego de Almagro 220 28.971 29.259 30.705 33.026 28.895 25.542 4.187 4.456 4.535 21.589 8.546 6.373 26.680 26.974 28.306 30.485 26.673 23.559 3.865 4.114 4.188 21.757 8.612 6.423Carrera Pinto 220 5.479 5.738 5.742 6.218 4.898 4.949 0.636 0.701 0.844 4.729 1.551 1.150 5.492 5.751 5.755 6.233 4.910 4.961 0.637 0.703 0.846 4.503 1.477 1.095Cardones 220 63.354 65.232 69.076 75.975 64.089 58.755 10.265 10.920 10.342 65.218 23.783 17.661 67.088 68.960 72.776 80.385 67.774 62.051 10.819 11.521 10.954 66.259 24.155 17.943Maitencillo 220 16.128 16.890 17.260 18.940 17.331 15.253 2.458 2.783 3.017 15.378 5.130 4.718 17.277 18.130 18.541 20.340 18.580 16.346 2.622 2.977 3.232 15.548 5.189 4.762Pan de Azucar 220 47.575 46.860 45.162 50.261 45.892 43.086 8.210 8.530 9.509 54.432 20.525 16.514 53.356 52.490 50.969 56.624 51.612 48.426 9.222 9.582 10.655 58.976 22.235 17.917Los Vilos 220 9.846 9.400 8.894 9.942 8.720 8.679 1.707 1.853 2.079 11.257 4.268 3.386 10.208 9.737 9.200 10.289 9.029 8.993 1.771 1.923 2.158 11.760 4.459 3.539Quillota 220 159.067 163.353 161.979 177.374 160.973 142.278 25.100 26.207 27.196 150.113 56.604 45.860 170.840 175.553 174.150 190.076 172.800 152.643 26.889 28.044 29.059 156.137 58.905 47.735Polpaico 220 75.230 72.443 77.233 81.381 71.628 63.932 10.552 11.530 11.790 76.780 29.134 21.711 88.644 85.477 91.402 96.424 84.615 75.602 12.419 13.561 13.828 99.061 37.697 27.948Lampa 220 13.332 13.623 17.686 17.653 13.123 9.321 0.147 0.200 1.201 13.544 4.768 1.242 13.659 13.957 18.119 18.086 13.445 9.550 0.151 0.205 1.230 14.486 5.100 1.328Cerro Navia 220 319.654 323.210 352.950 386.053 340.976 288.396 53.895 56.589 60.585 312.494 113.350 88.123 336.522 340.109 371.294 406.025 358.754 303.496 56.718 59.574 63.776 329.812 119.559 92.957Alto Jahuel 220 338.933 358.849 387.823 411.370 366.457 313.949 55.617 58.725 61.985 314.073 111.974 90.123 352.521 373.113 403.519 428.601 381.692 326.891 57.964 61.181 64.647 328.871 117.273 94.332Chena 220 36.961 37.453 40.314 45.199 39.195 33.388 6.260 6.650 6.517 33.509 12.654 10.154 39.486 39.984 43.039 48.216 41.826 35.619 6.678 7.090 6.943 35.730 13.490 10.832Paine 154 14.397 14.289 14.498 14.973 13.676 11.805 2.120 2.295 2.567 13.885 5.369 3.694 14.823 14.709 14.921 15.408 14.079 12.146 2.181 2.363 2.644 14.762 5.708 3.927Rancagua 154 35.700 35.372 37.353 40.223 35.414 28.394 5.077 5.579 5.944 33.174 12.439 10.358 37.058 36.705 38.729 41.693 36.720 29.436 5.264 5.788 6.168 34.787 13.050 10.869Punta Cortes 154 8.251 7.639 7.973 7.854 6.868 5.920 1.199 1.168 1.289 7.059 2.859 2.316 8.491 7.855 8.195 8.067 7.053 6.070 1.230 1.198 1.323 7.450 3.018 2.441San Fernando 154 23.806 22.319 23.109 22.768 19.069 15.963 3.138 3.638 4.338 23.129 10.046 7.967 24.867 23.315 24.142 23.781 19.937 16.681 3.278 3.801 4.535 24.362 10.588 8.396Teno 154 7.830 7.657 8.799 8.543 6.324 5.684 0.986 1.047 1.271 8.459 2.871 2.394 8.172 7.993 9.186 8.921 6.604 5.937 1.030 1.093 1.327 8.899 3.021 2.518Itahue 154 56.030 55.451 57.518 63.286 56.036 45.578 8.222 9.133 10.295 54.482 21.817 17.219 58.284 57.722 59.919 65.875 58.335 47.423 8.569 9.519 10.734 57.000 22.844 18.027Ancoa 220 13.374 14.329 15.002 16.913 13.381 11.873 2.072 2.286 2.431 13.401 4.333 3.701 13.406 14.360 15.035 16.950 13.412 11.900 2.080 2.297 2.445 13.536 4.384 3.737Charrua 220 224.627 228.957 252.049 275.295 238.321 203.893 35.786 36.875 38.014 214.268 79.430 61.682 233.163 237.765 261.576 285.721 247.460 211.342 37.135 38.278 39.510 222.534 82.586 64.196Temuco 220 41.954 45.420 48.049 53.173 47.846 40.153 7.222 7.231 7.591 39.148 15.172 12.886 43.944 47.579 50.330 55.695 50.114 42.059 7.564 7.573 7.951 41.062 15.910 13.518Valdivia 220 21.095 22.151 23.419 26.099 23.114 19.606 3.413 3.476 3.596 20.003 7.801 5.900 21.944 23.045 24.365 27.159 24.054 20.406 3.551 3.618 3.743 20.832 8.132 6.147Barro Blanco 220 17.377 18.454 19.051 21.709 18.844 15.851 3.128 2.977 3.202 17.082 6.635 5.203 18.088 19.208 19.830 22.598 19.614 16.498 3.256 3.099 3.333 17.802 6.913 5.421Puerto Montt 220 42.341 42.182 45.347 47.940 40.917 34.851 6.929 7.278 7.509 40.937 15.195 12.504 44.835 44.661 48.013 50.766 43.329 36.905 7.338 7.710 7.954 43.421 16.116 13.262Puerto Montt 220 42.341 42.182 45.347 47.940 40.917 34.851 6.929 7.278 7.509 40.937 15.195 12.504 44.835 44.661 48.013 50.766 43.329 36.905 7.338 7.710 7.954 43.421 16.116 13.262Puerto Montt 220 42.341 42.182 45.347 47.940 40.917 34.851 6.929 7.278 7.509 40.937 15.195 12.504 44.835 44.661 48.013 50.766 43.329 36.905 7.338 7.710 7.954 43.421 16.116 13.262

