Metas 2016 CDEC SIC · Metas 2016 – DO/DP/DPD Informe Sesión OR 12 -2016 1 INTRODUCCIÓN Se...

Metas 2016

CDEC SIC

Cierre Noviembre 2016 y Proyección Diciembre

15 de Diciembre de 2016

1 Metas 2016 – DO/DP/DPD Informe Sesión OR 12-2016

Contenido

1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................ 3

2 RESUMEN estado de avance DE METAS ESPECÍFICAS POR FUNCIONES y mes .................. 4

2.1 Dirección de Operación (DO) .................................................................................................. 4

2.2 Dirección de Peajes (DP) ........................................................................................................ 5

2.3 Dirección de Planificación y Desarrollo (DPD) ........................................................................ 6

2.4 Otras Actividades.................................................................................................................... 7

2.5 Cumplimiento de objetivos Durante el Período 2016 - Art 98 b) Reglamento Interno ......... 8

3 ACTIVIDADES DIRECCIÓN DE OPERACIÓN ...................................................................... 9

3.1 Seguridad y Operación Económica. ........................................................................................ 9

3.2 Implementación de un AGC para la operación del SIC. ........................................................ 11

3.3 Upgrade SCADA/EMS/OTS .................................................................................................. 13

3.4 Desarrollo e Implementación de Sistemas de Monitoreo para la operación del SIC. .......... 15

3.5 Implementación Sistema Integral Control Transferencias Zona Norte ................................ 19

3.6 Informe de requerimientos de mejoras de las instalaciones de transmisión para la

operación del SIC .................................................................................................................. 21

3.7 Estudio Operación SIC norte e Interconexión con el SING (segunda etapa). ....................... 23

3.8 Planes de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE). ................................................ 26

3.9 Plan de Verificación de Modelos, Art. 10-14 NT de SyCS. (Fase 2) ...................................... 28

3.10 Estudio de elaboración de la Programación Semanal utilizando Plexos. ............................. 30

3.11 Funcionamiento general DO. ............................................................................................... 32

3.12 Cálculo de Potencia de Suficiencia (DS62/2006) y elaboración del Procedimiento DO

correspondiente. .................................................................................................................. 35

3.13 Procedimiento Caudales para la planificación de la operación ........................................... 36

3.14 Pronóstico eólico/solar......................................................................................................... 38

4 ACTIVIDADES DIRECCIÓN DE PEAJES (DP) .................................................................... 40

4.1 Implementación Decreto Tarifario de Subtransmisión. (ELIMINADO) ................................. 40

4.2 Implementación Plataforma de Peajes Troncales. ............................................................... 41

4.3 Licitación de Obras Nuevas Decreto N° 158/2015 ............................................................... 43

4.4 Licitación de Obras Nuevas Decreto que Fija Plan de Expansión 2015-2016 ...................... 44

4.5 Licitación de Auditorías ........................................................................................................ 46

4.6 Automatización de la determinación de los Costos Marginales. ......................................... 48

4.7 Portal web de seguimiento de Pagos. .................................................................................. 50

4.8 Proyecto de implementación de una plataforma de recepción de medidas para

Transferencias Económicas. ................................................................................................. 52

4.9 Estudios y Análisis NTSyCS correspondientes a la DP .......................................................... 54

4.10 Objetivo de Integración con CDEC-SING. ............................................................................. 57

4.11 Funcionamiento general DP. ................................................................................................ 59

5 ACTIVIDADES DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO ....................................... 62


5.1 Elaboración de los estudios y recomendaciones para la propuesta de expansión del

Sistema de Transmisión Troncal 2016 .................................................................................. 62

5.2 Elaboración de los estudios de requerimientos de expansión para los Sistemas de

Subtransmisión (DS 291-Art 37 bis letra b). ......................................................................... 64

5.3 Aplicación a la planificación de la estimación de consumos de los sistemas SIC y SING en

conjunto con el CDEC-SING .................................................................................................. 66

5.4 Estudio penetración ERNC .................................................................................................... 67

5.5 Elaboración de Procedimientos para el cumplimiento de las funciones de la DPD. ............ 69

5.6 Coordinar comunicación entre titulares en el desarrollo de proyectos. ............................. 70

5.7 Actualización de zonas para localización de Subestaciones Seccionadoras de Conexión al

Troncal. ................................................................................................................................. 72

5.8 Revisión de Ingeniería y Especificación de la Interconexión ................................................ 73

6 OTRAS ACTIVIDADES ................................................................................................... 75

6.1 Ejecución Presupuestaria ..................................................................................................... 75

6.2 Seguimiento Cumplimiento Actividades Art 1-16 de la NTSyCS .......................................... 76

6.3 Auditorías ............................................................................................................................. 78

6.4 Cumplir las disposiciones del Reglamento SSCC en cuanto a la implementación. .............. 80

6.5 Seminarios Técnicos ............................................................................................................. 81

6.6 Normalización de Procedimientos (Guías de Aplicación)..................................................... 82

6.7 Emisión de Informes y Reportes ........................................................................................... 84


1 INTRODUCCIÓN

Se presenta a continuación el estado de cumplimiento de los objetivos 2016 definidos para el CDEC SIC, cierre al 30 de noviembre de 2016, y una proyección de cierre a diciembre 2016.

Conforme lo estipulado en el artículo 96-C) del Reglamento Interno del CDEC SIC, en la reunión Ordinaria de Directorio correspondiente al mes de junio, el Director Técnico efectuó una presentación con el estado de avance de los objetivos definidos para el año, la cual se incorpora en el presente informe (Revisión al 31/05/2016)

Se justifica el estado de los objetivos explicándose las actividades desarrolladas para el cumplimiento de los mismos. Se comentan en cada caso los aspectos más relevantes asociados a cada objetivo. En esta versión, no se propone una evaluación por cada objetivo.

En relación al estado de avance, habida consideración de actividades que no se pudieron desarrollar por la falta de normas y reglamentos, entre otros, se realiza un análisis de cumplimiento para cada una de las fechas de control previstas por el Directorio en la definición de objetivos realizada a comienzos de año. Respecto de ese indicador, el criterio utilizado consiste en:

��

�� 10%

10% ��

�� 20%

��

�� 20%

Objetivo no iniciado

Por otro lado, un subconjunto de los objetivos fue monitoreado mensualmente por el Directorio (objetivos corporativos). Esos objetivos, sombreados en celeste, corresponden a:

Eje Objetivo %

3.1 Seguridad y Operación Económica. 15%

3.2 Implementación de un AGC para la operación del SIC. 10%

3.4 Desarrollo e Implementación de Sistemas de Monitoreo para la operación del SIC. 5%

3.5 Implementación Sistema Integral Control Transferencias Zona Norte 10%

3.12 Cálculo de Potencia de Suficiencia (DS62/2006) y elaboración del Procedimiento DO correspondiente. 10%

Facilidades de 4.6 Automatización de la determinación de los Costos Marginales. 10%

Acceso Abierto 4.8 Proyecto de implementación de una plataforma de recepción de medidas para Transferencias Económicas. 5%

6.1 Ejecución Presupuestaria 5%

6.3 Auditorías 10%

4.10 Objetivo de Integración con CDEC-SING (Eje Mercado) 10%

5.1 Elaboración de los estudios y recomendaciones para la propuesta de expansión del STT 2016 10%

Seguridad del

sistema

Operación a

Mínimo Costo

Transversales

Integración


2 RESUMEN ESTADO DE AVANCE DE METAS ESPECÍFICAS POR FUNCIONES Y MES

2.1 Dirección de Operación (DO)

Objetivo Real vs Prog

30 Noviembre Avance

30 Noviembre Real vs Prog

31 Diciembre Cierre

31 Diciembre

3.1 Seguridad y Operación Económica 82% vs 82%

100% vs 100%

3.2 Implementación de un AGC para la operación del SIC

85% vs 93%

100% vs 100%

3.3 Upgrade SCADA/EMS/OTS 84% vs 89%

100% vs 100%

3.4 Desarrollo e Implementación de Sistemas de Monitoreo para la operación del SIC.

95% vs 95%

98% vs 100%

3.5 Implementación Sistema Integral Control Transferencias Zona Norte

100% vs 100%

100% vs 100%

3.6 Informe de requerimientos de mejoras de las instalaciones de transmisión para la operación del SIC

100% vs 100%

100% vs 100%

3.7 Estudio Operación SIC norte e Interconexión con el SING (segunda etapa).

75% vs 90%

93% vs 100%

3.8 Planes de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE).

60% vs 80%

85% vs 100%

3.9 Plan de Verificación de Modelos, Art. 10-14 NT de SyCS. (Fase 2)

93% vs 100%

100% vs 100%

3.10 Estudio de elaboración de la Programación Semanal utilizando Plexos

90% vs 80%

100% vs 100%

3.11 Funcionamiento general DO. 91% vs 91%

100% vs 100%

3.12 Cálculo de Potencia de Suficiencia (DS62/2006) y elaboración del Procedimiento DO correspondiente.

100% vs 100%

100% vs 100%

3.13 Procedimiento Caudales para la planificación de la operación

100% vs 94%

100% vs 100%

3.14 Pronóstico eólico/solar 80% vs 80%

100% vs 100%


2.2 Dirección de Peajes (DP)


30 Noviembre Avance


31 Diciembre Cierre

31 Diciembre

4.1 Implementación Decreto Tarifario de Subtransmisión

---- vs -----

---- vs -----

4.2 Implementación Plataforma de Peajes Troncales

65% vs 75%

100% vs 100%

4.3 Licitación de Obras Nuevas Decreto N° 158/2015

100% vs 100%

100% vs 100%

4.4 Licitación de Obras Nuevas Decreto que Fija Plan de Expansión 2015-2016

100% vs 100%

100% vs 100%

4.5 Licitación de Auditorías 100% vs 100%

100% vs 100%

4.6 Automatización de la determinación de los Costos Marginales

80% vs 100%

90% vs 100%

4.7 Portal web de seguimiento de Pagos 80% vs 100%

90% vs 100%

4.8 Proyecto de implementación de una plataforma de recepción de medidas para Transferencias Económicas

77% vs 83%

100% vs 100%

4.9 Estudios y Análisis NTSyCS correspondientes a la DP

76% vs 80%

100% vs 100%

4.10 Objetivo de Integración con CDEC-SING.

66% vs 33% 100% vs 100%

4.11 Funcionamiento general DP 91% vs 91%

100% vs 100%


2.3 Dirección de Planificación y Desarrollo (DPD)


30 Noviembre Avance


31 Diciembre Cierre

31 Diciembre

5.1 Elaboración de los estudios y recomendaciones para la propuesta de expansión del Sistema de Transmisión Troncal 2016

95% vs 95%

100% vs 100%

5.2 Elaboración de los estudios de requerimientos de expansión para los Sistemas de Subtransmisión (DS 291-Art 37 bis letra b).

91% vs 86% 100% vs 100%

5.3 Aplicación a la planificación de la estimación de consumos de los sistemas SIC y SING en conjunto con el CDEC-SING

100% vs 100%

100% vs 100%

5.4 Estudio penetración ERNC 90% vs 90%

100% vs 100%

5.5 Elaboración de Procedimientos para el cumplimiento de las funciones de la DPD

100% vs 100% 100% vs 100%

5.6 Coordinar comunicación entre titulares en el desarrollo de proyectos

100% vs 100%

100% vs 100%

5.7 Actualización de zonas para localización de Subestaciones Seccionadoras de Conexión al Troncal

100% vs 100%

100% vs 100%

5.8 Revisión de Ingeniería y Especificación de la Interconexión

82% vs 99%

100% vs 100%


2.4 Otras Actividades


30 Noviembre Avance


31 Diciembre Cierre

31 Diciembre

6.1 Ejecución Presupuestaria 75% vs 85%

95% vs 100%

6.2 Seguimiento Cumplimiento Actividades Art 1-16 de la NTSyCS

75% vs 75%

100% vs 100%

6.3 Auditorías 81% vs 94%

97% vs 100%

6.4 Cumplir las disposiciones del Reglamento SSCC en cuanto a la implementación

100% vs 100%

100% vs 100%

6.5 Seminarios Técnicos 100% vs 100%

100% vs 100%

6.6 Normalización de Procedimientos (Guías de Aplicación)

100% vs 100%

100% vs 100%

6.7 Emisión de Informes y Reportes 91% vs 91%

100% vs 100%


2.5 Cumplimiento de objetivos Durante el Período 2016 - Art 98 b) Reglamento Interno

Eje Objetivo Evaluación Propuesta

Seguridad del Sistema

3.1. Actividades permanentes para seguridad y operación económica.

15% 100%

3.2. Implementación de un Control Automático de Generación (AGC) para la operación del SIC.

10% 100%

3.4. Desarrollo e Implementación de Sistemas de Monitoreo para la operación del SIC.

5% 100%

Operación a Mínimo Costo

3.5. Implementación Sistema Integral Control Transferencias Zona Norte.

10% 100%

3.12. Cálculo de Potencia de Suficiencia (DS62/2006) y elaboración del Procedimiento DO correspondiente.

10% 100%

Facilidades de Acceso Abierto y Transparencia

4.6. Automatización de la determinación de los Costos Marginales.

10% 100% (*)

4.8 Proyecto de implementación de una plataforma de recepción de medidas para Transferencias Económicas.

5% 100%

Objetivos Transversales

6.1. Ejecución Presupuestaria (DO/DP/DPD). 5% 95%

6.3. Auditoria. 10% 97%

Integración

4.10. Objetivos de integración con CDEC-SING. 10% 100%

5.1. Elaboración de los estudios y recomendaciones para la propuesta de expansión del Sistema de Transmisión Troncal 2016.

10% 100%

Ponderado 99,5%

(*) Objtivo Cumplido fuera de plazo


3 ACTIVIDADES DIRECCIÓN DE OPERACIÓN

3.1 Seguridad y Operación Económica.

Definición 1) Seguridad de servicio: Disponer permanentemente las medidas operacionales de manera tal que no ocurra un black-out en el Sistema en caso de una contingencia simple. En aquellas instalaciones en que la topología del sistema lo permite, frente a una contingencia simple la falla no debe propagarse al resto de las instalaciones. En caso de ocurrir un black-out se deberá recuperar el sistema en el menor tiempo posible. 2) Operación económica: las restricciones de transmisión y/o seguridad que afectan a las políticas de operación económica y a la operación en tiempo real, deben ser justificadas mediante estudios y ajustarse a los criterios aprobados por el Directorio.

Medición En la elaboración de la programación diaria (o en el despacho, si fuera el caso) se deben disponer las medidas de seguridad con el fin de impedir que en el sistema ocurra un apagón total (concepto definido en la NT), y deben justificarse oportunamente, mediante estudios, las restricciones de transmisión y/o seguridad que afecten la operación económica del sistema. En cada caso los estudios se pondrán a disposición de los integrantes previo a la ejecución de las decisiones de operación y se elaborará un informe dentro de un plazo de dos días hábiles. Se deberán considerar alternativas de solución tanto en lo inmediato como para el mediano plazo.

• En caso de ocurrir un black-out se deberá obtener una recuperación de servicio que le permita al sistema estar disponible para abastecer al menos el 80% de la demanda perdida en un plazo máximo de dos horas.

Al 31/Mayo/2016 (Revisado en Sesión Directorio Martes 14 de Junio de 2016)

- No se han registrado eventos de tipo black-out en el sistema. - Las restricciones de transmisión y/o seguridad que afectan a las políticas de operación

económica y a la operación en tiempo real, han sido debidamente analizadas y justificadas.

- Objetivo en desarrollo de acuerdo a lo programado. Avance

Real: 36% / Programado: 36% Comentarios Sin Comentarios.


Al 30/Noviembre/2016

- No se han registrado eventos de tipo black-out en el sistema. - Las restricciones de transmisión y/o seguridad que afectan a las políticas de operación

económica y a la operación en tiempo real, han sido debidamente analizadas y justificadas.

- Objetivo en desarrollo de acuerdo a lo programado. Avance


Cierre al 31/Diciembre/2016

- Se espera terminar este objetivo sin contratiempos. - Se espera finalizar este Objetivo de acuerdo a lo programado.

Avance



3.2 Implementación de un AGC para la operación del SIC.

Definición Implementación del AGC

Medición • Inicio de la Implementación del AGC de acuerdo con el cronograma del proyecto. (enero 2016)

• Consolidación de cronogramas de implementación de adecuaciones de los coordinados Endesa, Aes Gener y Colbún (acordes con el cronograma del proyecto del CDEC SIC). (febrero 2016)

• Integración de las unidades de generación al AGC que, en el periodo de integración establecido en el cronograma del proyecto, estén en condiciones de hacerlo. Aquellas unidades que se atrasen en realizar sus adecuaciones serán integradas posteriormente a medida que estén en condiciones de hacerlo. (diciembre 2016)

• Implementación del AGC en el Sistema SCADA NM, de acuerdo con el cronograma del proyecto (a Diciembre 2016). (El cronograma actual del proyecto establece el fin del proyecto para el mes de febrero de 2017).