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18.3 Bases Generales Del Cálculo De Factores De Penalización En la determinación de los Factores de Penalización de Energía y de Potencia para el SIC, se utilizó el Modelo Multinodal-Multiembalse, OSE2000.

CUADRO N° 35: ASIGNACION BARRAS DP-CDEC-SIC A MODELACION CNE OSE2000 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE

1 d.almag220 Diego de Almagro 220 2 d.almag110 Diego de Almagro 110 3 c.pinto220 Carrera Pinto 220 4 cardone220 Cardones 220 5 cardone110 Cardones 110 6 copiapo110 Cardones 110 7 lirios_110 Cardones 110 8 t.amari110 Cardones 110 9 castill110 Castilla 110

10 maitenc220 Maitencillo 220 11 l.color110 Punta Toro 110 12 huasco_110 Maitencillo 110 13 vallena110 Maitencillo 110 14 algarro110 Algarrobo 110 15 pajonal110 Pajonales 110 16 incahua110 Incahuasi 110 17 vicuna_110 Pan de Azucar 110 18 p.azuca220 Pan de Azucar 220 19 romeral110 Romeral 110 20 p.azuca110 Pan de Azucar 110 21 e.indio110 Pan de Azucar 110 22 necsa__066 Pan de Azucar 110 23 marquez066 Pan de Azucar 110 24 guayaca066 Pan de Azucar 110 25 e.penon110 Ovalle 110 26 andacol066 Pan de Azucar 110 27 ovalle_066 Ovalle 110 28 m.patri066 Ovalle 110 29 punitaq066 Ovalle 110 30 e.sauce066 Illapel 110 31 combarb066 Illapel 110 32 illapel066 Illapel 110 33 l.vilos220 Los Vilos 220 34 quillot220 Quillota 220 35 quinqui110 Quinquimo 110 36 cabildo110 Quinquimo 110 37 c.cale1110 Pachacama 110 38 c.cale2110 Pachacama 110 39 chagre1110 Esperanza 110