• Control de avances mensuales, informados a través del Informe de Gestión Mensual del CDEC SIC.

• La NT de SyCS establece que el AGC deberá estar operativo, a más tardar, el 28-julio-2017.


- La empresa AES Gener actualizó el estado de avance del plan de trabajo para la integración de la central Los Vientos al AGC del CDEC SIC e informó a fines de mayo que la implementación del AGC marcha de acuerdo con lo programado.

- En abril la empresa Endesa normalizó las vías comunicación data SCADA CCG hacia las centrales Pehuenche y Pangue U1.

- Se realizaron pruebas de envío de consignas de la central Antuco, desde el SCADA NM del CDEC SIC hacia el SCADA SPECTRUM de Endesa las que resultaron exitosas, quedando pendiente la verificación que la consiga sea correctamente reenviada desde su sistema SPECTRUM a la central.

- La empresa Colbún informó que al mes de mayo la integración de sus unidades al AGC marcha de acuerdo a programa. Por otra parte, informó la realización de pruebas preliminares de comunicación para medir la edad del dato entre el SCADA/EMS del CDEC SIC y los servidores front end ICCP de las centrales Antilhue y Canutillar con el objeto de medir el tiempo existente entre el envío de la consigna de potencia hacia las unidades generadoras y su retorno. Queda pendiente la medición del tiempo de retardo medido hasta los controladores de las unidades generadoras el día 24 de mayo. Endesa informó que el atraso presentado en la implementación del proyecto sería recuperado durante el mes de junio.

Avance

Real: 50% / Programado: 54%

Comentarios Sin Comentarios



- De acuerdo con lo programado, mensualmente se ha informado el estado de avance de este objetivo en el Informe de Gestión de las Direcciones Técnicas.

- Ya se encuentra implementada la función AGC en el nuevo sistema SCADA/EMS/OTS Network Manager 6.6. A mediados de noviembre se dio inicio a las pruebas SAT de ese nuevo sistema SCADA.

- La empresa Endesa finalizó las adecuaciones de sus unidades generadoras y sistemas de comunicaciones de las centrales programadas para finalizar sus adecuaciones durante este año. Al respecto, se han realizado pruebas efectivas de envío de consignas desde el SCADA/EMS NM 5.5 del CDEC SIC a las centrales Antuco, El Toro, Cipreses, Pehuenche y Rapel.

- La empresa Colbún actualizó a mediados de noviembre su cronograma de implementación de adecuaciones, destacándose que para este año solo finalizaría las adecuaciones requeridas en central Canutillar. El resto de centrales finalizaría sus adecuaciones a más tardar en mayo de 2017.

- La empresa AES Gener finalizó las adecuaciones requeridas en las unidades 2, 3 y 5 de central Guacolda y en la central Los Vientos. Al respecto, se han realizado pruebas efectivas de envío de consignas desde el SCADA/EMS NM 5.5 del CDEC SIC a la central Los Vientos y se programaron para la segunda semana de diciembre las pruebas efectivas con las unidades de central Guacolda.

Avance



- En base al catastro de unidades elaborado para integrar el AGC, y de acuerdo con lo programado, se espera finalizar la incorporación a ese sistema, de las unidades generadoras en condiciones de hacerlo.

- Al mismo tiempo, a fines de diciembre se espera haber finalizado las pruebas SAT del AGC, junto con las de la plataforma SCADA actualizada.

- En el informe de gestión correspondiente al mes de enero de 2017 se entregará un detalle de las fechas de finalización efectivas de estas actividades.

Avance



3.3 Upgrade SCADA/EMS/OTS

Definición Actualización versión SCADA del CDEC SIC

Medición • Finalización de las pruebas FAT. (octubre 2016)

• Inicio de las pruebas SAT. (diciembre 2016)

• Control de avances mensuales, informados a través del Informe de Gestión Mensual del CDEC SIC.

• El cronograma definitivo del proyecto establece el fin del mismo para el mes de febrero de 2017.


- Se realizaron teleconferencias periódicas con personal de ABB, para efectos de aclarar sus consultas respecto de los desarrollos adicionales que están implementando para el CDEC SIC y para hacer seguimientos al avance del proyecto.

- A la fecha, el proyecto Upgrade del sistema SCADA e implementación del AGC con ABB marcha de acuerdo con lo programado.

Avance

Real: 28% / Programado: 28% Comentarios Sin Comentarios


- Las pruebas FAT concluyeron a fines de julio, habiéndose ejecutado, por tanto, antes de lo programado.

- Hacia mediados de noviembre se iniciaron las pruebas SAT de este proyecto, de acuerdo con lo programado.

- Mensualmente se informa el estado de avance de este objetivo por medio del Informe de Gestión de las Direcciones Técnicas.

Avance




- Hacia fines de diciembre, y de acuerdo con lo programado, se espera finalizar el desarrollo de las pruebas SAT.

- En el informe de gestión correspondiente al mes de enero de 2017 se entregará un detalle de las fechas de finalización efectivas de estas actividades.

Avance



3.4 Desarrollo e Implementación de Sistemas de Monitoreo para la operación del SIC.

Definición Dentro de los nuevos requerimientos de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio se encuentra la implementación de un Sistema de Lectura Remota de Protecciones que permita, principalmente, verificar el correcto funcionamiento de las protecciones del SIC. En este sentido, se tiene contemplada la realización de un Estudio de Diseño, Programa e Implementación de Sistema de Lectura Remoto de Protecciones y comenzar con su implementación. Dada la publicación del Anexo Técnico Sistema de Monitoreo, a finales de septiembre de 2015, y dado el acuerdo alcanzado con el CDEC SING para utilizar la plataforma ELPROS, se tomó la decisión de no realizar el proyecto piloto de medición fasorial en el SIC, por lo tanto, para el año 2016 corresponderá realizar los estudios para el módulo de medición fasorial que estableció este Anexo (el primero de ellos con plazo para su elaboración en enero de 2016 y un estudio anual para julio de 2016). En diciembre del año 2015 se licitó y adjudicó los estudios PMU a la empresa CONECTA. Estos estudios establecerán los puntos a monitorear (ubicación de PMU), arquitectura del módulo de medición fasorial, ubicación de PDC y aplicaciones que se implementarán, y especificaciones de conexión de PMU y de canales de comunicación para que los coordinados implementen sus proyectos. Por otra parte, al CDEC SIC le corresponderá durante el año 2016 iniciar la implementación de la plataforma que permita recibir las mediciones de PMU de los coordinados y las aplicaciones de software.

Medición Lectura de Protecciones

• Informe Preliminar del Estudio. (junio 2016)

• Informe Final del Estudio. (julio 2016)

• Adjudicación e inicio de la Implementación del Módulo de Registro de Protecciones, en la parte que le permita al CDEC SIC recibir los registros de los Coordinados. (septiembre 2016)

Las actividades y fechas propuestas estarán sujetas al plan de trabajo final que se establezca con el CDEC-SING, en caso que se realice la implementación conjunta de este módulo de registro de protecciones. 1. Monitoreo dinámico mediante PMU

• Informe Final del Primer Estudio, que establece el Art. 67 del Anexo Técnico Sistema de Monitoreo. (enero 2016, según plazo NTSyCS)

• Informe Final del Estudio Anual, que establece el Art. 63 del Anexo Técnico Sistema de Monitoreo. (julio 2016, según plazo NTSyCS) )

• Adjudicación e inicio de la Implementación del Módulo de Medición Fasorial, en la parte que le corresponde al CDEC SIC. (agosto 2016).

Al 31/Mayo/2016 (Revisado en Sesión Directorio Martes 14 de Junio de 2016) Lectura de Protecciones:

- Se realizó una reunión con el CDEC-SING durante el mes de abril 2016 en la que se programaron los pasos a seguir para llevar a cabo la implementación conjunta de la Plataforma Web o Concentrador de Datos (aplicación web en la cual los Coordinados podrán subir los registros de las protecciones, de acuerdo con la NT) y según necesidades de cada CDEC).


- Durante mayo, se envió al CDEC-SING los TdR para la implementación de la Plataforma Web del Módulo de Registro de Protecciones, elaborado por el CDEC SIC, solicitando sus observaciones al documento para proceder, según lo acordado, a enviarlo a los proveedores de cada CDEC, lo cual se efectuará durante junio de manera que la plataforma esté implementada el mes de septiembre.

- Luego de cotizar con diversos proveedores el Estudio de Diseño, Especificaciones y Programa para la Implementación del Sistema de Lectura Remota de Protecciones, se compartieron las ofertas recibidas con el CDEC-SING y se decidió, en conjunto, enviar a la empresa SEIS, los TdR con modificaciones al alcance del estudio.

- A finales de mayo se solicitó a la empresa SEIS una nueva cotización de la propuesta para la realización del Estudio de Diseño, Especificaciones y Programa para la Implementación del Sistema de Lectura Remota de Protecciones en base a las aclaraciones realizadas en la reunión del día 26 de mayo entre los CDEC y esa empresa.

- A la fecha, hay acuerdo entre los CDEC para realizar el estudio a través de la empresa SEIS, para su financiamiento y para el plazo final de entrega del estudio (20/Sep/2016).

PMU: - Durante abril se envió a las Empresas Coordinadas encargadas de realizar la

implementación de unidades de medición fasorial para el Sistema de Monitoreo, las respuestas a las observaciones planteadas en la reunión sostenida en marzo y en posteriores comunicaciones, junto con la revisión final del documento “Procedimientos de Integración de PMUs y PDCs”.

- Se recibió el estado de avance de implementación de PMUs y PDC locales de las empresas Transelec, Colbún, Celeoredes, AES Gener y Transquillota.

- Se cuenta con un borrador de contrato para la implementación del sistema WAProtector 1000 de la empresa ELPROS la que implementará el PDC corporativo del CDEC SIC a más tardar el mes de septiembre.

Avance


Lectura de Protecciones: Real: 12% / Programado: 20%

PMU: Real: 25% / Programado: 25% Comentarios Se informó al Directorio que, en virtud de lo indicado en la sección Medición: “las actividades y

fechas propuestas estarán sujetas al plan de trabajo final que se establezca con el CDEC-SING, en

caso que se realice la implementación conjunta de este módulo de registro de protecciones”, se ha efectuado un ajuste del alcance y plazo de las actividades que se indican, en las fechas señaladas:

• Informe Preliminar del Estudio. (junio 2016) � Implementación de la Plataforma Web para subir registros de protecciones. (septiembre 2016)

• Informe Final del Estudio. (julio 2016) � Informe Final del Estudio de diseño del Sistema de Lectura Remota de Protecciones. (Septiembre 2016)

• Adjudicación e inicio de la Implementación del Módulo de Registro de Protecciones, en la parte que le permita al CDEC SIC recibir los registros de los Coordinados. (septiembre 2016) � Adjudicación e inicio de la Implementación del Sistema de Lectura Remota de Protecciones. (diciembre 2016)


Al 30/Noviembre/2016 Lectura de Protecciones:

- En base a lo informado al Directorio en el mes de junio, se efectuó una reformulación tanto del alcance de las actividades contempladas en este objetivo, así como del plazo de ejecución de las mismas.

- El sistema de lectura de protecciones comprende 2 sistemas: o Concentrador de Registros o Plataforma web SIREP, ya 100% operativa (al día 28

de noviembre se han recibido 250 registros oscilográficos) o Sistema de Acceso Remoto a la información de protecciones, diseño en etapa de

finalización a través de u n estudio realizado por la empresa SEIS. - El día 13 de septiembre se dio inicio a la marcha blanca de la Plataforma Web del

concentrador de registros oscilográficos, denominado Sistema de Registro de Protecciones Eléctricas (SIREP), la que fue desarrollada por la empresa Synaptic. Este sistema entró en operación definitiva el día 25 de septiembre, de acuerdo con los plazos establecidos en el Anexo Técnico Sistema de Monitoreo.

- Con respecto al Estudio de Diseño, Especificaciones y Programa para la Implementación del Sistema de Lectura Remota de Protecciones, se aprobó en el mes de septiembre el informe de la Etapa 1 y el 3 de noviembre se enviaron las observaciones al informe de la Etapa 2.

PMU:

- El Informe Final del Estudio Anual, que establece el Art. 63 del Anexo Técnico Sistema de Monitoreo quedó publicado con fecha viernes 29 de julio, de acuerdo con los plazos establecidos en el Anexo Técnico Sistema de Monitoreo.

- Respecto del Módulo de Medición Fasorial, el día 12 de septiembre, dentro de los plazos establecidos en el Anexo Técnico Sistema de Monitoreo, concluyó la implementación y configuración del Concentrador de Datos Fasoriales (PDC) Corporativo del CDEC SIC, con lo cual finaliza la implementación de las instalaciones cuya responsabilidad es del CDEC.

- El día 15 de septiembre finalizó el entrenamiento del personal del CDEC SIC a cargo de la administración y de usuarios del Módulo de Medición Fasorial.

- De acuerdo con los cronogramas informados por las empresas coordinadas, los avances en la implementación de sus proyectos se encuentran de acuerdo con lo programado, finalizando estos en julio de 2017.

Avance

Real: 95% / Programado: 95% Lectura de Protecciones: Real: 45% / Programado: 45%

PMU: Real: 50% / Programado: 50% Comentarios Sin Comentarios.


Cierre al 31/Diciembre/2016 Lectura de Protecciones:

- Se espera en diciembre disponer del Informe Final del Estudio de diseño del Sistema de Lectura Remota de Protecciones y del borrador de la bases de licitación de ese sistema.

PMU:

- Esta parte del objetivo se encuentra finalizada, aun cuando continúa el proceso de implementación de los proyectos de responsabilidad de los coordinados, ajustados a los plazos de implementación de los PDC Locales (julio de 2017).

Avance

Real: 98% / Programado: 100% Lectura de Protecciones: Real: 48% / Programado: 50%

PMU: Real: 50% / Programado: 50% Comentarios

- El atraso en la adjudicación y elaboración del Estudio de diseño del Sistema de Lectura Remota de Protecciones, se debió a la incorporación del CDEC-SING al proceso de elaboración de bases de licitación y análisis de ofertas técnico-económicas que llevaba a cabo el CDEC SIC.

- Cabe señalar que a la fecha, todos los registros de protecciones subidos a la plataforma SIREP son de instalaciones pertenecientes solo al SIC.


3.5 Implementación Sistema Integral Control Transferencias Zona Norte

Definición De acuerdo con el Estudio de Operación de la Zona Norte del SIC – Incorporación de Parques Eólicos y Solares 2014 - 2017, se especificó el diseño de detalle del Sistema Integral de Control de Transferencias Maitencillo-Nogales, que permite maximizar las transferencias de norte a sur, tanto en condiciones normales como ante contingencias, ante la incorporación de parques eólicos y solares (fotovoltaico) con potencias instaladas del orden de los 2000 MW. Durante el año 2015 se dio inicio a la implementación del proyecto por parte de cada uno de los integrantes (Guacolda y Parques ERNC), por lo tanto, de acuerdo con el cronograma recibido por parte de esas empresas, durante el año 2016 se deberá gestionar y coordinar la implementación final del Sistema Integral de Control de Transferencias Maitencillo–Nogales.

Medición • Pruebas FAT de la celda maestra de control. (Abril 2016)

• Desarrollo de despliegue e integración de señales SCADA requeridas para monitorear el automatismo. (Abril 2016)

• Revisión de protocolos de pruebas de la celda maestra de control y su puesta en servicio. (Mayo 2016)

• Puesta en servicio del Sistema Integral de Control de Transferencias Maitencillo–Nogales con los parques ERNC incorporados.(Julio 2016).

Control de avances mensuales, informados a través del Informe de Gestión Mensual del CDEC SIC.


- Cada 15 días se realizaron reuniones de seguimiento empresa involucrados en el proyecto. - AES Gener informó que la etapa de ingeniería básica y de detalle está completa, estando

pendiente formalizar el Manual de Operación, código fuente y diagrama de flujo, los que serán entregados posterior al ensayo de Puesta en Servicio.

- Sistema integral de control de transferencias de la zona norte, finalizaron las pruebas FAT, SAT, punto a punto y la instalación de la celda maestra de control en S/E Guacolda.

- Se informó a la empresa AES Gener que no tenemos observaciones adicionales a las propuestas de Operación y Mantenimiento de la Celda de Control Maestra y las Celdas de Monitoreo por parte de las empresas SEIS y Conecta.

- Se avanza en la incorporación de las centrales ERNC (aprox. 44% de avance a fines de mayo). - Existe atraso en los canales de comunicaciones de respaldo de los parques ERNC hacia Central

Guacolda. El automatismo se pondría en servicio sin dichos respaldos. - A fines de mayo comenzó la marcha blanca del automatismo, que tiene como objetivo

monitorear el funcionamiento del sistema de forma dinámica, con los estados y medidas reales tanto de las subestaciones como de los ERNC integrados, dejando deshabilitadas las señales. Esto permitirá verificar el comportamiento del algoritmo, como también verificar el funcionamiento real del sistema, sin afectar a la potencia despachada de los parques.

Avance

Real: 84% / Programado: 79% Comentarios Sin comentarios



- A esta fecha, este objetivo se encuentra finalizado en lo referido a su implementación. - Mensualmente se informó el estado de avance de este objetivo en el Informe de Gestión

de las Direcciones Técnicas. - La fase cero de la puesta en servicio del Sistema Integral de Control de Transferencias

Maitencillo–Nogales con los parques ERNC incorporados, marcha blanca del SICT ZN, ocurrió a fines del mes de mayo.

- La deshabilitación de la fase 2 del SICT ZN se llevó a cabo el día 10 de septiembre, con lo cual se produce la puesta en marcha definitiva del Sistema Integral de Control de Transferencias Maitencillo–Nogales.

- Con posterioridad, de acuerdo con el seguimiento realizado, se ha instruido la implementación de mejoras al algoritmo.

Avance

Real: 100% / Programado: 100% Cierre al 31/Diciembre/2016 Avance

Real: 100% / Programado: 100% Comentarios

- La fase inicial o marcha blanca de la puesta en servicio del SICT ZN comenzó a fines de mayo, dentro del plazo establecido (que era el mes de junio); sin embargo, esta etapa se extendió más de lo esperado para efectos de realizar una mejor evaluación del comportamiento del automatismo y realizar las mejoras necesarias y sintonizaciones que permitieran su óptimo desempeño, así también, para permitir la integración de una mayor cantidad de parques ERNC que permitiera contar, en todo momento, con un monto mínimo de reducción/desconexión de generación disponible.


3.6 Informe de requerimientos de mejoras de las instalaciones de transmisión para la operación del SIC

Definición Informe anual con los requerimientos de mejoras de las instalaciones de transmisión, desde el punto de vista de la operación, para efectos de ser considerado en los análisis de la expansión de la transmisión

Medición • Análisis de los requerimientos del sistema que apliquen a la categoría indicada (julio 2016)

• Comentarios y observaciones de las empresas coordinadas (agosto 2016)

• Publicación de la versión final para disposición de las Direcciones Técnicas (septiembre 2016)


- Durante mayo se confeccionó la minuta con Análisis de los requerimientos del SIC, la que se envió a los coordinados para observaciones, con plazo hasta el 15 de agosto para ser recibida por el CDEC.

Avance


Comentarios Sin comentarios


- A esta fecha, este objetivo se encuentra finalizado dentro de los plazos establecidos para su desarrollo.

- A fines de julio se dejó disponible la versión preliminar de este informe, para observaciones de los coordinados, de acuerdo a lo programado.

- Durante el mes de agosto se recibieron y analizaron los comentarios y las observaciones de las empresas coordinadas.

- A fines de septiembre se publicó la versión definitiva de este informe.

Avance




- A esta fecha, este objetivo se encuentra finalizado dentro de los plazos establecidos para su desarrollo.

Avance



3.7 Estudio Operación SIC norte e Interconexión con el SING (segunda etapa).

Definición Con el fin de evaluar y proponer pautas de operación para el SIC, con motivo de las ampliaciones del sistema de transmisión norte, y para el sistema SIC – SING una vez interconectados, esta segunda etapa contemplará el desarrollo de los siguientes estudios: 1. Control de Frecuencia y distribución de reserva para control primario y

secundario, en particular considerando la variabilidad característica de la demanda y de la generación ERNC. Alternativas de asignación de recursos para el control de frecuencia. Estabilidad de Frecuencia.

2. Evaluación del comportamiento del sistema considerando los esquemas EDAC, EDAG y otros actualmente en servicio. Proposición de adecuaciones en los casos que ameriten por detrimento de la seguridad operativa.

3. Control y estabilidad de la tensión, definición de áreas de control de tensión, reserva de reactivos y criterio de asignación de recursos, en particular en escenarios más desfavorables con máximos déficit y excedentes de reactivos, máximas desviaciones de tensión, etc.

4. Estabilidad de régimen permanente. Análisis de estabilidad de pequeña señal para identificar los modos de oscilación más críticos y las unidades de generación con mayor participación en éstos, en condiciones de operación con red N y red N-1. En caso de presentarse modos electromecánicos con amortiguación deficiente, se propondrá la implementación, habilitación o modificación de ajustes de estabilizadores de potencia (PSS) en las unidades de generación que lo ameriten.

5. Estudio de energización de instalaciones. Estudio basado en el análisis de transitorios electromagnéticos de la energización de las nuevas instalaciones que se incorporan al sistema, que permita verificar la adecuada especificación del equipamiento y las alternativas y secuencias de energización factibles de las instalaciones del sistema al norte de Polpaico para la correcta puesta en servicio de estas instalaciones e interconexión del SIC y SING.

Medición • Licitación y adjudicación del Estudio (15/Abr/2016)

• Elaboración del Estudio 1 y entrega del Informe preliminar (15/Nov/2016)





• Informe final de cada uno de los estudios indicados. (16/Dic/2016)


- La primera semana de abril finalizó la elaboración de las bases de licitación y se enviaron las invitaciones a 11 consultores especialistas en estudios eléctricos (nacionales e internacionales). De los 11 consultores 10 manifestaron su intención de participar en la licitación.


- En el mismo mes, se comenzó a preparar la información y antecedentes a entregar a los consultores que se adjudiquen licitación.

- También en abril se desarrolló la segunda reunión del grupo, donde se aprobó el Plan de Trabajo elaborado por el CDEC SIC para la validación de los estudios que deben actualizar TEN e ISA. En esta reunión se acordó que los CDEC entregarán las bases de datos DIgSILENT actuales del SIC y SING (22 de abril), y que TEN e ISA enviarán la información actualizada de sus proyectos (27 de abril), junto a los estudios ya realizados, correspondientes a estudios sistémicos

- A final del mes de abril Transelec envió sus comentarios al documento del CDEC SIC con las directrices generales para los estudios de TRV.

- Interchile (ISA) entregó el cronograma de ejecución de los estudios actualizados, e información adicional de las bases de datos empleadas en los estudios realizados a la fecha.

- El 17 de mayo se elaboraron las siguientes tres minutas: o La minuta N°2 con el detalle del avance del Plan de Trabajo para la validación del

diseño de las instalaciones de los proyectos de TEN e ISA. o La minuta N°3 con un resumen de los alcances y conclusiones de los estudios sistémicos

y base de datos entregados por ISA el 22 y 27, junto a los comentarios del CDEC SIC. o La minuta N°4 contiene las respuestas del CDEC SIC a los comentarios y observaciones

formulados por Transelec al Anexo 1 del Plan de Trabajo del Grupo de Estudios: Directrices Generales para el Desarrollo de Estudios de TRV.

Avance

Real: 2% / Programado: 10% Comentarios A comienzos de abril se expuso al CTyN el atraso registrado en el desarrollo de este objetivo debido a la coordinación con el SING. En reunión de análisis de estado de avance de los objetivos, efectuada el martes 14 de junio, se informó al Directorio que los plazos estimados de entrega, consecuencia de este atraso, son los siguientes:

Licitación y adjudicación del Estudio: 15/Abr/2016 � 16/Jun/2016 Elaboración del Estudio 1 y entrega del Informe preliminar: 15/Nov/2016 � 16/Ene/2017 Elaboración del Estudio 2 y entrega del Informe preliminar: 15/Nov/2016 � 16/Ene/2017 Elaboración del Estudio 3 y entrega del Informe preliminar: 15/Nov/2016 � 16/Ene/2017 Elaboración del Estudio 4 y entrega del Informe preliminar: 15/Nov/2016 � 16/Ene/2017 Elaboración del Estudio 5 y entrega del Informe preliminar: 15/Nov/2016 � 16/Ene/2017 Informe final de cada uno de los estudios indicados: 16/Dic/2016 � 31/Ene/2017



o Estudio 1: Control de Frecuencia y distribución de reserva para control primario y secundario.

o Estudio 2: Evaluación del comportamiento del sistema considerando los esquemas EDAC, EDAG y otros actualmente en servicio.

o Estudio 3: Control y estabilidad de tensión. o Estudio 4: Análisis de estabilidad de pequeña señal y sintonización de PSS. o Estudio 5: Estudio de diagnóstico de fallas de severidad 6, 7, 8 y 9. o Estudio 6: Estudio de energización de instalaciones y TRV.

- Durante el mes de octubre, el Consultor Estudios Eléctricos entregó los informes N°2 con la metodología y análisis de resultados (Etapas A y B) de los Estudios 2, 3 y 4, realizando una presentación de los resultados (Etapa B) de los Estudios 2, 3 y 4, junto con el análisis del caso de operación que considera el retraso en la puesta en servicio de la línea de 500 kV Polpaico – Nueva Cardones.

- Durante noviembre, el consultor avanzó en el desarrollo de estos estudios.

Avance


- A comienzos de abril se expuso al CTyN el atraso registrado en el desarrollo de este objetivo debido a la coordinación con el SING.


- Se espera disponer de la etapa C de estos estudios, durante la primera quincena del mes de diciembre.

- Al 31 de diciembre se espera disponer del borrador de informe final de los 5 estudios, para observaciones internas.

- Se espera a fines de enero tener la versión final del informe de los 5 estudios.

Avance


- Este objetivo finalizará durante el mes de enero de 2017, tal como se informó al Directorio en la revisión del mes de junio 2016.


3.8 Planes de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE).

Definición Con el fin de establecer planes de defensa para afrontar contingencias que puedan ser calificadas como extremas en escenarios de operación que contemplen las ampliaciones en el sistema norte del SIC y la interconexión con el SING, se requieren realizar los siguientes estudios de manera secuencial. 1. Estudio de Diagnóstico: Análisis de los efectos de las fallas de Severidad 6, 7, 8

y 9 en el SI al norte de S/E Polpaico, e identificación de las contingencias extremas (apagón total).

2. Estudio de Diseño del PDCE: Análisis detallado de las contingencias extremas identificadas en el estudio de diagnóstico y proposición de los correspondientes esquemas de defensa (diseño conceptual).

Medición • Licitación y adjudicación de los Estudios 15/Abr/2016

• Elaboración del Estudio de Diagnóstico y entrega de Informe preliminar (19/Ago/2016)

• Informe final del Estudio de Diagnóstico. 09/Sep/2016

• Elaboración del Estudio de Diseño del PDCE y entrega de Informe preliminar (30/Nov/2016)

• Informe final del Estudio de Diseño del PDCE (sujeto al número de planes de defensa que se requieran desarrollar) (30/Dic/2016)

• Cabe señalar que el plazo para disponer de los esquemas de defensa dependerá del número de esquemas a desarrollar, así como de su complejidad operativa lo que, a su vez, está condicionado por el número de contingencias que califiquen como extremas, derivadas del Estudio de Diagnóstico


- A la fecha se encuentran implementados y habilitados los planes de defensa Fases 1, 2 y 3. - Se está evaluando las ofertas presentadas por los consultores con motivo del proceso de

licitación - Durante el mes de junio se realizará la adjudicación del estudio.

Avance Real: 3% / Programado: 12% Comentarios En reunión de revisión de objetivos (realizada en junio 2016) se expuso al Directorio que este año 2016 no se realizarían las 3 últimas actividades (20% del total) de este objetivo desarrollándose, en consecuencia, sólo lo referido a la definición e identificación de contingencias extremas mediante el análisis de las fallas de severidad 6, 7, 8 y 9 en el sistema norte del SIC con las ampliaciones de transmisión en 500 KV y la posterior interconexión al SING. Este estudio es parte del Eje Estudios de Interconexión que se están licitando conjuntamente con el CDEC-SING. Se informó que debido a que el estudio de diseño del PDCE requiere de la identificación de las contingencias extremas (la cantidad, el alcance y profundidad de sus efectos en el sistema), no fue posible licitarlo en esta etapa.


Además, se informó al Directorio que, con este ajuste, es posible destinar recursos al Proceso de Integración de los CDEC en lo referido al Eje de Estudios de Interconexión. En ese contexto, se puso las nuevas fechas probables de entrega de resultados, junto con la incorporación de un hito intermedio, de acuerdo al siguiente detalle:

• Licitación y adjudicación de los Estudios: 16/Jun/2016

• Versión preliminar del informe final para observaciones 31/12/2016

• Elaboración del Estudio de Diagnóstico y entrega de Informe preliminar con observaciones: 16/Ene/2017

• Informe final del Estudio de Diagnóstico: 31/Ene/2017


- El Estudio de Diagnóstico se adjudicó durante el mes de junio al consultor Estudios Eléctricos.

- En circunstancias de diagnosticar la factibilidad de ocurrencia de contingencias extremas, se podrán examinar en más detalle el comportamiento del sistema en estas condiciones y consecuentemente realizar recomendaciones generales de cómo afrontarlas.

Avance



- Se avanza en la elaboración de la Versión preliminar del informe final para observaciones. - El Informe final del Estudio de Diagnóstico estará concluido el 31/01/2017. - Se espera avanzar en las actividades cuyo término está previsto para enero de 2017. A

fines de ese mes se espera disponer del informe final del Estudio de Diagnóstico de las fallas de severidad 6, 7, 8 y 9 para identificar eventuales contingencias extremas. Este documento, además, incorporará una evaluación del actual PDCE y del comportamiento del sistema una vez interconectado con el SING.

Avance


Comentarios - Este objetivo finalizará durante el mes de enero de 2017, tal como se informó al Directorio

en la revisión del mes de junio 2016.


3.9 Plan de Verificación de Modelos, Art. 10-14 NT de SyCS. (Fase 2)

Definición El Artículo 10-14 de la NTSyCS establece que la DO deberá realizar un estudio que verifique mediante ensayos en terreno la representación dinámica de las componentes indicadas en el Artículo 6-22 de la NT, para las instalaciones del SI. Se llevarán a cabo ensayos que permitan desarrollar e implementar los modelos de representación dinámica, en la base de datos SIC Power Factory de Digsilent, de las instalaciones seleccionadas para la segunda fase del plan. Se elaborará un Informe actualizado del Estudio de Representación del comportamiento dinámico de las instalaciones del SIC que incluirá los informes de homologación derivados de este programa de ensayos, y de los informes proporcionados por los coordinados con motivo de la incorporación de nuevas instalaciones.

Medición • Realización de ensayos e implementación de modelos de acuerdo al cronograma presentado por el Consultor para la fase 2. (31-jul-2016)

• Entrega del Informe de ensayos e implementación de modelos para revisión (31 agosto 2016)

Elaboración y entrega a la SEC del informe actualizado del Estudio de Representación Dinámica. (30- nov-2016)


- Durante abril el consultor GME (Grupo Mercados Energéticos) entregó los informes de

homologación de los equipos CER de Polpaico y del STATCOM de Cerro Navia. Ambos informes se encuentran en proceso de observaciones.

- En resumen, de los ensayos de la fase 2 inicialmente programados hasta la fecha, se tiene que:

• El 65% se han realizado

• El 15% se realizaron de manera parcial o fallidos

• El 20% no se realizaron por carencia de las condiciones necesarias para llevarse a cabo (condiciones ambientales y/o condiciones operativas desfavorables, como por ejemplo falta de viento en el parque eólico Monte Redondo y en los Cururos)

• De los ensayos incompletos o no realizados, el 75% ya se han reprogramado. Avance Real: 15% / Programado: 15% Comentarios Sin comentarios



- Durante el mes de octubre, de los ensayos de la fase 2 se llevaron a cabo el 95% y aquellos ensayos que se realizaron de manera parcial o no pudieron ser completados fueron reprogramados de manera que los coordinados puedan llevar a cabo dichos ensayos.

- El consultor GME envió la versión preliminar del informe final de la fase 2, el cual se encuentra en proceso revisión.

- A la fecha se encuentra en elaboración el Informe de ensayos e implementación de modelos para revisión, el cual concluyó en el mes de octubre. Este informe estaba previsto para ser emitido a finales de agosto, sin embargo se atrasó debido a temas con los coordinados (fundamentalmente dificultades presentadas por los coordinados, tales como falta de expertos, dificultad de coordinación del coordinado y sus proveedores, entre otros).