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Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 40 s.feli2110 San Felipe 110 41 s.rafa1110 San Felipe 110 42 p.peuco110 Punta Peuco 110 43 batuco_110 Batuco 110 44 t.enami110 Ventanas 110 45 concon_110 Ventanas 110 46 t.achu1110 Achupallas 110 47 t.achu2110 Achupallas 110 48 quilpu1110 Quilpue 110 49 quilpu2110 Quilpue 110 50 c.vieja110 Casas Viejas 110 51 aconcag066 Aconcagua 110 52 t.plac1110 Agua Santa 110 53 t.plac2110 Agua Santa 110 54 t.valp1110 Agua Santa 110 55 t.valp2110 Agua Santa 110 56 t.p.an1110 Agua Santa 110 57 t.p.an2110 Agua Santa 110 58 t.quin1066 Agua Santa 110 59 t.quin2066 Agua Santa 110 60 t.al.n1066 Agua Santa 110 61 t.al.n2066 Agua Santa 110 62 t.alga1066 Agua Santa 110 63 t.alga2066 Agua Santa 110 64 t.s.se1066 Agua Santa 110 65 t.s.se2066 Agua Santa 110 66 polpaic220 Polpaico 220 67 maitene220 Polpaico 220 68 lampa__220 Lampa 220 69 l.aguir110 Cerro Navia 110 70 l.espe1110 Lo Espejo 110 71 pudahu1110 Pudahuel 110 72 pudahu2110 Pudahuel 110 73 l.boza1110 Lo Boza 110 74 quilic1110 Quilicura 110 75 quilic2110 Quilicura 110 76 recole1110 Recoleta 110 77 recole2110 Recoleta 110 78 s.crist110 San Cristobal 110 79 l.dehe1110 La Dehesa 110 80 l.dehe2110 La Dehesa 110 81 vitacu1110 Vitacura 110 82 vitacu2110 Vitacura 110 83 a.cord1110 Alonso de Cordova 110 84 renca__110 Renca 110 85 altamir110 Altamirano 110 86 carrasc110 Carrascal 110 87 l.coch1110 Ochagavia 110

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Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 88 l.coch2110 Ochagavia 110 89 ochagav110 Ochagavia 110 90 cister1110 La Cisterna 110 91 cister2110 La Cisterna 110 92 s.anton066 Agua Santa 110 93 manding066 Mandinga 066 94 l.arana066 Araña 066 95 marchig066 Rapel 066 96 melipil066 Melipilla 066 97 e.maite066 Melipilla 066 98 e.paico066 Melipilla 066 99 e.monte066 Melipilla 066

100 c.navia220 Cerro Navia 220 101 maipu1_110 Maipu 110 102 maipu2_110 Maipu 110 103 l.vall1110 Lo Valledor 110 104 pajari1110 Pajaritos 110 105 s.jose1110 San Jose 110 106 s.jose2110 San Jose 110 107 c.hipi1110 Club Hipico 110 108 c.hipi2110 Club Hipico 110 109 s.joaq1110 San Joaquin 110 110 s.joaq2110 San Joaquin 110 111 macul1_110 Macul 110 112 macul2_110 Macul 110 113 s.elen1110 Santa Elena 110 114 s.elen2110 Santa Elena 110 115 a.jahue220 Alto Jahuel 220 116 s.bern1110 San Bernardo 110 117 s.bern2110 San Bernardo 110 118 malloco110 Alto Jahuel 110 119 florida110 Florida 110 120 p.alto_110 Florida 110 121 quelteh110 Florida 110 122 s.rosa1110 Santa Rosa 110 123 s.rosa2110 Santa Rosa 110 124 s.raqu1110 Santa Raquel 110 125 pirque_066 Alto Jahuel 110 126 a.jahue066 Alto Jahuel 110 127 maipo__066 Alto Jahuel 110 128 buin___066 Alto Jahuel 110 129 a.cord2110 Alonso de Cordova 110 130 apoqui1110 Apoquindo 110 131 apoqui2110 Apoquindo 110 132 l.domi1110 Los Dominicos 110 133 l.domi2110 Los Dominicos 110 134 torre80110 Torre 80 110 135 l.rein1110 La Reina 110

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Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 136 l.rein2110 La Reina 110 137 colbun_220 Alto Jahuel 220 138 hospita066 Paine 154 139 rancagu154 Rancagua 154 140 m.v.cen154 Sauzal 154 141 s.f.mos066 Rancagua 154 142 rancag2066 Rancagua 154 143 dole___066 Rancagua 154 144 indura_066 Rancagua 154 145 granero066 Rancagua 154 146 e.tenie066 Rancagua 154 147 l.lirio066 Rancagua 154 148 p.corte066 Punta Cortes 154 149 tilcoco154 Tilcoco 154 150 teno___154 Teno 154 151 chumaqu066 Rancagua 154 152 rengo__066 Rancagua 154 153 peleque066 San Fernando 066 154 s.ferna066 San Fernando 066 155 nancagu066 San Fernando 066 156 paniahu066 San Fernando 066 157 itahue_154 Itahue 154 158 itahue_066 Itahue 154 159 s.ped.c066 Itahue 154 160 curico_066 Itahue 154 161 quinta_066 San Fernando 066 162 chimbar066 San Fernando 066 163 v.prat_066 Itahue 154 164 hualañe066 Itahue 154 165 panguil066 Itahue 154 166 talca1_066 Itahue 154 167 talca2_066 Maule 154 168 s.migue066 Maule 154 169 ancoa__220 Ancoa 220 170 coop.li066 Linares 154 171 v.alegr066 Linares 154 172 s.javie066 Maule 154 173 constit066 Linares 154 174 lin.con066 Linares 154 175 panimav066 Linares 154 176 longavi066 Parral 154 177 retiro_066 Parral 154 178 parral_066 Parral 154 179 cauquen066 Parral 154 180 chillan066 Chillan 154 181 cocharc066 Chillan 154 182 s.carlo066 Parral 154 183 niquen_066 Parral 154

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Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 184 charrua220 Charrua 220 185 cmpclaj220 Charrua 220 186 inforsa220 Charrua 220 187 cholgua220 Charrua 220 188 cholgua066 Charrua 154 189 charrua066 Charrua 154 190 laja___066 Charrua 154 191 quilmo_066 Charrua 154 192 t.esqui066 Charrua 154 193 l.angel154 Charrua 154 194 negrete066 Charrua 154 195 renaico066 Charrua 154 196 angol__066 Charrua 154 197 concepc220 Concepcion 220 198 concepc154 Concepcion 154 199 concepc066 Concepcion 066 200 bellavi066 Concepcion 066 201 tome___066 Concepcion 066 202 spedrc1066 Concepcion 066 203 spedrc2066 Concepcion 066 204 petrox1066 Hualpen 154 205 s.vicen154 San Vicente 154 206 talcahu154 San Vicente 154 207 oxy____154 Petroquim 154 208 e.nobel154 Petroquim 154 209 petrodo154 Petroquim 154 210 s.vicen066 San Vicente 154 211 c.biob1066 San Vicente 154 212 temuco_220 Temuco 220 213 temuco_066 Temuco 066 214 metrenc066 Metrenco 066 215 pitrufq066 Pitrufquen 066 216 loncoch066 Loncoche 066 217 collipu066 Valdivia 066 218 victori066 Temuco 066 219 lautaro066 Temuco 066 220 l.lagos066 Los Lagos 066 221 panguip066 Panguipulli 066 222 valdivi066 Valdivia 066 223 l.union066 La Union 066 224 picarte066 Picarte 066 225 chumpul066 Chumpullo 066 226 paillac066 Paillaco 066 227 pichirr066 Pichirro 066 228 l.negro066 Osorno 066 229 osorno_066 Osorno 066 230 pilmaiq066 Osorno 066 231 frutill066 Frutillar 066

77 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

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

Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 232 purranq066 Purranque 066 233 p.montt066 Puerto Montt 066 234 p.varas066 Puerto Varas 066 235 sauzal_110 Sauzal 110 236 l.vegas110 Las Vegas 110 237 s.pedro110 San Pedro 110 238 ventana110 Ventanas 110 239 miraflo110 Miraflores 110 240 mapal__154 Mapal 154 241 fopaco_154 Fopaco 154 242 lcolor2066 Color 066 243 corone2066 Coronel 066 244 lota1__066 Coronel 066 245 colcura066 Coronel 066 246 carampa066 Charrua 154 247 curanil066 Arauco 066 248 t.pinos066 Charrua 154 249 quinahu066 Charrua 154 250 lebu___066 Arauco 066 251 c.arauc066 Arauco 066 252 i.maipo066 Coronel 066 253 l.angel066 Coronel 066 254 petrox2066 Hualpen 154 255 l.piuqu220 Quillota 220 256 mampil_220 Charrua 220 257 hualpen220 Hualpen 220 258 l.cirue220 Valdivia 220 259 p.montt220 Puerto Montt 220 260 sauzal_154 Sauzal 154 261 ciprese154 Itahue 154 262 d.amigo110 Dos Amigos 110 263 l.compa110 Las Compañias 110 264 s.joaqu110 Pan de Azucar 110 265 choapa_110 Choapa 110 266 mineros110 Candelaria 220 267 p.l.cas066 Padre Las Casas 066 268 s.raf.e066 Itahue 154 269 parrona066 Itahue 154 270 licante066 Itahue 154 271 maule__066 Maule 154 272 enlace_066 Charrua 154 273 bucalem066 Charrua 154 274 penco__066 Concepcion 066 275 pillanl066 Temuco 066