- A fines de noviembre finalizó la elaboración del informe preliminar actualizado, el cual fue enviado para observaciones de los coordinados.

Avance



Durante el mes de diciembre se analizarán las observaciones realizadas por los coordinados. Finalmente, se espera enviar a la SEC, durante la segunda quincena del mes de diciembre, el informe actualizado de representación dinámico realizados durante 2016. Avance

Real: 100% / Programado: 100% Comentarios Este objetivo finalizará durante el mes de diciembre de 2016.


3.10 Estudio de elaboración de la Programación Semanal utilizando Plexos.

Definición Revisar las herramientas actuales en uso por el CDEC SIC, con el objeto de buscar mejoras y realizar procesos de programación en escenarios de SIC-SING integrados.

Medición El seguimiento y cumplimiento del objetivo se hará partir de la revisión de los casos incluidos en la marcha blanca y revisión del informe final.

1. Capacitación de uso de Plexos (31 marzo 2016) 2. Adquisición software Plexos (30 abril 2016) 3. Elaboración de marchas blancas de la programación semanal (30

noviembre 2016) 4. Entrega de informe final. (diciembre 2016)


- Se envió ingeniero a la capacitación del software Plexos durante el mes de marzo,

cumpliéndose de esa forma la primera actividad de este objetivo. - La segunda actividad contempló la adquisición del software Plexos, lo cual ocurrió a

mediados de abril. Avance Real: 40% / Programado: 40% Comentarios Sin comentario


- A fines de noviembre finalizó la actividad referida a “Elaboración de marchas blancas de la programación semanal”.

- Se avanzó en la elaboración del informe final, cuyo plazo de entrega es finales de diciembre.

Avance


Comentarios Sin comentario



- Se espera concluir la elaboración del informe final a mediados de diciembre. Avance




3.11 Funcionamiento general DO.

Definición Además de los objetivos definidos anteriormente, la DO tiene que cumplir sus funciones básicas, las que en la mayoría de los casos tienen plazos de entrega definidos. En este objetivo también se incluirán las actividades derivadas de los cuerpos legales que se dicten.

Medición Al 30 de junio se evaluará el cumplimiento de actividades del Reglamento Interno tales como: 1. Programación Semanal y Recálculos (Artículo 78 e)

Se ha emitido la Programación Semanal en la forma de cálculos o recálculos, en los plazos establecidos para ello. A la fecha, se han realizado 44 cálculos y 51 recálculos.

2. Programas Diarios (Artículo 78 e) Se han emitido los Programas Diarios en los plazos establecidos para ello. A la fecha, se han elaborado 605 Programas Diarios.

3. Potencia Firme/Suficiencia. Cálculos Potencia Firme Definitivo 2015: 3 informes (versiones) emitidos

4. Programación Mensual (Artículo 78 e) Se han emitido los Programas de 12 Meses en los plazos establecidos para ello. A la fecha, se han elaborado 11 Programas Mensuales

5. Estudios NT DO, según el calendario de estudios (Artículo 78 d), k) - Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas: Estudio publicado a

comienzos de junio. - Estudio Restricción en el Sistema Transmisión: En desarrollo (publicación informe final

segunda quincena de agosto) - Estudio Control de Tensión y Requerimiento Potencia Reactiva: En desarrollo

(publicación informe final a fines de agosto) - Estudio Prioridades de uso de los recursos para el Control de Tensión: En desarrollo

(publicación informe final a fines de diciembre) - Estudio de Sintonización de Estabilizadores de Potencia: Publicación del informe final

programado para fines de octubre. - Plan de defensa contra contingencias extremas: Publicación del informe final

programado para fines de diciembre. - Plan de recuperación de servicios.

6. Informe Anual del grado de cumplimiento de los coordinados (Artículo 78 d), k). Se ha emitido el Informe Anual del grado de cumplimiento de los coordinados en los plazos establecidos (marzo)

7. Calendario de Estudios 2017 (Artículo 78 d), k) Actividad programada para desarrollarse durante el último trimestre (15 de diciembre).

8. Participar en grupos de trabajo con la CNE, para la elaboración de los Anexos Técnicos de la NT (Artículo 78 d), k) Para este punto la CNE ha propuesto los siguientes Anexos Técnicos: - Desconexión manual de carga. fueron publicados en el diario oficial el 26 de octubre

de 2016 y su aplicación comenzará a regir a partir del 1 de enero de 2017 - Información técnica de Instalaciones y Equipamientos. fueron publicados en el

diario oficial el 26 de octubre de 2016 y su aplicación comenzará a regir a partir del 1 de enero de 2017

- Informe de calidad de suministro y calidad de producto. - Programación de perfil de tensiones y gestión de potencia reactiva. fueron

publicados en el diario oficial el 26 de octubre de 2016 y su aplicación comenzará a regir a partir del 1 de enero de 2017.

- Requisitos técnicos mínimos de instalación que se interconectan al SI. fueron


publicados en el diario oficial el 26 de octubre de 2016 y su aplicación comenzará a regir a partir del 1 de enero de 2017

El CDEC participó con observaciones y comentarios que fueron enviados en su oportunidad a la CNE

9. Actualizar y elaborar Procedimientos DO (Artículo 78 a), j), k) Durante el año 2016 se elaboraron los siguientes procedimientos DO y DP: - Cálculo de la potencia de suficiencia de las centrales generadoras del SIC: fueron

enviados en dos oportunidades a las empresas coordinadas para observaciones. Sin embargo, con la entrada en vigencia de la nueva ley de transmisión su aplicación quedó incorporada como metodologías a los informes respectivos.

- Cálculo y determinación de transferencias económicas: fueron enviados en dos oportunidades a las empresas coordinadas para observaciones. Sin embargo, con la entrada en vigencia de la nueva ley de transmisión su aplicación quedó incorporada como metodologías a los informes respectivos.

- Costos combustibles: éste fue informado favorablemente por la CNE mediante la Resolución Exenta N°495 del 17 de junio de 2016.

10. Programación y coordinación de mantenimientos (Artículo 78 f)) Se ha coordinado la ejecución de mantenimientos en los plazos programados por las empresas. Además, se han revisado y aprobado/rechazado solicitudes de reprogramación de mantenimientos, las que se han informado oportunamente en el Informe Mensual de Gestión.

11. Controlar el cumplimiento de la programación de la operación (Artículo 78 g) El CDC opera conforme a lo establecido en los programas diarios, no existiendo objeciones por parte de las empresas sobre esta materia.

12. Coordinar la desconexión de carga en barras de consumo (Artículo 78 h) Las desconexiones de carga en barras de consumo requeridas para efectuar trabajos en instalaciones sujetas a la coordinación del CDEC SIC, han sido informadas a las empresas afectadas en los plazos establecidos para ello. Estos antecedentes, además, se han reportado en el Informe Mensual de Operación.

13. Proponer al Directorio normas relativas al funcionamiento de la DO (Artículo 78 i) Durante esta primera parte del año no ha sido necesario proponer al Directorio normas relativas al funcionamiento de la DO

14. Elaborar y presentar a la DAP el presupuesto anual de la DO (Artículo 78 i) Se ha presentado a la DAP el presupuesto de la DO en los plazos establecidos para ello.

15. Desarrollo de auditorías (por ejemplo: SCADA, Integridad de instalaciones, caudales, relés de BF) (Artículo 78 m)

Actividad desarrollada en el Objetivo 6.3

16. Publicar información sobre la operación diaria del sistema. (Artículo 78 n) Diariamente se publica esta información.

17. Autorizar la conexión de instalaciones de generación, transmisión y consumo. (Artículo 78 o)

Se han autorizado las conexiones de instalaciones de generación, transmisión y consumo que han cumplido con la entrega de la información requerida para ello, en los plazos estipulados en la normativa vigente.

18. Elaborar informe anual de los requerimientos de mejoras de las instalaciones de transmisión desde el punto de vista de la operación. (Artículo 78 p)

A fines de septiembre se publicó la versión final de este informe.

19. Llevar un catastro público y actualizado de todas las instalaciones de generación y transmisión. (Artículo 78 q)

Esta información se encuentra disponible en la aplicación InfoTécnica de la página Web del CDEC SIC.



Avance Real: 50% / Programado: 50% Al 30/Noviembre/2016

Avance Real: 91% / Programado: 91% Comentarios Sin comentarios Cierre al 31/Diciembre/2016

Avance Real: 100% / Programado: 100% Comentarios Sin comentarios


3.12 Cálculo de Potencia de Suficiencia (DS62/2006) y elaboración del Procedimiento DO correspondiente.

Definición Elaborar un Procedimiento DO y un cálculo de Potencia de Suficiencia con el Decreto Supremo 62/2006.

Medición Se espera desarrollar esta actividad en el año 2016 y se sujeta a la publicación y entrada en vigencia de la Norma Técnica del DS62/2006.


- A la fecha, esta objetivo se encuentra finalizado en los plazos establecidos para su

desarrollo. - El lunes 2 de abril se envió para observaciones de los Coordinados el Cálculo Preliminar de

Potencia de Suficiencia de las centrales generadoras del SIC correspondiente a los años 2016-2017.

- Ese mismo día lunes se envió para observaciones de los Coordinados el Procedimiento DO: “Cálculo de la Potencia de Suficiencia de las centrales generadoras del SIC” (Art.15 DS291/2007). Ese plazo para observaciones venció el lunes 23 de mayo. Las observaciones recibidas se encuentran en proceso de análisis.

- Por otra parte, de acuerdo a los plazos establecidos en la Norma Técnica de Potencia de Suficiencia (31/05/2016), a comienzos de junio se entregó el Cálculo Definitivo de Potencia de Suficiencia del año 2015-2016.

Avance




3.13 Procedimiento Caudales para la planificación de la operación

Definición Este objetivo busca adecuar el manual de procedimiento de caudales a los resultados y metodologías de los estudios realizados en materia de pronóstico de caudales afluentes apara las centrales hidroeléctricas.

Medición El cumplimiento se medirá a partir de las siguientes actividades

• Extender el estudio sobre el mejoramiento del sistema de pronóstico de caudales afluentes desarrollado en el 2015 (julio 2016)

• Publicación de estudio para validar los modelos de pronósticos desarrollados en el 2015 para algunos puntos del SIC (Octubre 2016)

Versión del Procedimiento DO para observación de los coordinados para efectos del Art. 15 d) DS291/2007 (Diciembre 2016)


- Se definió el alcance del estudio realizado el 2015. - Se avanza en el desarrollo del estudio sobre el mejoramiento del sistema de pronóstico

para los nuevos puntos o cuencas. - Se avanza en una versión del Procedimiento DO para observación de los coordinados para

efectos del Art. 15 d) DS291/2007 - A fines de mayo se recibió del Consultor Meteodata una Cotización para realizar un

Estudio sobre el mejoramiento del sistema de pronóstico operacional de caudales afluentes para CDEC SIC, cumpliendo con los requerimientos que le fueron solicitados en abril de 2016. Se encuentra en espera para la firma del contrato y los resultados de este estudio estarían disponibles durante el mes de agosto. Con este estudio se pretende extender la evaluación del modelo hidrológico implementado en el Estudio 2015 a otros puntos de control de cuencas con embalses relevantes, tales como: Rapel, Maule/Invernada, Laja, Ralco y Canutillar, así como los puntos de control de las cuencas de las centrales de pasada relevantes: Aconcagua/Alfalfal, Cachapoal, Tinguiririca y Duqueco.

Avance

Real: 65% / Programado: 65% Comentarios Sin comentarios Al 30/Noviembre/2016

- A fines de mayo se recibió del Consultor Meteodata una Cotización para realizar un Estudio sobre el mejoramiento del sistema de pronóstico operacional de caudales afluentes para CDEC SIC, cumpliendo con los requerimientos que le fueron solicitados en abril de 2016. Se encuentra en espera para la firma del contrato y los resultados de este estudio estarían disponibles durante el mes de agosto. Los resultados estuvieron disponibles en septiembre.

- Se recibió por parte del consultor Meteodata el Informe Final del Estudio de Caudales el día 9 de septiembre. Con esta actividad se da por terminado dicho estudio.


- Se dispone de una primera versión del Procedimiento DO “Definición de los caudales a utilizar en la Programación de la Operación”.

Avance

Real: 100% / Programado: 94% Comentarios Sin comentarios Cierre al 31/Diciembre/2016 Avance



3.14 Pronóstico eólico/solar

Definición Este objetivo busca analizar el comportamiento de los pronósticos de generación de centrales eólicas y solares, para detectar oportunidades de mejora y/o necesidad de auditoria.

Medición 1. Solicitud informar el valor de la potencia horaria generable, a partir del recurso primario disponible, para cada parque ERNC. (enero 2016)

2. Publicación de metodología de cálculo de índices y evaluación de pronósticos (marzo 2016)

3. Elaboración de Ranking con índices de calidad de los pronósticos. (abril 2016) 4. Publicación mensual de índices de calidad de pronósticos (abril 2016) 5. Seleccionar una central ERNC respecto de la cual se hayan detectados

pronósticos de bajo desempeño y solicitar certificación de su proceso y plan de mejoras. (junio 2016) Aplicación de recomendaciones estudio de GIZ para la gestión de los pronósticos renovables (diciembre de 2016).


- Se solicitó informar el valor de la potencia horaria para cada parque ERNC en el mes de enero. - Se publicó la metodología del cálculo de índices y se dieron a conocer los que fueron

seleccionados para los pronósticos en el mes de marzo. - En la página del CDEC están publicados mensualmente los índices y el ranking de calidad de

pronósticos. Avance



- Se realizaron pruebas con la empresa consultora Aires Renewables (WindSim) para el parque eólico Canela 2 en octubre. A la fecha, la consultora ha entregado, de forma gratuita, peores pronósticos que los proporcionados por la empresa propietaria (Endesa, pronósticos de Meteorológica). Este proceso finalizó en octubre y el resultado es que el pronóstico oficial entregado por Endesa tiene mejores índices de desempeño.

- Como parte del programa de cooperación que mantiene GIZ y el Ministerio de Energía en lo que se refiere a Integración de energías renovables no convencionales (ERNC) al sistema eléctrico chileno, GIZ le propuso al Ministerio el desarrollo de un sistema de pronóstico de generación de ERNC centralizado. El proyecto tiene como objetivo que los operadores del sistema (SIC y SING) puedan gestionar de manera más segura y eficiente la generación ERNC y a su vez puedan comparar el desempeño de los pronósticos de generación entregados en la actualidad por las empresas operadoras de las centrales.


Avance




- Se espera iniciar la aplicación de recomendaciones del estudio de GIZ para la gestión de los pronósticos renovables finalizando, de esta forma, este objetivo en los plazos programados.

Avance



4 ACTIVIDADES DIRECCIÓN DE PEAJES (DP)

4.1 Implementación Decreto Tarifario de Subtransmisión. (ELIMINADO)

Definición Se encargará una consultoría para el manejo de la base de datos empleada por la CNE en el calculó de las tarifas correspondientes al periodo tarifario 2015-2018.

1era Etapa En esta etapa el consultor debe:

• Presentar la estructura de la base de datos (diseño lógico, entidades, relaciones, definición de tablas, etc.)

• Implementar consultas que permitan replicar los resultados asociados a la valorización de instalaciones, contenidos en los informes de la CNE.

• Elaborar las consultas que permitan determinar la estructura de los sistemas bases con los cuales se puede determinar el (AVI +COMA)0 a partir del cual se obtiene el FDI inicial.

2da Etapa En esta etapa se debe evaluar la utilización de esta misma base de datos como herramienta que permita el manejo del cálculo mensual del FDI.

• En caso que dicha evaluación sea positiva el consultor deberá implementar las plataformas que permitan incorporar, reemplazar o eliminar instalaciones de los sistemas.

En caso que dicha evaluación sea negativa definir una propuesta de mejora a la condición actual.

Medición • Confeccionar TDR a más tardar el 31-mayo-2016.

• Contratar a Asesor a más tardar el 30-junio-2016.

• Diagnóstico entregado a través de un informe del Asesor con la aprobación por parte de la DP a más tardar el 31-diciembre-2016.


- No se ha dado inicio a este objetivo. Avance Real: 0% / Programado: 0% Comentarios En reunión de revisión de avance de objetivos, efectuada el martes 14 de junio, se expuso al Directorio, siendo aprobado, que, de acuerdo a lo establecido en el proyecto de Ley, en su artículo undécimo, se realizará una prorroga a la vigencia del Decreto 14, para los años 2016 y 2017. Debido a esto, durante 2016 no se emitirá el Decreto Tarifario de Subtransmisión necesario para el desarrollo de este objetivo, por lo cual se ha procedido a la eliminación del mismo del listado de objetivos 2016.


4.2 Implementación Plataforma de Peajes Troncales.

Definición Mejorar la difusión de los cálculos de peajes troncales a través de la página web del CDEC-SIC, orientado tanto a empresas actuales como aquellas que se encuentran interesadas en interconectarse al Sistema. El objetivo es implementar la maqueta de la plataforma definida en 2015 durante el año 2016. El servicio será a través de una asesoría que implemente la plataforma para estos efectos.

Medición • Confeccionar TdR a más tardar el 31-julio-2016.

• Contratar a Asesor a más tardar el 31-agosto-2016.

• Maqueta de la plataforma a más tardar el 31-diciembre-2016.


- La versión preliminar de los TdR ya se encuentra lista para ser enviada a revisión interna

(TI y Legal).

Avance Real: 9% / Programado: 0% Comentarios Sin Comentarios Al 30/Noviembre/2016

- Los TdR estuvieron confeccionados durante el mes de julio, de acuerdo a lo programado. - Se contrató al desarrollador Synaptic para llevar adelante este proyecto durante el mes de

septiembre. - Se dispone de la Maqueta preliminar de la plataforma. A la fecha se encuentran en la fase

de carga de datos. Comentarios El atraso en la contratación de la asesoría se debió a temas internos Avance



- Se espera disponer de la maqueta final de la plataforma durante el mes de diciembre 2016, de acuerdo a lo programado.


Avance


Sin comentarios.


4.3 Licitación de Obras Nuevas Decreto N° 158/2015

Definición Desarrollo de las actividades necesarias para adjudicar las obras nuevas troncales contenidas en el Decreto Exento Nº 158 de 2015. Los proyectos en proceso de licitación don 2 y corresponden a: a. “Subestación Seccionadora Nueva Diego de Almagro, Nueva línea 2x220 kV

entre S/E Nueva Diego de Almagro – Cumbres y Banco de Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV”

b. “Nueva Línea 2x500 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Nueva Crucero Encuentro, Bancos de Autotransformadores 2x750 MVA 500/220 kV en S/E Nueva Crucero Encuentro, Banco de Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S/E Los Changos y Nueva Línea 2x220 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Kapatur”

Medición Se medirá a través del cumplimiento de las actividades y plazos establecidos en las Bases de Licitación publicadas mediante Res. Exta. Nº364 del 15/07/2015 de la CNE, y sin objeciones formales por parte de las autoridades involucradas. Actividades previstas para el 2016:

1. Apertura de las Ofertas Administrativas y Técnicas: 18/enero/2016. 2. Apertura de las Ofertas Económicas: 11/marzo/2016. 3. Adjudicación por parte de la DP y Comité DP: 14/marzo/2016.


- Se cumplió con lo programado para este objetivo en los plazos definidos para ello. - Se realizó la apertura de las Ofertas Administrativas y Técnicas el 18 de enero - Se efectuó la apertura de las Ofertas Económicas con fecha 11 de marzo - Adjudicación por parte de la DP y Comité DP con fecha 14 de marzo - Finalmente, cabe mencionar que el viernes 6 de mayo se publicó el Decreto de

Adjudicación del Proyecto “Subestación Seccionadora Nueva Diego de Almagro, Nueva línea 2x220 kV entre S/E Nueva Diego de Almagro – Cumbres y Banco de Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV.

Avance Real: 100% / Programado: 100% Comentarios Sin comentarios.


4.4 Licitación de Obras Nuevas Decreto que Fija Plan de Expansión 2015-2016

Definición Desarrollo de las actividades necesarias para adjudicar las obras nuevas troncales contenidas en el futuro Decreto que Fija el Plan de Expansión del sistema de transmisión troncal para los doce meses siguientes (período 2015-2016).

Medición Se medirá a través del cumplimiento de las actividades y plazos establecidos en las Bases de Licitación, y sin objeciones formales por parte de las autoridades involucradas. La medición queda sujeta a la emisión de las Bases de Licitación mediante Resolución Exenta de la CNE. Posibles actividades previstas para 2016, sujetas a los plazos que se establezcan en las bases:

• Llamado a Licitación. 30 días después de publicado el Decreto

• Apertura de las Ofertas Administrativas y Técnicas. 243 días después de publicado el Decreto.

• Apertura de las Ofertas Económicas. 313 días después de publicado el Decreto

• Adjudicación por parte de la DP. 319 días después de publicado el Decreto Los plazos señalados se han estimado en función de procesos anteriores, ya que ellos serán definidos por el Min. de Energía y la Comisión (CNE).


- A principios de mayo se publicó el Decreto 373/2016, que fija el Plan de Expansión del

sistema de transmisión troncal para los doce meses siguientes (período 2015-2016). - Se avanza en el proceso interno para realizar el llamado a licitación.

Avance Real: 0% / Programado: 0% Comentarios Se informó al Directorio que el Decreto Exento N° 373/2016 (correspondiente al Plan de Expansión 2015-2016, publicado en el Diario Oficial el día lunes 23 de mayo de 2016) estableció un plazo de 60 días a la CNE para la elaboración de las Bases de Licitación, con lo cual surge la necesidad de ajustar los vencimientos asociados a las 3 últimas actividades de este objetivo, en función de los plazos que se estipulen finalmente en las Bases de Licitación. En atención a las razones expuestas, dicho ajuste fue aprobado por el Directorio. Además, se incorporó una nueva actividad a evaluar en 2016 (Emisión de Circulares Aclaratorias). • Llamado a Licitación. 30 días después de publicado el Decreto • Emisión de circulares aclaratorias � Según plazos de bases de licitación. • Apertura de las Ofertas Administrativas y Técnicas � Según plazos de bases de licitación. • Apertura de las Ofertas Económicas � Según plazos de bases de licitación. • Adjudicación por parte de la DP � Según plazos de bases de licitación. Lo anterior debido a que el Plan de Expansión contenido en el Decreto Exento N° 373/2016, publicado en el Diario Oficial el día lunes 23 de mayo de 2016, estableció plazos de actividades en términos de días contados desde la publicación de estas Bases de Licitación.



- A la fecha este objetivo se encuentra finalizado en cuanto a las actividades posibles de desarrollar durante 2016.

- Se publicó en el sitio web la Circular Aclaratoria N° 2, informándose a los participantes del proceso.

- Se publicaron Antecedentes Técnicos en el sitio web, informándose a los participantes del proceso.

Avance


- Se espera que las siguientes actividades se desarrollen en los plazos que se indican a continuación:

o Apertura de las Ofertas Administrativas : martes 4 de abril del 2017 o Apertura de las Ofertas Técnicas: lunes 10 de abril del 2017 o Apertura de las Ofertas Económicas: lunes 29 de mayo del 2017 o Adjudicación por parte de la DP : martes 30 de mayo del 2017


4.5 Licitación de Auditorías

Definición Ejecutar la licitación de las Auditorías Técnicas de las obras nuevas contempladas en el Decreto Exento Nº 201/2014:

a) “Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2×500 kV Charrúa – Ancoa 1 y 2 y nueva línea 2×220 kV Nueva Charrúa – Charrúa”.

b) “Línea 2×500 kV Pichirropulli – Puerto Montt, energizada en 220 kV”.

Medición Se mide a través de la elaboración de Bases, ejecución del proceso de licitación y posterior contratación de las auditorías de los proyectos, sin objeciones formales por parte de la Autoridad, a más tardar el 31 de julio de 2016. 1. Invitación a Participantes: 30-marzo-2016 2. Apertura de Ofertas: 31-mayo-2016. 3. Adjudicación y Orden de Proceder: 30-junio-2016.


- Durante abril se envió a la SEC las Bases de Licitación de las Auditorías Técnicas de los

proyectos mencionados en la Definición de este objetivo. - El sábado 2 y domingo 3 de abril se publicó el aviso de licitación para la auditoría técnica

en el periódico Economía y Negocio, y desde el lunes 4 al miércoles 6 de abril en el periódico El Financiero.

- Entre los días miércoles 6 y lunes 25 de abril, se gestionó la venta de Bases de Licitación de Auditoría Técnica y se recibieron las consultas de los participantes.

- A esta fecha, se cuenta con el acta de apertura de ofertas (realizada el 31/5/2016). Avance Real: 65% / Programado: 65% Comentarios Sin Comentarios.


- Este objetivo se encuentra finalizado en los plazos definidos para el desarrollo de sus diferentes actividades.

“Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa – Ancoa 1 y 2 y nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa”.

o Adjudicado por la DP el día 2 de octubre del 2015 a Transelec Holdings Rentas Ltda. El correspondiente decreto que fija los derechos de explotación y ejecución fue publicado en el Diario Oficial el día 7 de diciembre de 2015.

o Mediante Decreto Exento Nº 55 de 2016 del Ministerio de Energía, publicado en el D.O. el día 29 de enero de 2016, cambia la titularidad de Transelec Holdings Rentas Ltda por Transelec Concesiones S.A.


“Línea 2x500 kV Pichirropulli – Puerto Montt, energizada en 220 kV”.

o Adjudicado por la DP el día 2 de octubre del 2015 a Abengoa Chile S.A. El correspondiente decreto que fija los derechos de explotación y ejecución fue publicado en el Diario Oficial el día 28 de enero de 2016.

o Mediante Decreto Exento Nº 67 de 2016 del Ministerio de Energía, publicado en el D.O. el día 2 de febrero de 2016, cambia la titularidad de los derechos de explotación y ejecución de Abengoa Chile S.A.por Pichirropulli Transmisora de Energía S.A.

- El viernes 5 de agosto se informó a ABSG Consulting sobre su adjudicación de las

auditorías técnicas para ambos proyectos.

- El lunes 8 de agosto se envió carta al Auditor con orden de proceder y se informa al adjudicatario del proyecto de la adjudicación de las auditorías técnicas.

Avance


Comentarios

- La última etapa, correspondiente a Adjudicación y Orden de Proceder de la Auditoría, prevista para fines de junio, quedó finalmente resuelta a comienzos de agosto. El motivo del atraso se debió a que se otorgó un aumento de plazo a los proponentes para presentar ofertas.

- El proceso de revisión de ofertas fue más complejo de lo presupuestado.


4.6 Automatización de la determinación de los Costos Marginales.

Definición

Medición Desarrollo de la aplicación, de acuerdo a las siguientes fechas: Fase 1

• Publicación CMG on line para 5 barras representativas, vía CDC. (30/Mar/2016)

• Publicación CMG on line para barras del STT. (30/Jul/2016) Fase 2

• Diseño de la solución coordinada con el CDEC-SING (30/Abr/2016)

• Implementación de la plataforma. agosto-16

• Pruebas. septiembre-16

• Puesta en Servicio. noviembre-16


- Desde fines de febrero se publica en la web una estimación de CMG-on line en 5 barras del

sistema (vía CDC). - Se avanza en el análisis del movimiento de equipos necesarios para el desarrollo de esta

plataforma. Avance Real: 20% / Programado: 20% Comentarios En las reuniones realizadas con el PMO se concluyó finalmente que la solución factible sería con desarrollos propios, dadas las plataformas actualmente operativas en cada CDEC, y por el hecho de que el desarrollo del SING se orientaría a disponer de balances de energía en línea. Respecto de la actividad Diseño de la solución coordinada con el CDEC-SING (30/Abr/2016) Se acordó elaborar un informe de análisis de procesos, identificando requerimientos funcionales, con fecha de entrega para el 30-sep-2016. Con estos antecedentes, se informó al Directorio la necesidad de modificar la actividad “Diseño de la solución coordinada con el CDEC-SING” en los términos expuestos, lo cual fue aprobado. Al 30/Noviembre/2016

- Se avanza con este objetivo. Actualmente se publican los costos marginales de 43 barras troncales en la página web.

- La realización de pruebas se pusieron en marcha durante el mes de noviembre. - La realización de pruebas de los diversos módulos por parte de Transferencias se ha

iniciado en noviembre. Se espera que ellas se prolonguen hasta el mes de febrero de 2017 Avance



Comentarios No ha sido posible finalizar durante noviembre este objetivo, como estaba programado, debido al ajuste de actividades por reprogramación del hito “requerimientos funcionales” acordados con el CDEC-SING el mes de septiembre. Cierre al 31/Diciembre/2016

- Durante diciembre el Depto. de Transferencias desarrollará el período de pruebas de los diversos módulos, el que se extenderá hasta febrero de 2017.

Avance


- Este objetivo finalizará durante el mes de febrero de 2017.


4.7 Portal web de seguimiento de Pagos.

Definición Proyecto de implementación de un Portal web de seguimiento de Pagos para Transferencias Económicas.

Medición Desarrollo de la aplicación, de acuerdo a las siguientes fechas:

1. Diseño General de la Plataforma: Marzo-2016

2. Invitación a proponentes. Abril-2016

3. Adjudicación. Mayo-2016

4. Implementación de la plataforma. Agosto-2016

5. Pruebas. Septiembre-2016

6. Puesta en Servicio. Noviembre-2016


- Se dispone de un borrador de TdR, el cual se encuentra en proceso de revisión por parte de ambos CDEC.

- Se dispone del diseño general de la plataforma. Avance Real: 10% / Programado: 40% Comentarios En la reunión de análisis de avance de objetivos 2016, efectuada el martes 14 de junio, se expuso al Directorio el atraso registrado en esta materia debido a la coordinación necesaria con el SING. En función de ello, se puso en conocimiento del Directorio las nuevas fechas esperadas de cumplimiento de hitos, según el siguiente detalle: 1. Diseño General de la Plataforma: Mayo-2016 2. Selección de proponentes y ajustes finales de TDR: Julio-2016 3. Adjudicación y firma de contrato: Septiembre-2016 3. Desarrollo de la Plataforma: Diciembre-2016 4. Marcha Blanca: Diciembre-2016 – Enero-2017 Al 30/Noviembre/2016

- Portal de Seguimiento de Pagos: Durante el mes de octubre se recibieron un total de 4 propuestas, siendo descalificada una de ellas por no cumplir con las bases.

- El día viernes 28 de octubre el Comité CDEC adjudicó el servicio, y dio la orden de proceder, al desarrollados Unholster S.A.

- Durante noviembre se ha avanzado en este desarrollo.


Avance


- El atraso registrado en el desarrollo de este objetivo se explica básicamente por ajuste de actividades por incorporación y coordinación del proyecto con el CDEC-SING.


- En diciembre se espera el término de la etapa de Desarrollo, y el inicio del período de puesta en marcha.

- Se espera iniciar la utilización del portal a partir del mes de abril de 2017. Avance


- Este objetivo finalizará durante el mes de enero de 2017, tal como se informó al Directorio en la revisión del mes de junio 2016.


4.8 Proyecto de implementación de una plataforma de recepción de medidas para Transferencias Económicas.

Definición • Incorporación del 850 de medidores a la plataforma de recepción de medida (PRMTE). Esto equivale a un total acumulados 2015-2016 de 1.510 medidores.

• Habilitación y entrega a los procesos de transferencias de los 660 medidores incorporados durante el 2015.

Medición • Se mide a través del cumplimiento que equivale al del 40% de los 850 puntos de medidas incorporados a la PRMTE, al 31 de agosto del 2016.

• Se mide a través del cumplimiento que equivale al del 100% de los 850 puntos de medidas incorporados a la PRMTE, al 31 de diciembre del 2016.

• Se mide a través del cumplimiento que equivale al del 100% de disponibilidad de los 660 puntos de medidas para el departamento de transferencias, al 31 de diciembre del 2016.


- Se avanza con la incorporación de 850 medidores a la plataforma de recepción de medida

(PRMTE). A fines de abril se había incorporado efectivamente un 12% de esos medidores (99 equipos), respecto del 8% programado a fines de mayo (68 equipos).

- De las 170 empresas que tienen menos de 25 medidores, existe un 27% que no han presentado respuesta a las cartas enviadas por la DP, y un 21% son empresas que presentaron cronograma de trabajo mayor a lo estipulado en la norma vigente (carta DP N° 430/2016, enviada a la SEC con referencia al “Incumplimiento Título 4-5 de la NTSyCS”).

- Existen 5 grandes empresas corporativas que tienen más de 100 medidores en sus redes, cuyo plazo vence el 25 de diciembre del 2016, pero que han tenido inconvenientes con la infraestructura de comunicaciones, reemplazo de medidores y re-estructuraciones interna corporativa. Los cuales podrían estar impactando el éxito del objetivo del presente año. (cantidad aproximada de 700 medidores asociado a estas 5 grandes empresas).