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18.4 Resultados A continuación se presenta el CUADRO N° 36 los factores de penalización obtenidos producto del cálculo descrito:

CUADRO N° 36: FACTORES DE PENALIZACIÓN NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION

kV POTENCIA ENERGIA

D. DE ALMAGRO 220 1,0879 1,1284CARRERA PINTO 220 1,0569 1,0979CARDONES 220 1,0192 1,0581MAITENCILLO 220 0,9656 1,0040PAN DE AZUCAR 220 1,0129 1,0494LOS VILOS 220 0,9936 1,0101QUILLOTA 220 0,9738 1,0000POLPAICO 220 1,0000 1,0236LAMPA 220 1,1224 1,1595CERRO NAVIA 220 1,1086 1,0923CHENA 220 1,0956 1,0866ALTO JAHUEL 220 1,0656 1,0527PAINE 154 1,0754 1,0651RANCAGUA 154 1,0772 1,0643PUNTA CORTES 154 1,0682 1,0632TILCOCO 154 1,0533 1,0393SAN FERNANDO 154 1,0485 1,0298TENO 154 1,0211 0,9977ITAHUE 154 0,9979 0,9808ANCOA 220 0,9933 0,9602CHARRUA 220 0,9325 0,9462TEMUCO 220 0,9510 0,9766LOS CIRUELOS 220 0,9538 0,9722VALDIVIA 220 0,9522 0,9826BARRO BLANCO 220 0,9493 0,9881PUERTO MONTT 220 0,9572 0,9979

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19 ANEXO Nº 7: SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL La modelación del sistema de transmisión utilizada en la simulación de la operación del SIC puede ser encontrada en la base de datos que estará a disposición de los participantes de este proceso de fijación tarifaría en el CDEC-SIC. La mencionada base de datos al igual que el presente informe estarán disponibles para cualquier interesado en la pagina web de la CNE una vez publicado en el diario oficial el decreto de precio de nudo elaborado con motivo de la presente fijación. A continuación se entrega a manera referencial el diagrama unilineal del sistema de transmisión modelado.

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CUADRO N° 37: DIAGRAMA UNILINEAL REFERENCIAL.

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRALDIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO

D. Almagro 220

~Taltal CA

Paposo 220

D. Almagro 110

~

C. Pinto 220

D.Almagro TG

Cardones 220

Cardones 110

Maitencillo 220

Castilla 110

Punta Toro 110

Maitencillo 110

Algarrobo 110

Dos Amigos 110

Pajonales 110

Romeral 110

Las Compañias 110

Incahuasi 110

~

P. de Azucar 110

El Indio 110

~L. Molles

Ovalle 110

Pan de Azucar 220

Illapel 110

~Gualcolda

Gualcolda 220

Huasco TV & TG

Huasco 110

Los Vilos 220Choapa 220

Choapa 110

Quillota 220

Quinquimo 110

Casas Viejas 110

Quillota 110

~S. IsidroNehuencoCA-CC Colbún

San Pedro 110

Quilpue 110

Achupallas 110

Miraflores 110

Ventanas 110

~Ventanas

Agua Santa 110

~~

L. Verde

L. VerdeTG

Agua Santa 220

San Luis 220

Pachacama 110

Las Vegas 110

~

Esperanza 110

San Felipe 110

~

SauceAndes

Chacabuquito

Totoral 110

Los Maquis 110 Aconcagua 110

~Aconcagua

~Los Quilos

Los Maquis 220

Polpaico 220

El Salto 220

Punta Peuco 110

Batuco 110

Cerro Navia 110Recoleta 110 El Salto 110

Quilicura 110

Lo Boza 110

San Cristobal 110 La Dehesa 110

Vitacura 110Alonso de Cordova 110

Apoquindo 110

Los Dominicos 110

Los Almendros 110

Carrascal 110

Altamirano 110

Renca 110

Ochagavía 110

Club Hípico 110

San Joaquín 110

Santa Elena 110

Torre 80 110

La Reina 110

Florida 110

Macul 110

Pudahuel 110

San José 110

Pajaritos 110

Lo Valledor 110

Maipú 110

Chena 110

Lo Espejo 110 La Cisterna 110

~

Florida~

~

~ Puntilla

Maitenes

VolcánQueltehues

San Bernardo 110

Alto Jahuel 110

~Los Morros

Santa Rosa 110

Santa Raquel 110

~Los Almendros 220 Alfalfal

Alto Jahuel 220

Chena 220

Cerro Navia 220

Lampa 220

Melipilla 220

Melipilla 110

~

Rapel 220

Rapel

Rapel 66

Melipilla 66

Mandinga 66

Araña 66

~~

Nueva Renca

Renca

Alfalfal 220

81 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

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

Alto Jahuel 220

Alto Jahuel 154

Paine 154

Rancagua 154

Sauzal 110

Sauzal 154

~

Punta Cortes 154

~ Sauzal

EV25

Alto Jahuel 500

Candelaria 220

~ Colbún

~ MachicuraTilcoco 154

Teno 154

San Fernando 154San Fernando 66

Itahue 154

~

Celco~

~

~ Constitución

San Ignacio

Licantén

Itahue 220Ancoa 220

Ancoa 500

~ Pehuenche

~ Loma Alta

Loma Alta 220

M. Melado 154

Curillinque 154Cipreses 154

~Curillinque

~

CipresesIsla

Maule 154

Linares 154

Parral 154

A. Chillán 154

Chillán 154Charrúa 500

Charrúa 220

Charrúa 154

~Laja

~Abanico

Abanico 154

~ ~Ralco Cholguán

~AntucoAntuco 220

~Toro 220

El Toro

Trupan 220

~Rucúe

~Peuchén

~Mampil

Mampil 220

~Pangue

Rucúe 220

Concepción 154

Concepción 220

Concepción 66

San Vicente 154

Petroquim 154

Hualpén 220

Hualpén 154

Color 66

~Petropower

Mapal 154

Fopaco 154

Coronel 154

Coronel 66

~

Arauco 66

Esperanza 220

Temuco 220

Padre Las Casas 66Temuco 66

Metrenco 66

Pitrufquen 66

Loncoche 66

Pullinque 66~

Valdivia 220

~

Arauco

Valdivia

Valdivia 66

Chumpullo 66

Picarte 66 Panguipulli 66

Pullinque

Los Lagos 66

Paillaco 66

Pichirro 66

Osorno 66

Barro Blanco 66

Barro Blanco 220

Purranque 66

Frutillar 66

Puerto Varas 66

Puerto Montt 66

Puerto Montt 220

~ Canutillar

Canutillar 220

~Bocamina

~PSEG

Pehuenche 220

~Pilmaiquén

~ Capullo

La Union 66

Pangue 220

~ Cenelca

Colbún 220

82 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

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

20 ANEXO Nº 8: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA. La energía anual afluente al sistema desde abril de 1960 hasta marzo de 2006, incluyendo las centrales hidroeléctricas ingresadas al SIC a la fecha, se muestra en el CUADRO N° 38.

CUADRO N° 38: ENERGÍA AFLUENTE SIC [GWh] Año abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre enero febrero marzo TOTAL

60-61 952.5 979.8 1,974.4 2,084.7 1,812.6 1,773.9 2,986.4 3,183.8 2,368.0 1,603.7 1,037.6 1,291.2 22,048.561-62 857.3 999.3 2,093.9 2,470.0 2,521.0 2,794.2 3,387.7 3,367.8 2,988.2 2,261.7 1,383.5 1,206.3 26,330.962-63 831.0 905.8 1,443.2 1,267.6 2,111.7 1,814.4 2,310.4 2,290.5 1,460.3 1,115.2 934.5 931.6 17,416.263-64 885.7 1,004.3 1,366.4 2,211.7 2,295.8 2,622.7 2,869.2 3,366.4 3,506.7 2,760.9 1,671.6 1,454.2 26,015.664-65 1,014.5 1,074.8 1,285.7 1,307.1 1,432.4 2,082.5 2,588.4 2,572.8 2,534.2 1,601.0 1,230.3 1,011.3 19,735.065-66 1,797.3 2,019.3 3,014.4 3,034.3 3,060.1 2,348.4 3,289.3 3,424.6 3,512.3 2,666.3 1,720.7 1,505.9 31,392.966-67 1,266.6 1,742.7 2,530.7 2,895.1 2,045.3 2,231.6 2,973.5 3,308.4 3,501.0 2,947.0 1,888.4 1,406.4 28,736.767-68 1,027.1 1,542.2 1,301.4 1,435.8 1,889.0 1,879.3 3,052.4 3,165.6 2,540.5 1,366.6 1,102.5 1,006.5 21,309.068-69 761.9 840.6 806.4 943.8 1,105.5 1,180.6 1,242.2 1,497.4 1,252.3 1,050.0 791.8 702.1 12,174.669-70 725.2 1,755.5 2,834.8 2,462.6 2,640.9 2,440.9 2,365.2 3,163.6 3,028.3 1,727.9 1,174.5 1,019.6 25,338.970-71 873.5 1,105.3 1,733.4 1,942.9 1,833.4 1,780.3 2,514.9 3,067.8 2,916.8 1,666.6 1,216.0 962.6 21,613.671-72 757.9 1,654.3 1,584.0 2,594.6 2,565.0 2,258.9 2,876.3 3,228.8 2,801.7 1,825.9 1,112.9 1,114.6 24,374.872-73 778.2 2,848.1 3,328.9 2,946.8 3,347.3 3,047.6 3,099.5 3,374.2 3,353.7 2,715.7 1,961.8 1,577.6 32,379.673-74 1,227.9 1,954.9 2,104.8 2,590.7 2,015.7 1,736.0 2,681.9 3,064.9 2,466.6 1,817.0 1,184.9 1,103.8 23,949.174-75 820.8 1,515.7 2,222.8 2,098.3 1,975.8 1,940.1 3,010.0 3,150.7 2,727.8 1,893.4 1,471.7 1,167.0 23,994.275-76 1,339.6 1,944.5 2,668.2 2,729.3 1,916.1 2,008.4 2,858.0 3,268.3 3,273.4 2,108.5 1,256.7 1,070.0 26,441.176-77 867.9 888.2 2,119.1 1,641.9 1,443.6 1,775.8 2,875.4 3,059.4 2,605.9 1,660.9 1,058.8 1,041.6 21,038.577-78 823.6 2,194.6 2,454.7 3,167.0 2,586.4 2,806.9 3,412.6 3,533.5 3,381.1 2,359.6 1,467.8 1,305.4 29,493.178-79 930.4 1,584.8 1,948.3 3,441.1 2,469.4 2,797.2 3,361.7 3,460.5 2,937.2 2,266.9 1,428.5 1,339.9 27,965.979-80 1,024.3 1,577.3 1,203.0 1,559.9 3,178.4 3,004.6 2,919.2 3,226.8 3,337.5 2,305.8 1,879.4 1,746.7 26,962.880-81 2,509.4 3,425.1 3,390.6 3,394.7 3,011.2 2,381.8 2,726.8 2,750.7 2,657.6 2,106.2 1,420.5 1,383.4 31,158.181-82 1,108.4 3,393.1 2,893.3 2,755.0 2,576.1 2,223.8 2,460.4 2,597.6 1,900.3 1,369.7 1,063.6 1,051.3 25,392.682-83 832.9 1,810.5 2,983.1 3,384.4 2,799.4 3,377.0 3,487.1 3,418.6 3,537.6 2,987.2 2,068.1 1,626.0 32,311.783-84 1,357.4 1,402.1 1,993.9 2,322.6 2,120.5 2,012.8 3,118.6 3,147.3 2,226.9 1,433.1 1,109.7 1,020.2 23,265.184-85 818.7 1,644.1 1,670.5 2,891.9 1,847.2 2,677.2 3,422.7 3,421.8 3,531.2 2,727.4 1,667.6 1,442.3 27,762.685-86 1,434.2 1,904.7 2,462.4 2,596.3 1,633.9 1,764.3 2,394.5 2,840.2 1,824.8 1,197.5 987.6 1,002.0 22,042.386-87 1,320.0 2,630.4 3,291.5 2,712.4 2,952.2 2,365.2 3,191.0 2,868.1 3,031.9 2,015.2 1,341.5 1,367.7 29,087.087-88 1,065.2 1,255.0 2,221.2 3,026.1 2,970.3 2,579.8 3,421.5 3,213.0 2,562.8 1,806.1 1,240.1 1,232.2 26,593.488-89 971.8 1,044.4 1,517.8 1,751.6 2,345.8 1,774.6 2,770.9 3,200.5 2,326.2 1,401.5 1,042.5 900.2 21,048.089-90 730.9 741.9 