- En relación a los PMGD, que son aproximadamente 100 medidores, se puede mencionar que la normativa se publicó recién en septiembre del 2015, entregando un plazo para que los coordinados cumplan con lo exigido en dicha norma, plazo que no concuerda con lo estipulado en la NTSyCS. Adicionalmente existe un artículo en dicha norma asociada al tema de conexión a través del enlace de comunicaciones de la distribuidora que es confuso, ya que mezcla Scada de las distribuidoras con el sistema de medida de los CDEC. Se ha informado a la CNE de dicha inconsistencia.

Avance Real: 12% / Programado: 12% Comentarios Sin perjuicio de que el avance está dentro de lo programado, considerando los comentarios anteriores, particularmente los plazos establecidos para el cumplimiento de los PMGD y los incumplimientos de parte de algunas empresas, se vislumbra para el resto del año que aparezcan retrasos con respecto a lo programado.



- Durante el mes de noviembre se avanzó en el proceso de incorporación de medidores a la plataforma PRMTE, sumando 120 nuevos medidores.

Avance


Comentarios Sin comentarios. Cierre al 31/Diciembre/2016

- A fines de diciembre se espera incorporar 280 medidores adicionales para, de esa forma, alcanzar hacia fines de diciembre, los 1510 medidores acumulados totales. De esta forma, se espera cerrar 2016 con la incorporación de 850 nuevos medidores.

- Por otro lado, a fines de diciembre se dejarán disponibles los 660 medidores utilizables por el Depto de Transferencias, para sus procesos internos, de acuerdo a lo programado.

Avance

Real: 100% / Programado: 100% Comentarios Sin comentarios.


4.9 Estudios y Análisis NTSyCS correspondientes a la DP

Definición Realizar el cálculo de Indisponibilidad de acuerdo a lo establecido en la Norma Técnica (NT) asociada al DS62/2006, Reglamento de Transferencias de Potencia entre Empresas Generadoras. El Cálculo contempla: a. Revisión de los procedimientos y metodologías que resulten necesarias para

dar cumplimiento a lo dispuesto en el reglamento, incluidos en la NT y asociados al cálculo de indisponibilidad.

b. Homologación de Estados Operativos de centrales generadoras en una ventana de 5 años, en principio a partir de 2011.

c. Elaboración y compilación de información estadística operacional de las unidades generadoras del SIC, incluyendo entre otros los siguientes valores: horas de operación, horas de reparación, horas de mantenimiento efectivo y programado.

d. Definición de aspectos metodológicos del cálculo no cubiertos en la NT y que pueden ser materia de un Procedimiento específico o ser parte de un eventual Procedimiento DO de cálculo de Potencia de Suficiencia.

Medición El cálculo preliminar debería estar disponible durante el primer semestre de 2016, con una estadística de 5 años que abarque el período 2011-2015 El plazo está sujeto a la publicación y entrada en vigencia de la NT asociada al DS62/2006 y la necesidad de incorporar aspectos de este cálculo en un Procedimiento (DS291/2007).

• 20 días hábiles después de publicación NT





El cumplimiento de este objetivo, definido como realizar el cálculo de Indisponibilidad de acuerdo a lo establecido en la Norma Técnica de Transferencias de Potencia entre Empresas Generadoras, se separó en 4 etapas, con los siguientes hitos:

- El hito que marca el cumplimiento del primer punto corresponde a la presentación realizada en el marco del “Seminario Técnico DO CDECSIC 2016: Aplicación Potencia de Suficiencia DS62/2006 y Borrador Norma Técnica”, donde se presentaron los aspectos metodológicos asociados al cálculo del Indisponibilidad. Este seminario se realizó a fines de enero de 2016 y motivo la inclusión por parte de la autoridad (CNE) del Art. 10-5 en la NT asociada al DS62/2006.

- En el caso del segundo y tercer punto, y consistentemente con lo establecido en la Norma Técnica de Transferencias de Potencia entre Empresas Generadoras, específicamente lo dispuesto en el Artículo 10-5, contenido en el capítulo 10 referido a las Disposiciones Transitorias, se deberá utilizar la estadística disponible a partir del 1 de marzo de 2016; la DP está publicando mensualmente un resumen con los estados operativos de las centrales del SIC en conjunto con los informes de indisponibilidad de Gx-Tx descritos en la NTSyCS,


dando un plazo hasta mediados de cada mes para recibir observaciones por parte de los coordinados. Por lo tanto el nivel de avance se está midiendo mensualmente.

- Finalmente, respecto del punto 4, se ha incluido en la primera versión para observaciones de los coordinados del Procedimiento DO asociado al cálculo de Potencia de Suficiencia, artículos específicos relativos al cálculo del índice IFOR. Actualmente se está en el proceso de revisión de las observaciones recibidas por parte de los coordinados.

Avance Real: 28% / Programado: 28% Comentarios Se informó al Directorio, que estuvo de acuerdo, que este objetivo debía ser reformulado en los términos establecidos por el artículo 10-5 de la NT de Transferencias, NT que fue publicada con posterioridad a la definición de este objetivo, por lo que su nueva descripción y su avance, se refieren a esta nueva formulación, indicada a continuación:

Definición Realizar el cálculo de Indisponibilidad de acuerdo a lo establecido en la Norma Técnica (NT) asociada al DS62/2006, Reglamento de Transferencias de Potencia entre Empresas Generadoras. El Cálculo contempla:

a. Revisión de los procedimientos y metodologías que resulten necesarias para dar cumplimiento a lo dispuesto en el reglamento, incluidos en la NT y asociados al cálculo de indisponibilidad. b. Revisión de Estados Operativos de centrales generadoras para el año de cálculo a partir de marzo 2016. c. Elaboración y compilación de información estadística operacional de las unidades generadoras del SIC, incluyendo entre otros los siguientes valores: horas de operación, horas de reparación, horas de mantenimiento efectivo y programado para el año de cálculo. d. Definición de aspectos metodológicos del cálculo no cubiertos en la NT y que pueden ser materia de un Procedimiento específico o ser parte de un eventual Procedimiento DO de cálculo de Potencia de Suficiencia.

Medición El cálculo definitivo provisorio 2016 debería estar disponible a fines de 2016, con una estadística que abarque el período marzo a noviembre de 2016. El proceso contempla la emisión de revisiones mensuales a partir del segundo semestre de 2016.

• Fines de septiembre primera versión (período marzo-agosto)

• Fines de octubre segunda versión (período marzo-septiembre)

• Fines de noviembre tercera versión (período marzo-octubre)

• Fines de diciembre cuarta versión (período marzo-noviembre) Las definiciones metodológicas deberían estar incorporadas en el Procedimiento respectivo a fines de marzo de 2016



- A fines de septiembre se emitió la primera versión (período marzo-agosto) del cálculo de Indisponibilidad de acuerdo a lo establecido en la Norma Técnica (NT) asociada al DS62/2006 (carta DP N°810/2016).

- A Fines de octubre se emitió la segunda versión (período marzo-septiembre) del cálculo de indisponibilidad. Se emitió un cálculo actualizado incluyendo septiembre.

- A fines de ese mes de octubre, se publicó el informe (archivo) que contiene la categorización de los estados operativos asociado a cada una de las desconexiones de unidades generadoras ocurridas durante septiembre, además de complementar el registro con la inclusión de las unidades que estuvieron en el estado operativo de Pruebas (P), Prueba Operacional (PO) y Prueba DO (PDO). Finalmente, no se recibieron observaciones por los coordinados al catastro enviado para el mes de agosto.

- Se está en proceso de elaboración de la tercera versión (período marzo-octubre), la cual se emitirá a fines de noviembre. Se enviará versión actualizada a octubre de 2016, incluyendo la revisión de las observaciones recibidas del período marzo-agosto.

- En lo referente a la plataforma GESCAL, se han levantado una serie de incidencias relativas al desarrollo del módulo de indisponibilidad de Gx-Tx (Art. 6-17 I), aspectos relevantes de la carga histórica de la información de Calidad de Suministro y Calidad de Producto. El tratamiento de estas incidencias se ha canalizado a través de plataforma de prueba, en donde principalmente se han enfocado en la revisión de aspectos relativos a la operatividad de la plataforma.

Avance

Real: 76% / Programado: 80% Cierre al 31/Diciembre/2016

- Se espera realizar el envío de la cuarta versión a fines de diciembre (Cálculo definitivo y emisión de informe de Indisponibilidades para el período marzo-noviembre 2016), lo cual estará sujeto a la cantidad de observaciones que se reciban, y a los tiempos que la DO esté manejando para la emisión del cálculo de Potencia de Suficiencia definitivo de 2016-2017.

Avance



4.10 Objetivo de Integración con CDEC-SING.

Definición El Proyecto de Integración en el eje de Mercado consta de cuatro fichas:

1) Ficha Plataformas Tecnológicas para Transferencias Económicas. 2) Ficha Cálculo y Balance de Potencia de Suficiencia. 3) Ficha Determinación de Costos Marginales y Transferencias de Energía. 4) Ficha Integración de Plataformas Recepción Medidas de Transferencias Económicas.

Medición Se mide de acuerdo al cumplimiento propuesto en cada una de las fichas

indicadas anteriormente.

• Ficha Plataformas Tecnológicas para Transferencias Económicas. (Plazo: Julio 2016)

• Ficha Cálculo y Balance de Potencia de Suficiencia. (Plazo: Un año, finalizando en diciembre de 2016)

• Ficha Determinación de Costos Marginales y Transferencias de Energía. (Un año, finalizando en diciembre de 2016)

• Ficha Integración de Plataformas Recepción Medidas de Transferencias Económicas. (Plazo: Dos años, a fines de 2017 se debe contar con la Plataforma de Medidas para la nueva organización)


Ficha “Plataformas Tecnológicas para Transferencias Económicas”. El desarrollo de esta actividad se ha dividido en cuatro sub-actividades, de acuerdo a lo coordinado con el PMO de integración, reconociendo para alguna de ellas nuevas fechas junto con el CDEC-SING. Las actividades y su avance son los siguientes:

- Sub-actividad “Portal de seguimiento de pagos”: Desarrollo contemplado en el objetivo 4.7.

- Sub-actividad “Cálculo automático de costos marginales”: Desarrollo contemplado en objetivo 4.6.

- Sub-actividad “Portal de Medidas” se ha acordado con el CDEC-SING elaborar un documento con el levantamiento de diferencias en criterios técnicos.

- Sub-actividad “Gestión de calidad de producto”, a la fecha se cuenta con una plataforma operativa en el SIC (GESCAL), la cual fue evaluada por el CDEC-SING respecto de la viabilidad de su utilización por dicha DP, y las adecuaciones que esta plataforma requeriría para dicha utilización. Se acordó elaborar un informe de acción conjunta para junio de 2016.

Avance Real: 30% / Programado: 30%


Comentarios

De acuerdo a lo anterior se propone actualizar la fecha asignada a la Ficha “Plataformas Tecnológicas para Transferencias Económicas” con los plazos indicados anteriormente. Todas las sub-actividades descritas cuentas con cronogramas de desarrollo acordados. Para las fichas “Cálculo y Balance de Potencia de Suficiencia”, “Determinación de Costos Marginales y Transferencias de Energía”, se definieron durante mayo los cronogramas para su desarrollo durante 2016, junto con los documentos entregables (borradores de procedimientos). Respecto de la Ficha “Integración de Plataformas Recepción Medidas de Transferencias Económicas”, se informó al Directorio, que estuvo de acuerdo, en que dado que el compromiso de esa ficha es para el año 2017, no se realizarían actividades asociadas a la misma durante 2016 procediendo, en consecuencia, a su eliminación. Al 30/Noviembre/2016

- Sub-actividad “Portal de seguimiento de pagos”: se recibieron un total de 4 propuestas, siendo descalificada una de ellas por no cumplir con las bases. El día viernes 28 de octubre el Comité CDEC adjudicó el servicio, y dio la orden de proceder al desarrollador Unholster S.A. Durante noviembre se ha avanzado en el desarrollo de la plataforma para completar su primera fase el 21 de diciembre.

- -Sub-actividad Cálculo de Transferencia de Energía: Se acordó con el CDEC-SING la versión final del documento con una propuesta de procedimiento, dando cumplimiento y cierre a esta tarea contenida en la carta Gantt del Eje Mercado.

- -Sub-actividad Cálculo y Balance de Potencia de Suficiencia: Se emitió una propuesta de procedimiento y el 28 de octubre se recibió el documento con observaciones por parte del CDEC-SING. El 14 de noviembre se completó y dio cierre a esta actividad.

- -Sub-actividad Gestión de calidad de producto: Esta actividad se finalizó durante el mes de septiembre con la entrega de los Planes de Acción Conjunta.

Avance



- Sub-actividad “Portal de seguimiento de pagos”: Se espera finalizar esta actividad a fines de diciembre, tal como está programado.

Avance



4.11 Funcionamiento general DP.

Definición 1. Emisión Informes Previo y de Revisión de Peajes Troncales. (Art 79 c, i, m) A la fecha se han emitido 5 informes: - A comienzos de año se emitió el informe de peajes 2016. - Durante abril se emitió la revisión correspondiente al año 2015. - Durante abril se publicó la Actualización de la estimación 2016 (Decreto 23T) - A comienzos de junio se publicó la estimación 2017 (Decreto 23T). - Durante noviembre se publicó complemento informe de peajes 2015,

debido a reliquidación de la potencia firme 2015. 2. Requerir a los operadores de transmisión informe con instalaciones necesarias

para nuevas inyecciones. -conexión de obras nuevas troncales y otras. (Art 79 e) No se han recibido solicitudes o requerimientos que justifiquen la aplicación de esta función.

3. Elaboración de Balances de Transferencias de Energía, Potencia. (Art 79 g ) Mensualmente se ha elaborado un balance para observaciones y un balance para pagos de energía y potencia.

4. Catastro/Balance de Energías Renovables No Convencionales -ERNC (Art 79 g ) Se encuentra disponible en la página web, el catastro de ERNC, el cual se actualiza mensualmente. Por otro lado, y con la misma periodicidad, se elabora y publica el balance de ERNC.

5. Reliquidación de Ingresos Tarifarios Troncales (Art 79 h, i ) Mensualmente se emite un informe con esta materia, el cual, además, se publica en la página web del CDECSIC.

6. Actualización o Determinación de FDI de Subtransmisión (Art 79 i ) Mensualmente se emite un informe con esta materia, el cual, además, se publica en la página web del CDECSIC.

7. Pago anual de centrales por Sistemas de Subtransmisión (Art 79 i ) Se emite un informe con esta materia, el cual, además, se publica en la página web del CDECSIC, cada mes en el cual se registra la entrega al Despacho de una central generadora que se conecte al sistema de subtransmisión.

8. Pago o Reliquidación de Subtransmisión (Art 79 i ) Mensualmente se emite un informe con esta materia, el cual, además, se publica en la página web del CDECSIC.

9. Emisión de Factor de Ajuste de Inyecciones de Subtx (Art 79 i ) Mensualmente se emite un informe con esta materia, el cual, además, se publica en la página web del CDECSIC.

10. Liquidación o Reliquidación de Peajes Troncales (Art 79 i ) Mensualmente se emite un informe con esta materia, el cual, además, se publica en la página web del CDECSIC.

11. Distribución Cargos Únicos Troncales (Art 79 i ) Mensualmente se emite un informe con esta materia, el cual, además, se publica en la página web del CDECSIC.

12. Presentar a la CNE la revisión del Estudio de Transmisión Troncal de acuerdo a propuesta elaborada por la DPD. (Art 79 k) Tarea desarrollada por la DPD en objetivo 5.1)

13. Reliquidación de Ajuste/ Recargo entre empresas distribuidoras (Art 79 l ) Mensualmente se emite un cuadro de pago con esta materia, el cual, además, se publica en la página web del CDECSIC.


14. Elaboración de informes mensuales de índices de calidad de producto, suministro (continuidad e indisponibilidad) y tiempos de reposición de servicio (Art 79 n ) Se encuentran publicados en la página web del CDEC SIC los informes a los cuales hace referencia esta exigencia (ítem Índices de Desempeño)

15. Publicación mensual del diagrama unilineal del SIC actualizado. (Art 79 n ) Mensualmente se dispone de esta información. A la fecha, se encuentra disponible el ejemplar correspondiente a octubre 2016.

16. Mantenimiento y mejora continua de la información técnica del SIC. (Art 79 n ) Se elabora un informe mensual, el cual se envía a las empresas, con el grado de cumplimiento de la información técnica. Esta información, además, queda disponible en la forma de un resumen global, en la página web del CDECSIC. En cuanto a la mejora continua, permanentemente se verifica la calidad de la información, requiriéndose los antecedentes pertinentes a las empresas en aquellos casos en los cuales se detecta algún tipo de inconsistencia.