1,222.6 1,549.4 2,185.7 2,144.6 2,931.5 2,808.0 2,095.2 1,242.3 952.8 933.6 19,538.690-91 1,197.2 1,631.8 1,753.2 1,432.7 2,228.4 2,709.3 2,493.1 2,030.0 1,487.5 1,068.5 839.1 777.8 19,648.691-92 1,008.3 2,111.5 2,943.4 2,933.3 2,068.5 2,763.3 2,718.7 2,898.3 2,604.2 1,928.0 1,289.1 1,226.0 26,492.792-93 1,138.4 3,049.3 3,183.5 2,409.0 1,836.6 2,479.7 3,220.6 3,371.9 3,230.6 2,264.8 1,355.8 1,285.9 28,826.093-94 1,398.8 2,880.7 3,148.0 3,098.7 2,431.8 2,508.8 2,887.0 3,161.8 3,070.2 1,829.8 1,198.1 1,092.7 28,706.494-95 1,181.1 1,491.9 2,599.2 2,733.5 2,162.0 2,428.3 3,059.3 3,208.9 2,854.7 1,642.5 1,046.1 1,033.0 25,440.495-96 1,150.5 1,224.2 2,840.4 2,899.5 2,287.5 2,935.5 3,002.0 3,283.0 2,786.8 1,533.1 1,108.3 1,141.8 26,192.696-97 1,084.4 1,057.1 1,705.8 1,272.3 1,619.1 1,517.8 1,627.1 1,370.3 883.9 840.3 754.4 682.4 14,414.797-98 1,253.1 1,888.4 3,138.2 2,711.7 3,221.7 3,255.6 3,287.6 3,289.4 2,952.2 2,243.7 1,428.6 1,244.2 29,914.498-99 1,211.2 1,158.6 1,115.5 1,146.4 1,076.8 1,034.8 1,252.3 908.3 834.4 772.4 662.1 629.4 11,802.499-00 483.0 836.3 1,446.4 1,280.1 2,232.0 2,858.4 3,008.9 2,995.7 2,209.0 1,285.6 1,203.9 904.9 20,744.300-01 751.1 841.2 2,942.7 2,845.5 2,657.5 2,783.3 3,253.4 3,253.3 2,963.0 2,312.8 1,426.7 1,230.6 27,260.901-02 935.6 1,809.0 2,784.0 3,345.2 3,052.8 2,653.6 3,005.9 2,792.7 2,537.5 1,604.2 1,239.1 1,734.1 27,493.602-03 1,219.5 1,993.8 2,295.3 2,249.0 3,074.1 2,985.1 3,399.8 3,475.9 3,446.7 2,678.6 1,591.0 1,405.2 29,814.203-04 1,061.2 1,105.2 2,547.2 2,802.3 1,892.0 2,145.1 2,541.0 2,547.1 1,960.1 1,356.4 1,042.5 1,029.6 22,029.704-05 1,816.9 1,112.2 2,174.6 2,530.8 1,960.0 2,545.7 2,475.1 2,764.1 2,161.3 1,338.2 946.5 929.7 22,755.005-06 706.5 1,885.3 3,159.7 2,951.4 3,448.3 2,729.2 3,019.5 3,440.1 3,234.7 2,573.5 1,584.9 1,344.6 30,077.506-07 1,271.6 1,482.2 3,147.1 3,334.5 2,901.4 2,786.8 3,188.4 3,040.6 2,823.5 2,059.2 1,336.2 1,185.4 28,556.7

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83

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

GRÁFICO Nº 7: ENERGÍA AFLUENTE SIC

Energía de Afluentes del Sistema

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

1972

1982

1965

1980

2005

1997

2002

1977

1986

1992

1966

1993

2006

1978

1984

2001

2000

1979

1987

1991

1975

1961

1995

1963

1994

1981

1969

1971

1974

1973

1983

2004

1960

1985

2003

1970

1967

1988

1976

1999

1964

1990

1989

1962

1996

1968

1998

AÑO HIDROLÓGICO

GW

h

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21 ANEXO Nº 9: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN

CUENCAS DEL LAJA.

Cuenca Afluente OSE Afluente CDECRiego Tucapel Laja en TucapelAbanico HI Abanico

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

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85

22 ANEXO Nº 10: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL MAULE.

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86

Cuenca Afluente OSE Afluente CDECLaguna Invernada La InvernadaLaguna Del Maule Laguna del MauleBoc. Maule Isla HI IslaBoc. Maule Melado Maulen en B.C. Pehuenche - HI Isla

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