17. Facturación de Distribuidoras sin Contrato RExta 2288 y 239 (Art 79 n ) Mensualmente se efectúa un cálculo de los pagos por el suministro de las empresas distribuidoras referidas en las Resoluciones indicadas.

18. Elaborar presupuesto de la DP para presentar a la DAP (Art 79 o) Actividad desarrollada en los plazos establecidos para ello.

19. Participación en sesiones del Comité del Estudio de Transmisión Troncal. (Art 79 p) Este año no se contempla este tipo de sesiones.

20. Administrar los contratos de Auditorías Técnicas de la ejecución de los proyectos de Obras Nuevas, de acuerdo a lo establecido en los Decretos de Adjudicación de las Obras Nuevas. (Art 79 q) Actualmente se administran 13 contratos de Auditorias para los proyectos que se encuentran en ejecución.

21. Determinación del Costo Marginal de Energía (Art 79 s) Se han determinado los costos marginales de energía con la periodicidad requerida en la normativa vigente. Se han publicado esos costos marginales en la página web del CDECSIC.

Medición En función de la calidad y cumplimiento de los plazos establecidos para cada tarea.






5 ACTIVIDADES DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO

5.1 Elaboración de los estudios y recomendaciones para la propuesta de expansión del Sistema de Transmisión Troncal 2016

Definición Analizar la consistencia de las instalaciones de desarrollo y expansión del Sistema Troncal, realizando una revisión del Estudio de Transmisión Troncal con las obras y evolución de la demanda efectiva y elaborar propuesta a la CNE con obras de transmisión a realizar en el período siguiente. Dichos análisis se deben realizar en coordinación con el CDEC-SING en cuanto a proceso de expansión troncal de dicho sistema.

Medición • Emisión de documento con definición de criterios de coordinación para la elaboración de los planes de expansión del SIC y del SING en función de la ficha de integración asociada al eje Planificación sobre la actividad correspondiente al plan de expansión troncal (30 de abril de 2016).

• Entrega de la propuesta preliminar de expansión del STT a los operadores y usuarios de dicho sistema a más tardar el día 31 de agosto de 2016.

Entrega de la propuesta de expansión del STT a los operadores de dicho Sistema, sus usuarios y la CNE a más tardar el día 30 de octubre de 2016.


- Durante marzo se elaboraron las del estudio (PLP, DS, FCF) - Durante abril, y hecha la definición de criterios de coordinación de planes de expansión

SIC-SING (Ficha Integración, Eje Planificación), se concluyó la Minuta con criterios de coordinación de planes de expansión SIC-SING.

- Estando lista la minuta de Revisión de obras necesarias para el cumplimiento de la NTSyCS, durante mayo se avanzó en la determinación del Plan de Obras de Generación para usar en la Rev 2016 ETT.



- A finales de agosto se emitió para observaciones de las empresas Coordinadas del SIC y de los desarrolladores de proyectos, el Informe Preliminar de la Revisión Anual del STT. Este informe corresponde a la Propuesta Preliminar de Expansión del STT del SIC, el cual incluye los análisis y evaluaciones económicas para proyectos troncales en la zona Norte, Sur y centro del SIC, análisis y recomendaciones de proyectos por adecuaciones normativas, requerimientos de potencia reactiva y niveles de cortocircuito.


- Entrega de la propuesta de expansión del STT a los operadores de dicho Sistema, sus usuarios y la CNE a más tardar el día 30 de octubre de 2016: Se emitió la versión definitiva de la propuesta de expansión anual del STT 2016. Se realizó una presentación al Director Técnico y al Despacho con las obras incorporadas, adicionalmente se le realizó una presentación a la CNE describiendo los detalles del proyecto compensación reactiva del sistema Cardones – Polpaico 500 kV.

Avance


Comentarios Se espera afines de diciembre disponer de un Informe Complementario a la propuesta de expansión del STT, con lo cual se da por terminado el objetivo. Cierre al 31/Diciembre/2016 Avance



5.2 Elaboración de los estudios de requerimientos de expansión para los Sistemas de Subtransmisión (DS 291-Art 37 bis letra b).

Definición Desarrollo de una metodología detallada para análisis de requerimientos de expansión de la subtransmisión de los distintos subsistemas en coordinación con el CDEC-SING y las empresas subtransmisoras. Elaboración de un estudio de diagnóstico respecto del uso de las líneas de cada sistema de subtransmisión.

Medición Emisión de informes:

• Avance metodológico y de diagnóstico de uso de líneas. 30 Junio 2016

• Informe preliminar para revisión interna Metodología detallada para análisis de requerimientos de expansión y para diagnóstico de uso de líneas de los sistemas de subtransmisión. 31 Octubre 2016

• Informe de estudio de diagnóstico de uso de líneas de los sistemas de subtransmisión para tensiones sobre 66 kV. 30 Diciembre 2016


- Se definió el cronograma específico para el desarrollo del Estudio. - Se ha desarrollado un análisis de los sistemas de subtransmisión chilenos y su

caracterización conceptual. - Se ha mantenido reuniones con Chilectra y CGE-Transnet, empresas propietarias de

instalaciones de subtransmisión. - Se ha iniciado el análisis de la NTSyCS para la definición de los criterios de planificación.

Avance Real: 30% / Programado: 33% Comentarios Sin comentarios Al 30/Noviembre/2016

- Avance metodológico y de diagnóstico de uso de líneas. Se trabajó en la elaboración del informe preliminar correspondiente al estudio de requerimientos de regularización de instalaciones de subtransmisión. La metodología propuesta se aplicó a un grupo de SS/EE que sólo presentan instalaciones de subtransmisión y, eventualmente, adicionales, que son: Agua Santa, Melipilla, Concepción, El Salto y Quelentaro. Para cada una de ellas se identificaron los requerimientos de normalización de sus instalaciones de acuerdo con la normativa existente. Esta actividad finalizó en el mes de junio, tal como estaba previsto.

- En relación con el desarrollo de la metodología para diagnosticar el uso de líneas de subtransmisión y determinar los requerimientos de expansión en temas relacionados con los criterios para la identificación de puntos críticos, a fines de octubre se dispuso del informe preliminar, de acuerdo a lo programado.

- Debido a la publicación de la nueva ley de transmisión, en particular el artículo 13° transitorio, se hizo necesario reemplazar el objetivo original que buscaba diagnosticar el


uso de líneas de subtransmisión por el análisis de las obras urgentes de transmisión zonal. Se presentaron 175 proyectos cuyo informe de análisis será entregado a la CNE el 30 de diciembre de 2016.

Avance



- A fines de diciembre el CDEC entregará a la CNE su informe con la evaluación y recomendación de proyectos de transmisión zonal, cuya ejecución debe iniciarse antes del 31 de diciembre de 2018.

Avance


Comentario

- Desde septiembre se ha trabajado en la Elaboración del Metodología para diagnosticar el uso de líneas de los sistemas de subtransmisión y de determinación de los requerimientos de expansión en conjunto con el CDEC SING (Ficha Integración, Eje Planificación). Se espera que este desarrollo esté finalizado durante el mes de diciembre de 2016.


5.3 Aplicación a la planificación de la estimación de consumos de los sistemas SIC y SING en conjunto con el CDEC-SING

Definición Elaborar una previsión de consumos que considere criterios conjuntos de ambos CDEC. Consensuar al menos un escenario de consumos SIC – SING común y acondicionarlo para aplicarlo en los modelos de planificación de la expansión de la transmisión 2016.

Medición • Proposición de escenarios de consumo de largo plazo para revisión del CDEC SIC y CDEC SING. 31 Marzo 2016

• Escenario de consumo de largo plazo consensuado. 29 Abril 2016

• Aplicación del escenario en el modelo de planificación del STT del SIC. 31 Octubre 2016


- El 31 de marzo se emitió la propuesta de escenarios de consumo de largo plazo para

revisión del CDEC SIC y CDEC SING. - Durante abril se dispuso de un escenario de consumo de largo plazo consensuado. - Se envió una propuesta al CDEC-SING en formato PLP.

Avance Real: 80% / Programado: 75% Comentarios Sin comentario


- Este objetivo finalizó sus actividades en el mes de agosto de 2016, con la emisión del informe final de recomendación de forecasting.

- A comienzos de junio finalizó la aplicación del escenario en el modelo de planificación del STT del SIC, cuyos análisis de resultados fueron incorporados en la emisión de la propuesta de expansión del STT emitido a fines del mes de octubre.

Avance




5.4 Estudio penetración ERNC

Definición El estudio debe analizar para el año 2021 (post-Ix), el impacto de la incorporación de generación ERNC intermitente en el sistema eléctrico sobre: • Costos de operación (operación de mínimos técnicos, entre otros) • Requerimientos de reservas de potencia activa • Control primario y secundario de frecuencia (rampas) • Efectos en las restricciones del sistema de transmisión

Medición Informes con los resultados del estudio, el cual deberá incluir criterios generales de operación segura por ejemplo a causa del efecto de rampas pronunciadas, efectos sobre la operación económica, límites de penetración, efectos sobre el control de frecuencia, entre otros.

• Adjudicación desarrollo Estudio Penetración ERNC. 31 de mayo 2016.

• Informe preliminar: 30 Septiembre 2016.

• Informe definitivo: 30 de Diciembre 2016.


- Se elaboraron y emitieron las bases de licitación para la ejecución del Estudio de

integración de ERNC. Fueron invitada a participar de dicho proceso las siguientes empresas consultoras: Synex, Systep, GTD, Valgesta y el Centro de Energía de la Universidad de Chile.

- Se conformó la mesa de trabajo conducente a generar aportes para el desarrollo del Estudio. Fueron convocados y asistieron las siguientes organizaciones: Ministerio de Energía, CNE, ACERA y CDEC-SING.

- En abril se disponía de borrador de TdR. - Durante mayo se analizaron las propuestas recibidas, adjudicándose el estudio a fines de

ese mes al Centro de Energía, de la Universidad de Chile. Avance Real: 20% / Programado: 20% Comentarios Sin comentarios Al 30/Noviembre/2016

- El día jueves 29 de septiembre se recibió el documento correspondiente al Informe Preliminar del Estudio, conforme al cronograma definido, el cual fue revisado durante las primeras semanas de octubre.

- El consultor (CE-FCFM Universidad de Chile) efectuó, a mediados del mes de octubre, la presentación de los resultados de las simulaciones de corto plazo para el año 2021 con las tres hidrologías acordadas. Estos resultados corresponden al escenario base. En dicha reunión se acordó hacer un cambio en algunos de los escenarios a simular, modificando las simulaciones del año 2030 por el año 2025 pero sensibilizando sobre los parámetros técnicos de las máquinas térmicas. Las observaciones al informe final preliminar fueron enviadas el día lunes 24 de octubre.


- Durante noviembre se avanzó en la incorporación de las observaciones con miras a la presentación del informe final.

Avance



- Se espera disponer a fines de diciembre de la versión final del informe sobre Estudio de Penetración ERNC.

Avance



5.5 Elaboración de Procedimientos para el cumplimiento de las funciones de la DPD.

Definición Elaboración de propuesta de Anexo Técnico para cálculo de Capacidad Técnica en sistemas de transmisión adicional que defina entre otros: Alcance, definiciones, responsabilidades, información requerida, metodología de cálculo, prioridades de conexión, plazos y disposiciones transitorias.

Medición • Elaboración de propuesta interna de Anexo Técnico. 30 de junio 2016

• Consolidación de observaciones y elaboración versión preliminar Anexo Técnico: 30 de Septiembre 2016.

Elaboración y envío propuesta de Anexo Técnico a la CNE 31 de (Octubre 2016.


- Se cuenta con el cronograma de trabajo. - Se trabaja en la minuta de Anexo Técnico que será entregada en el mes de junio.

Avance Real: 35% / Programado: 40% Comentarios Sin Comentarios Al 30/Noviembre/2016

- Este objetivo se encuentra ejecutado y finalizado. - Hacia fines de junio se dispuso de una propuesta interna de Anexo Técnico conteniendo

las funciones de la DPD. - Durante octubre se trabajó en la consolidación de observaciones y se avanzó en la

elaboración de la versión preliminar de Anexo Técnico. - La propuesta de proceso de cálculo de capacidad técnica disponible finalizó el 28 de

octubre (desarrollado por ambos CDEC en el marco de la integración en el eje de Planificación).

Avance


- Motivo de atraso de la actividad Consolidación de observaciones y elaboración versión preliminar Anexo Técnico: 30 de Septiembre 2016 (estuvo terminado en octubre)

- Los Anexos Técnicos se proyectaron como forma de operar cuando el Coordinador entraba en vigencia el año 2018. Al adelantarse en un año el inicio del Coordinador, los Anexos Técnico dejan de cumplir el objetivo planteado.

- La organización de esta actividad en conjunto con el CDEC SING (integración) fue posterior a las fechas establecidas.


5.6 Coordinar comunicación entre titulares en el desarrollo de proyectos.

Definición Elaboración de guías y procedimientos para garantizar el acceso abierto en el desarrollo de proyectos en coordinación con el SING.

Medición • Elaboración de propuesta de Anexo Técnico para definición de Puntos de Conexión para envío a la CNE. 31 de Mayo 2016.

• Elaboración de propuesta de Anexo Técnico referente al diseño de subestaciones STT (configuración, equipamiento, comunicaciones, protecciones, SS.AA., etc.) para envío a la CNE. 30 de Septiembre 2016.

• Elaboración de Procedimiento de Coordinación de Proyectos para envío a la CNE. 31 de Octubre 2016.


- Durante abril se entregó el cronograma de trabajo puntos de conexión. - Se entregó a la CNE un informe con una propuesta de Anexo Técnico para definición de

Puntos de Conexión. - Se entregó el cronograma de trabajo diseño de subestaciones. - Se entregó el cronograma de trabajo coordinación de proyectos. - Se avanza en la elaboración de propuesta de Anexo Técnico referente al diseño de

subestaciones STT (configuración, equipamiento, comunicaciones, protecciones, SS.AA., etc.) para envío a la CNE mediante informe.

- A fines de mayo se finalizó al actividad de elaboración de propuesta de Anexo Técnico para definición de Puntos de Conexión para envío a la CNE.



- Este objetivo finalizó en octubre. - A comienzos de ese mes de octubre se completó la actividad relacionada con la elaboración de propuesta de Anexo Técnico referente al diseño de subestaciones STT (configuración, equipamiento, comunicaciones, protecciones, SS.AA., etc.) para envío a la CNE. A comienzos de ese mes, se publicaron en la página web del CDEC, para comentarios de coordinados y desarrolladores, los siguientes documentos:

o Guía Técnica - Criterio Diseño Nvas SSEE STT o Guía técnica - Diseño Sistemas de Protecciones o Familia de Unilineales de Protección y Control, asociados a la configuración Interruptor

y Medio (12 planos en total) - La última actividad fue desarrollada por ambos CDEC en el marco de la integración en el

eje de Planificación. El hito final correspondió a la revisión de las áreas legales y de contraloría técnica de ambos CDEC de la propuesta de anexo técnico para el Coordinador.


Avance


Comentarios

- Los Anexos Técnicos se proyectaron como forma de operar cuando el Coordinador entraba en vigencia el año 2018. Al adelantarse en un año el inicio del Coordinador, los Anexos Técnico dejan de cumplir el objetivo planteado.


5.7 Actualización de zonas para localización de Subestaciones Seccionadoras de Conexión al Troncal.

Definición En lo relativo a cumplir con funciones y responsabilidades NTSyCS

• Revisar y actualizar análisis técnicos para localización de Subestaciones Seccionadoras y conexiones provisorias.

• Revisar y actualizar análisis económicos para localización de Subestaciones seccionadoras y conexiones provisorias.

• Aplicación a nuevas instalaciones del sistema. Medición • Revisión de antecedentes técnicos y económicos sistema 500 kV: 31/05/2016

• Informe preliminar para revisión de coordinados: “Actualización Definición de Puntos de Conexión al STT”: 30/06/2016

• Emisión de informe actualizado: “Definición de Puntos de Conexión al STT”: 15/08/2016.


- Se encuentran realizadas las solicitudes para las centrales Pajonales y Prime Cóndores. - A fines de mayo se disponía de una minuta sobre Revisión de antecedentes técnicos y

económicos sistema 500 kV, dándose cumplimiento a este hito. - A fines de mayo se avanzaba en la actividad referida a la elaboración de un Informe

preliminar para revisión de los coordinados, sobre “Actualización Definición de Puntos de Conexión al STT”.

Avance Real: 60% / Programado: 75% Comentarios Sin Comentarios


- A mayo 2016 se concluyó la revisión de antecedentes técnico económico de Sistema 500 kV y se emite Informe: “Determinación de puntos de conexión en STT 500 kV”.

- Al 28 de julio se presentó Metodología y criterios para determinación de puntos óptimos en STT 500 kV en seminario DPD y se publica en página WEB para conocimiento de coordinados.

- Al 30 de noviembre se emite Informe “Definición de puntos de conexión STN 500 kV”. Avance


Comentarios

- Sin comentarios.


5.8 Revisión de Ingeniería y Especificación de la Interconexión

Definición En lo relativo a la coordinación del desarrollo de nuevos proyectos, en consideración de que las líneas que componen la interconexión SIC - SING son las siguientes: la línea 2x500 kV Cardones - Cumbres - Los Changos, la línea 2x220 kV Changos - Kapatur y la línea de 220 kV Cumbres - Nueva Diego de Almagro; y las líneas Polpaico – Nueva Cardones, involucran a las empresas: Transelec, Transchile, TEN y otras aún no definidas, se requiere:

• Revisar la ingeniería conceptual y básica de las instalaciones de la interconexión.

• Revisar la especificación de los equipos de interconexión

• Revisión del impacto sobre la operación de los sistemas de protección debido a la operación interconectada.

Lo anterior con la finalidad de verificar la coherencia de los diversos proyectos en el cumplimiento de la NTSyCS en cuanto a las características técnicas de las instalaciones y equipos, como también en los aspectos relacionados con el acceso abierto. Esta actividad se realizará sobre la base de la ingeniería que les será solicitada a los titulares.

Medición • Emisión de informe de impacto en los sistemas de protección del Sistema: 29/06/2016.

• Emisión de informe de Revisión Especificaciones funcionales de diseño: 31/10/2016.

• Emisión de informe de Revisión de Ingeniería de Titulares: 30/12/2016.


- A la fecha se ha avanzado en la elaboración del informe de impacto en los sistemas de protección del Sistema – informe preliminar para observaciones, que tiene programado su emisión hacia finales de junio.

Avance Real: 15% / Programado: 20% Comentarios Sin comentarios Al 30/Noviembre/2016

- Las actividades se trabajan en el marco la integración (CDEC SIC Y CDEC-SING) en el eje de Planificación.

o . o Revisión Especificaciones funcionales de diseño y Revisión de Ingeniería de

Titulares, se trabajan en conjunto y se espera finalizar a fines de noviembre.(una sola actividad)

- Respecto a la actividad al impacto en los sistemas de protección del sistema, el consultor Sysred – Relé comunicó que detectó problemas en los modelos de las protecciones y


persisten aún con el cambio de metodología de trabajo exigido en carta DPD N° 00152/2016. Al respecto el consultor añadió que desconoce la causa y que no le es posible solucionar el problema. Ambos CDEC tomaron la decisión de terminar el contrato de servicios con el consultor. A la fecha las áreas legales de ambos CDEC se encuentran preparando la carta de término anticipado de contrato correspondiente. Adicionalmente, en forma paralela se está trabajando para organizar el desarrollo del estudio con recursos internos. Se espera concluir este estudio el 18 de enero próximo.

- La actividad correspondiente a emisión de informe de Revisión Especificaciones funcionales de diseño, programado para fines de octubre, finalizó en noviembre.

Avance


- Se registra atraso en el desarrollo de la primera actividad, debido: - La organización de esta actividad en conjunto con el CDEC SING (integración) fue posterior

a las fechas establecidas. - Los problemas del consultor en el desarrollo del Estudio “Revisión del Impacto en los

Sistemas de Protecciones debido a la Interconexión SIC-SING” Cierre al 31/Diciembre/2016

- A mediados de enero se espera emitir el documento final sobre Impacto en los sistemas de protecciones.

Avance



6 OTRAS ACTIVIDADES

6.1 Ejecución Presupuestaria

Definición Ejecución del Presupuesto de DO/DP/DPD.

Medición 50% Según porcentaje de ejecución presupuestaria de Gastos Extraordinarios y Gastos Ordinarios en Estudios o Consultorías al 31/12/2016 a informarse en la primera sesión ordinaria de Directorio de enero de 2017. 50% Según porcentaje de contrataciones al 31/12/2016. Nota: No se incluye el concepto de cumplimiento de tareas asociadas a partidas del Gasto Extraordinario, para evitar su doble contabilización. Control de avances mensuales, informados a través del Informe de Gestión Mensual del CDEC SIC


- Se avanza de acuerdo a lo programado. Avance Real: 30% / Programado: 32% Comentarios El Directorio solicitó adelantar a diciembre 2016 lo relacionado con la actividad a desarrollar en la primera sesión ordinaria de enero de 2017. Al 30/Noviembre/2016

- La ejecución presupuestaria se ha visto afectada por ajustes debido a actividades que no se realizarán producto de falta de normativa ad hoc (Ej. Dec 14).

- Presupuesto afectado por reformulación de estudios DPD. Avance

Real: 75% / Programado: 85% Al 31/Diciembre/2016

- Se espera una ejecución presupuestaria en términos de lo programado. Avance



6.2 Seguimiento Cumplimiento Actividades Art 1-16 de la NTSyCS

Definición Con motivo del informe anual al que hace referencia el artículo 1-16 de la NTSyCS (ex Art 1-15), la SEC emitió su Oficio 12399 (de fecha 10/09/2015) por medio del cual solicitó informar en relación a las acciones tendientes a dar cumplimiento a los aspectos mencionados. A raíz de ello, se requirió a las empresas informar e implementar acciones referidas a:

• Implementación EDAC BF (carta DO 1188/2015). Control trimestral y elaboración de informe.

• Disponibilidad de la información requerida por el SITR (carta DO 1189/2015). Control trimestral y elaboración de informe.

• Cumplimiento estándares de indisponibilidad programada y forzada aceptables de los sistemas de transmisión (carta DP 854/2015). Control trimestral y elaboración de informe.

• Cumplimiento estándares de indisponibilidad programada y forzada aceptables en generación (carta DP 957/2015). Control trimestral y elaboración de informe.

Las fechas de emisión del Informe de control trimestral , corresponden a: - Primer Informe de Control: 31/Mar/2016 - Segundo Informe de Control: 30/Jun/2016 - Tercer Informe de Control: 30/Sep/2016 - Cuarto Informe de Control: 31/Dic/2016

Medición • Implementación EDAC BF: Control trimestral.

• Disponibilidad de la información requerida por el SITR: Informe Trimestral

• Cumplimiento estándares de indisponibilidad programada y forzada aceptables de los sistemas de transmisión: Informe Trimestral

Cumplimiento estándares de indisponibilidad programada y forzada aceptables en generación: Control trimestral con elaboración de informe.


- Se han enviado los informes trimestrales en los plazos estipulados para ello en el Oficio SEC 12399, referido a esta materia.

Avance Real: 25% / Programado: 25% Comentarios Sin Comentarios. Al 30/Noviembre/2016

- Se han enviado los informes trimestrales en los plazos estipulados para ello en el Oficio SEC 12399, referido a esta materia.

Avance




- Se espera finalizar el año 2016 enviando a la SEC el cuarto y último informe trimestral sobre esta materia.

Avance



6.3 Auditorías

Definición Artículo 78 m) Reglamento Interno Artículos 80 f) y 80 g) del Reglamento Interno En lo relativo a las auditorias para garantizar acceso abierto:

• Realizar las auditorías necesarias para garantizar el cumplimiento del acceso abierto a los sistemas de transmisión correspondientes.

• Determinar la capacidad técnica de transmisión en sistemas adicionales.

Medición El seguimiento y cumplimiento de los objetivos se medirá de acuerdo a los alcances de cada auditoría definidos en los respectivos TdR y según el cronograma de Auditorías para el año 2016 deberá estar confeccionado a más tardar en marzo de 2016. En el caso de acceso abierto se medirá en función del cumplimiento de los plazos según requerimiento de los interesados y de los proyectos que se requiera auditar. Se elaborará un informe con el resultado de todas las auditorías realizadas sobre esta materia en diciembre 2016.


- C. San Isidro: Basado en los antecedentes entregados por Endesa, expuestos el miércoles 30 de marzo, se estima que es necesario realizar una auditoría en relación a costo variable no combustible para agua de refrigeración de la central. Al respecto, se están preparando los términos de referencia para la contratación de estos servicios.

- A fines de mayo los TdR se encuentran elaborados, estando en proceso de revisión de los antecedentes delas empresas que pueden prestar el servicio.

Avance Real: 23% / Programado: 23% Comentarios Sin Comentarios


- Auditoria a San Isidro (agua de refrigeración): En proceso de preparación de informe preliminar.

- Parámetros técnicos a centrales ciclo combinado: Análisis por parte del Auditor de la información entregada por los Auditados.

- Auditorías Capacidad de regulación intradiaria, Fecha de entrada en operación de centrales y Costos combustibles: Procesos cerrados.

Avance




- Auditoria a San Isidro (agua de refrigeración): Proceso cerrado. - Parámetros técnicos a centrales ciclo combinado: En proceso de cierre. - Auditorías Capacidad de regulación intradiaria, Fecha de entrada en operación de

centrales y Costos combustibles: Procesos cerrados. Avance



6.4 Cumplir las disposiciones del Reglamento SSCC en cuanto a la implementación.

Definición Aplicación de los Procedimiento DO establecidos en el DS 130: 1. “Cuantificación Disponibilidad de Recursos y Necesidades de Instalación y/o

Habilitación de Equipos para la prestación de Servicios Complementarios”; 2. ”Declaración de Costos de Equipos para la prestación de Servicios

Complementarios”; 3. “Instrucciones de Operación de Servicios Complementarios”; 4. “Verificación y Seguimiento del Cumplimiento Efectivo de Servicios

Complementarios”. Adicionalmente se elaborará el Informe de Definición Y Programación de SSCC y se pondrá en régimen el Estudio de Costos de los SSCC.

Medición • Publicación del Informe de Definición y Programación de SSCC versión 2016 (marzo 2016)

• Publicación del Estudio de Costos de los SSCC (marzo 2016)


- Se entregó y publicación el Informe de Definición y Programación de SSCC versión 2016. - Se publicó el estudio de costos de los SSCC.

Avance Real: 100% / Programado: 100% Comentarios Se realiza un seguimiento mensual de los SSCC.


- Objetivo ya finalizado Avance



6.5 Seminarios Técnicos

Definición Difusión y capacitación por parte de las Direcciones Técnicas a los Coordinados con respecto a algunas funciones realizadas por el CDEC-SIC. Consiste en exponer las metodologías, criterios y mecanismos de trabajo que permitan ilustrar a los Coordinados los temas técnicos relativos a la operación del sistema y a las transferencias económicas del CDEC.

Medición Realización de al menos dos evento durante el 2016.


- Se realizó seminario técnico DPD Expansión del Parque Generador y Previsión de Demanda de Largo Plazo.

- Se realizó seminario técnico DP Desarrollo Estudio de Continuidad 2015. - Se realizó seminario técnico DO: Aplicación Potencia de Suficiencia DS62/2006 y Borrador

Norma Técnica. Avance Real: 100% / Programado: 100% Comentarios Sin Comentarios.


- Objetivo finalizado. Avance



6.6 Normalización de Procedimientos (Guías de Aplicación)

Definición En Acuerdo OR 10-2015-01 se establece que las actividades rutinarias que realicen las Direcciones Técnicas, que no estén incorporadas en Procedimientos, serán formalizadas a través de “Guías de Aplicación”.

Medición Al respecto, las Guías a desarrollar en 2016, se refieren a:

• Guía de legal para la contratación de servicios. Marzo 2016

• Aprobación de solicitudes de Intervención/desconexión. Marzo 2016

• Programa de 12 Meses. Julio 2016

• Estudio de seguridad. Julio 2016

• Cálculo de peajes de subtransmisión. Septiembre 2016

• Cálculo de los balances de transferencias de energía. Septiembre 2016

• Actualización y mantención de la información técnica de las instalaciones del SIC. Diciembre 2016

Contabilidad de Ingresos y Gastos de la administración de los Procesos de Licitación de obras troncales Diciembre 2016.


- Se han elaborado las siguientes guías según programa presentado al Directorio en marzo de 2016.

o Solicitudes de Desconexión e Intervención o Habilitación de las instalaciones de los Coordinados para participar en la prestación de

los SSCC o Cambio de Turno o Evacuar sala del Despacho ante situaciones de emergencia o Protocolo de Comunicaciones entre Despachadores del CDC y Operadores de los CC o Recepción de Nuevos Equipos para la Entrada en Operación o Procedimiento de Comunicación de eventos energéticos o Proceso de cálculo de capacidad técnica de sistemas o Proceso de Control de Correspondencia o Guía general para la Elaboración de los Procedimientos de las Direcciones Técnicas

Avance Real: 38% / Programado: 42% Comentarios Se realizó una presentación al Directorio en el mes de marzo de 2016, en relación a esta materia. En la reunión de revisión de objetivos de junio, se informó al Directorio que, adicionalmente a las 10 guías comprometidas en este objetivo, se está trabajando en otras Guías de Aplicación adicionales.



- A fines de agosto se publicaron en la página web las Guías de Aplicación de las Direcciones Técnicas. Además, y mediante carta DO N° 1629/2016, se informó ese hecho a los Coordinados

Avance


Comentario - Se estimó pertinente no desarrollar una “Guía de legal para la contratación de servicios”, ya

que esas materias se encuentra cubiertas dentro del conjunto de Políticas Corporativas.


6.7 Emisión de Informes y Reportes

Definición Las Direcciones Técnicas emiten periódicamente diferentes Informes y Reportes que se ponen a disposición de los interesados (internos y externos) y que su oportunidad reviste relevancia para una adecuada toma de decisiones.

Medición Los plazos para emisión de los diferentes informes y reportes, son:

• Informe de Gestión CDEC SIC: viernes anterior a la Sesión Ordinaria de Directorio (efectuada el segundo miércoles de cada mes)

• Informe de Operación Mensual CDEC SIC: viernes anterior a la Sesión Ordinaria de Directorio (efectuada el segundo miércoles de cada mes)

• Newsletter DO: Corresponde a 2 publicaciones mensuales. La primera, a efectuarse al tercer día hábil de inicios de cada mes (con el cierre del mes inmediatamente anterior), y 3 días hábiles posterior al día 15 de cada mes (con la información de la primera quincena del mes en curso).

• Newsletter DP: Corresponde a 1 publicación mensual, a efectuarse el último día hábil de cada mes.

• Programa de 12 Meses: Disponible a más tardar el 5 día hábil de cada mes.

• Informe Mensual de Seguridad de Abastecimiento: Día 20 de cada mes.

• Además durante el primer semestre se mejorarán (rediseño gráfico y/o contenido) al menos dos informes habituales que actualmente son emitidos por las Direcciones Técnicas.


- Informe de Gestión CDEC SIC: Emisiones de abril y mayo Cumplen. Envío de marzo No Cumple (fue enviado día sábado)

- Informe de Operación Mensual CDEC SIC: Cumple las emisiones con nuevo criterio aprobado por el Directorio.

- Newsletter DO: Cumplen las emisiones de marzo, abril y mayo. - Newsletter DP: Cumplen las emisiones de marzo, abril y mayo con el nuevo criterio aprobado

por el Directorio. - Programa de 12 Meses: Cumplen las emisiones de todos los meses - Informe Mensual de Seguridad de Abastecimiento: : Cumplen las emisiones de marzo, abril y

mayo con el nuevo criterio aprobado por el Directorio. Avance Real: 32 % / Programado: 33%

Comentarios Dados los plazos observados para que los coordinados proporcionen la información requerida, así como la emisión de otros informes en paralelo, el Directorio aprobó modificar los plazos de los siguientes informes, según el detalle señalado: Newsletter DP: Cumplimiento dentro de los 5 primeros días hábiles del mes siguiente de emitida la facturación respectiva. Informe Operación Mensual: Emisión de informe de operación a más tardar el día 8 de cada mes. Informe Mensual de Seguridad: Emisión dentro del mes de elaboración del mismo.



- Se avanza según lo programado. Avance

Real: 91% / Programado: 91% Al 31/Diciembre/2016

- Se espera finalizar el año sin novedades en el desarrollo de este objetivo. Con la emisión de los últimos informes y reportes del año, se alcanzará el cumplimiento 100%.

Avance

Real: 100% / Programado: 100% Comentario Sin Comentarios.

Metas 2016 CDEC SIC · Metas 2016 – DO/DP/DPD Informe Sesión OR 12 -2016 1 INTRODUCCIÓN Se...

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